Ujemne ceny energii elektrycznej to chwilowy błąd systemu czy nowa rzeczywistość? 

Jeszcze 5 lat temu ujemne ceny energii elektrycznej były rozważane na gruncie czysto teoretycznym. W czerwcu 2023 roku, kiedy na TGE w Polsce pierwszy raz pojawiała się cena poniżej zera, traktowano ją jako ciekawostkę. Dziś ceny ujemne energii elektrycznej w słoneczny weekend nikogo nie dziwią, a wielu stawia prostą diagnozę: im więcej fotowoltaiki w systemie, tym ceny będą jeszcze niższe. Patrząc na korelację produkcji energii elektrycznej i cen prądu na giełdzie, trudno nie oddać logiki tej tezie, ale czy faktycznie jest ona prawdziwa? 

Czy z każdym kolejnym GW mocy PV w systemie ceny energii elektrycznej będą notować kolejne rekordy ujemnych wartości? Mam tu odmienne zdanie i duże minusy w cenach prądu widzę raczej w błędach traderów giełdowych niż w samych elektrowniach fotowoltaicznych. Te mocno ujemne ceny energii elektrycznej jak szybko przyszły, tak szybko mogą odejść do historii. 

Skąd się bierze cena energii -1453 zł/MWh?

1 maja rynkowa cena energii (RCE) o godzinie 13:30 została wyznaczona na -1453 zł/MWh. To nowy rekord, który otworzył dyskusję, jakie ceny zobaczymy w kolejne słoneczne dni wolne od pracy. Tu należy zrobić chwilę przerwy na krótkie wyjaśnienie, jak jest ustalana cena na rynku SPOT, gdzie odbywa się handel energię elektryczną z dostawą na kolejny dzień. 

Na rynku dnia następnego cena jest wyznaczana w punkcie przecięcia podaży i popytu. Aby cena na tym rynku osiągnęła wspomnienie -1453 zł/MWh wszyscy sprzedający w tej sesji musieli oferować ceny niższe lub równe tej kwocie. A nie było ich mało, bo wolumen w godzinach południowych 1 maja przekraczał 3 GW. W świecie cen dodatnich "niższa" cena sprzedaży to okazja. 

W świecie cen ujemnych, "niższa" cena (np. -1500 zł) oznacza większą desperację sprzedającego, by pozbyć się energii. Taki wolumen przy tak niskiej cenie oznacza, że 1 maja na rynku było wielu desperatów, którzy za wszelką cenę chcieli sprzedać energię elektryczną. Choć słowo sprzedać oznacza w tym kontekście dopłacić za odbiór. Zapewne wiele ofert w tym czasie było wystawionych po możliwie najniższej cenie, czyli technicznym dnie giełdy, które regulacje wyznaczają na -500 EUR/MWh, czyli ok. -2150 PLN/MWh. 

Kto dopłaca do sprzedaży prądu? 

Na to pytanie odpowiedź powinna być szybka i prosta. Skoro fotowoltaika odpowiada za ceny ujemne to zapewne właściciele farm fotowoltaicznych płacą za przywilej sprzedaży prądu po cenach ujemnych. To wyjaśnienie niestety sprzeczne jest z logiką i zdrowym rozsądkiem. Z punktu widzenia właściciela farmy fotowoltaicznej, jaki jest sens płacić 1450 zł/MWh jak może wyłączyć farmę i mieć 0 zamiast dużego minusa? Przy kontraktach różnicowych czy wsparciu np. z zielonych certyfikatów niewiele ujemną ceną można obronić.

Właściciel farmy fotowoltaicznej w systemie zielonych certyfikatów może sprzedać prąd za -20 zł/MWh, bo dostanie za niego certyfikat o wartości 25 zł/MWh, więc mimo że sprzedał po cenie ujemnej, może niewiele zarobić. Taki mechanizm broni się tylko przy małych minusach. Z prawdopodobieństwem bliskim pewności można powiedzieć, że właściciele farm fotowoltaicznych nie dorzucili się masowo do ujemnych cen 1 maja. 

Drugi trop to elektrownie węglowe. One nie są elastyczne i zazwyczaj ceny na poziomie - 200 , -300 zł/MWh mogą zaakceptować przez kilka godzin. Przy pracy na minimum technicznym dopłatę do wprowadzanego prądu do sieci wliczają w koszty, które odrobią wieczorem, pracując na dużym plusie z pełną mocą. Ale w sytuacji, gdy średnia cena w danym dniu zbliża się do zera, elektrownie węglowe też przestają płacić ten rachunek. Skoro nie fotowoltaika i elektrownie węglowe dopłacają po 1450 zł/MWh to kto? Traderzy!

