Lipiec bez skrajnych cen. Jak radziły sobie magazyny energii w Niemczech

Lipiec przyniósł spokojniejszy, choć wciąż atrakcyjny rynek dla handlu energią z magazynów. Rekordowa produkcja z OZE, powracające okresy ujemnych cen oraz łagodniejsze wieczorne skoki popytu złożyły się na bardziej zrównoważony zestaw okazji – zarówno na rynku hurtowym, jak i usług systemowych.

Miesiąc bez skrajności

Lipiec podążał znajomym, letnim wzorcem. Produkcja z OZE osiągnęła nowy rekord, generacja słoneczna wielokrotnie sprowadzała południowe ceny w okolice zera, a liczba godzin z ujemnymi cenami ponownie wzrosła.

Mimo to rynek nie przypominał żadnej ze skrajności widzianych wcześniej w tym roku. Głębokie załamania cen wywołane nadpodażą, charakterystyczne dla wiosny, były mniej wyraźne. Zniknęły też wieczorne szczyty cenowe wynikające z niedoborów, które zdominowały czerwiec. Dla operatorów magazynów energii oznaczało to rynek z mniejszą liczbą skrajnych zdarzeń, ale wciąż z istotnymi różnicami cenowymi.

Lipiec w liczbach

Dla reprezentatywnego magazynu energii o parametrach 10 MW/20 MWh w Niemczech, najwyższe przychody wśród pojedynczych strategii przyniósł ciągły handel śróddzienny. Mimo to jego wynik spadł z 17 700 euro za MW/miesiąc w czerwcu do 14 300 euro w lipcu – to spadek o około 19%.

Znacznie bardziej stabilne okazały się aukcje dnia następnego oraz aukcje śróddzienne – każda z nich wygenerowała 12 300 euro za MW/miesiąc, czyli nieznacznie mniej niż w czerwcu.

Łączna strategia hurtowa, integrująca aukcje i ciągły handel śróddzienny, spadła z 20 300 euro do 17 200 euro za MW/miesiąc.

Stabilne przychody z usług systemowych

W przeciwieństwie do rynku hurtowego, przychody z rezerw mocy w usługach systemowych pozostały niemal niezmienione:

• FCR (rezerwa pierwotna) – bez zmian, 14 900 euro za MW/miesiąc,
• aFRR dodatnia – bez zmian, 11 000 euro za MW/miesiąc,
• aFRR ujemna – bez zmian, 13 000 euro za MW/miesiąc,
• strategia łączona aFRR – bez zmian, 12 000 euro za MW/miesiąc.

Wyjątkiem były przychody z energii aFRR, które spadły z około 1400 euro w czerwcu do niespełna 1000 euro za MW/miesiąc w lipcu.

Najlepszy wynik nadal dzięki łączeniu rynków

Najwyższe przychody przyniosła strategia łącząca różne rynki – 23 100 euro za MW/miesiąc.

Wynik ten był wprawdzie o około 8% niższy niż w czerwcu, ale nadal przewyższał łączoną strategię hurtową o mniej więcej 33%. W porównaniu z pojedynczymi strategiami handlowymi przewaga sięgała od 55% do niemal 2400%.

Rekordowy udział OZE w miksie energetycznym

Odnawialne źródła odpowiadały w lipcu za 71,5% niemieckiej produkcji energii elektrycznej – to najwyższy miesięczny udział odnotowany w tym roku. Przez większą część miesiąca produkcja z OZE dorównywała krajowemu zapotrzebowaniu w okolicach południa lub je przekraczała, wielokrotnie sprowadzając obciążenie rezydualne poniżej zera.

Średnia cena spot dnia następnego spadła do około 104 euro/MWh, czyli o około 6 euro/MWh mniej niż w czerwcu. Jednocześnie silna generacja słoneczna wielokrotnie sprowadzała ceny blisko zera w godzinach od 11:00 do 15:00. W całym drugim kwartale średnia cena południowa wyniosła zaledwie 16 euro/MWh, przy medianie na poziomie tylko 3 euro/MWh. W samym lipcu odnotowano 79 godzin z ujemnymi cenami, wobec 52 godzin w czerwcu.

Charakterystyczny profil nietoperzych uszu

Rekordowa produkcja z OZE nie przełożyła się jednak na jednolicie niskie ceny przez cały dzień. Godziny poranne i wieczorne pozostały wyraźnie droższe, ze średnimi cenami rzędu 110–120 euro/MWh, zachowując charakterystyczny dobowy profil cenowy, przypominający kształtem nietoperze uszy.

Różnica między najdroższym a najtańszym kwadransem w drugim kwartale sięgnęła 218,30 euro/MWh – to drugi najwyższy wynik kwartalny od 2020 roku. Spread ten w coraz większym stopniu odzwierciedla strukturalny wpływ wysokiego udziału OZE na kształtowanie się cen w ciągu dnia.

Dla operatorów magazynów energii lipiec był więc mniej okazją do wykorzystania pojedynczych, wyjątkowych zdarzeń cenowych, a bardziej okresem systematycznego zarabiania na powtarzalnych, strukturalnych różnicach cen w ciągu doby – przy jednoczesnym korzystaniu ze stosunkowo stabilnych przychodów z usług systemowych.

Kluczowe wnioski

Lipiec pokazał odwrotną stronę reżimu rynkowego widocznego w czerwcu. O ile czerwiec charakteryzował się niedoborem wywołanym upałami i ostrymi wieczornymi szczytami cenowymi, o tyle lipiec wrócił do bardziej typowego profilu obfitości fotowoltaicznej – z głębokimi południowymi dołkami cenowymi, łagodniejszymi wieczornymi wzrostami i mniejszymi spreadami śróddziennymi.

Przychody z rynku energii wyraźnie zareagowały na tę zmianę, podczas gdy przychody z rezerw mocy w usługach systemowych pozostały zaskakująco stabilne. Dzięki temu strategia łącząca różne rynki dobrze wchłonęła tę zmianę, a łączne przychody spadły jedynie umiarkowanie mimo znacznie łagodniejszego otoczenia na rynku hurtowym.

Lipiec pokazał też, że atrakcyjna ekonomika magazynów energii nie zależy od wyjątkowych zdarzeń cenowych. Nawet bez ekstremalnych czerwcowych szczytów wieczornych, powtarzające się różnice między niskimi cenami południowymi a wyższymi poziomami porannymi i wieczornymi wciąż tworzyły realne możliwości arbitrażu.

Wraz ze wzrostem udziału OZE w systemie, przychody magazynów energii będą musiały sprawdzać się w coraz bardziej zróżnicowanych reżimach rynkowych – od okresów niedoboru po fazy wyraźnej nadwyżki energii słonecznej. Poruszanie się między nimi będzie w coraz większym stopniu zależało od łączenia okazji na rynku energii ze względną stabilnością, jaką oferują usługi systemowe.