Traderzy na rynku energii

Poza słoneczną pogodą jest drugi czynnik, który łączy rekordy ujemnych cen – jest nim niski popyt na energię elektryczną. Większość energii w Polsce kupuje się w kontraktach terminowych BASE (stała dostawa 24/7). Są kontrakty z czasów, gdy prąd płynął tylko z węgla, a odbiorcy nie mieli fotowoltaiki na dachu. Polega to na tym, że spółka obrotu kupuje pasek mocy na cały kolejny rok dla swoich klientów na poziomie, który z pewnością odbiorą.

Weźmy przykład, że klienci spółki obrotu w każdej godzinie zużywają przez cały rok minimum 1 GW mocy. Trader kupuje taki pasek w 2025 roku od elektrowni węglowej na rok 2026. Resztę mocy dokupuje w kontraktach krótszych lub na rynku SPOT. Przychodzi słoneczny 1 maja, sklepy pozamykane, fabryki nie pracują, klienci domowi, którzy nie wyjechali na majówkę, w dużej części produkują w południe własny prąd. Okazuje się, że 1 GW kontrakt w podstawie tej spółki obrotu jest za duży przez kilka godzin. Trader wpada w pułapkę fizycznego odbioru wolumenu większego niż potrzeba jego klientów. Musi sprzedać 300 MW podobnie jak wielu innych, więc wystawia możliwie najniższą cenę, aby zagwarantować sobie sprzedaż. A co jeżeli nie sprzeda? 

Na drugi dzień zostaje mu rynek dnia bieżącego, ale tam ceny mogą być jeszcze niższe niż były 1 maja. A pozostanie z kontraktem bez fizycznego odbioru, oznacza rozliczenie go na rynku bilansującym, gdzie limit ujemnej ceny to -15 000 EUR/MWh! To za duże ryzyko, żeby na rynku SPOT oszczędzać kilkaset zł/MWh. Stąd moja teza, że to przekontraktowane spółki obrotu zapłaciły 1 maja większość rachunku za ujemne ceny prądu. 

Jak długo zostaną z nami ujemne ceny prądu?

Bardzo ujemne ceny prądu rzędu -1000, -1500 zł/MWh to błąd w Matrixie, które w tym roku mogą się zdarzać w weekendy, bo kontrakty są zawarte, więc w każdy słoneczny weekend traderzy będą z nimi walczyć na giełdzie. Nie jestem jednak optymistą, że bardzo ujemnych cen będzie więcej za rok. Logika wskazuje, że powinno ich być mniej, bo osoby zawierające te kontrakty widzą, że kupowanie dużych wolumenów mocy w postawie to rosnące ryzyko niepotrzebnych kosztów panicznej ich wyprzedaży na rynku SPOT. 

Zapewne traderzy będą zawierać umowy, które automatycznie „skalują się” w dół, gdy cena na giełdzie spada poniżej zera. Jeśli nie ma obowiązku odebrania energii przy -1000 PLN, nie trzeba jej rozpaczliwie wyprzedawać. Drugi czynnik to rosnąca elastyczność po stronie popytu. W Polsce realizowane są projekty magazynów energii w skali GW mocy i pojemności rzędu GWh. Te projekty zaczną masowo wchodzić na rynek w latach 2027-2030 i zaczną szybko zbierać ekstrema cenowe z rynku. Nie oznacza to, że ceny ujemne całkowicie znikną.

Fizyka i brak elastyczności elektrowni cieplnych pozostanie. Jednak lepsze kontrakty oraz magazyny energii sprawią, że zamiast -1500 zł/MWh, będziemy widywać minimalnie -50  zł/MWh lub -100  zł/MWh, ale za to znacznie częściej też będą ceny +50  zł/MWh czy + 100 zł/MWh. Ekstrema zostaną „ścięte”, bo traderzy przestaną wpadać w pułapkę fizycznego odbioru prądu, którego nie chcą. Rynek stanie się bardziej przewidywalny, ale ujemna cena pozostanie naturalnym elementem krajobrazu – tak samo jak niska, ale dodatnia cena truskawek w szczycie sezonu.