Fala upałów zwiększyła popyt na prąd o 28 proc. Fotowoltaika zapobiegła kryzysowi
Fala upałów, która latem 2026 r. objęła m.in. Francję, Hiszpanię, Włochy i Węgry, wywindowała dobowy popyt na prąd nawet o 28 proc. i doprowadziła do skokowego wzrostu cen energii. W szczytowym momencie na Węgrzech ceny wzrosły o 119 proc. względem tygodnia poprzedzającego upały. Europejskie sieci przetrwały jednak bez poważniejszych awarii dzięki rekordowej produkcji energii słonecznej, która latem pokryła aż 25 proc. zapotrzebowania Unii Europejskiej.
Fale upałów w czerwcu i lipcu 2026 r. przyniosły we Francji, Hiszpanii i Niemczech najwyższe temperatury czerwcowe w historii pomiarów, a w lipcu w Europie Środkowej i Wschodniej temperatura przez kilka dni z rzędu przekraczała 40 st. C. Skutkiem był gwałtowny wzrost zużycia klimatyzacji, a co za tym idzie – zapotrzebowania na energię elektryczną.
Według najnowszego raportu ośrodka analitycznego Ember dobowe zużycie prądu w okresach upałów, licząc względem tygodnia poprzedzającego falę gorąca (13–19 czerwca), wzrosło o 28 proc. we Włoszech, 23 proc. na Węgrzech, 14 proc. we Francji i 13 proc. w Hiszpanii. Szczytowe zapotrzebowanie zwiększyło się z kolei o 17 proc. na Węgrzech, 14 proc. we Włoszech, 11 proc. w Hiszpanii i 9 proc. we Francji, choć w przypadku Francji i Węgier poziomy te i tak nie przekroczyły zimowych rekordów.
Jednocześnie upały i towarzysząca im susza ograniczyły dostępność mocy po stronie generacji. Na Węgrzech i w Rumunii rekordowo niski poziom wody w Dunaju drastycznie obniżył produkcję jedynych elektrowni jądrowych tych krajów, odpowiadających normalnie za odpowiednio 40 proc. i 15 proc. krajowej produkcji energii. Analitycy Ember zaznaczają, że przy braku poprawy poziomu wód może być konieczne ich całkowite wyłączenie. W czerwcu z powodu zbyt wysokiej temperatury rzeki tymczasowo wyłączono też reaktor w Szwajcarii.
We Francji, największym producencie energii jądrowej w Europie, przepisy środowiskowe ograniczają zrzut wody chłodzącej do rzek powyżej określonej temperatury. 12 lipca 2026 r. niedostępne było maksymalnie 29 GW (43 proc.) francuskich mocy jądrowych. To poziom zbliżony do lata 2025 r. (30 GW), ale wyraźnie niższy niż w 2022 r., gdy wyłączone było niemal dwie trzecie mocy. Według szacunków Ember upał mógł dotyczyć nawet 18 proc. francuskich mocy jądrowych, wobec 15 proc. rok wcześniej.
Ograniczenia dotknęły też elektrowni gazowych i węglowych. W Wielkiej Brytanii pięć elektrowni gazowych zgłosiło spadek produkcji, wyłączając z systemu 2,5 GW mocy. We Włoszech niski poziom wody w rzece Po mógł ograniczyć nawet 32 proc. floty elektrowni cieplnych, głównie gazowych. W Polsce niski poziom Wisły zmusił Eneę do ograniczenia produkcji w elektrowniach Kozienice i Połaniec, co odjęło z systemu około 1,3 GW mocy, a na Bałkanach z podobnego powodu produkcję ograniczyły serbskie elektrownie węglowe Kostolac.
Susza sprowadziła produkcję energii wodnej do najniższego poziomu od dekady
Lipiec 2026 r. był dla Francji najgorętszym miesiącem w historii i trzecim najsuchszym, po znacznie poniżej średniej opadach w Alpach zimą 2025/26. W efekcie produkcja energii z elektrowni wodnych w UE w maju, czerwcu i lipcu spadła do najniższego poziomu od co najmniej dekady. W lipcu siedem spośród ośmiu największych unijnych producentów energii wodnej (odpowiadających łącznie za ponad 90 proc. unijnej produkcji z tego źródła) odnotowało wynik poniżej pięcioletniej średniej.
Ceny prądu najwyższe od kryzysu gazowego 2022/23
Połączenie wyższego popytu i ograniczonej podaży doprowadziło do gwałtownego wzrostu cen energii. W okresie upałów z przełomu czerwca i lipca średnie dobowe ceny były wyższe o 119 proc. na Węgrzech, 44 proc. we Francji, 13 proc. we Włoszech i 7 proc. w Hiszpanii względem porównywalnych dni tygodnia poprzedzającego.
Najbardziej dotkliwe skoki cen notowano wieczorami. 24 czerwca ceny na rynku dnia następnego we Francji i we Włoszech sięgnęły odpowiednio 313 euro/MWh (ok. 1346 zł/MWh) i 285 euro/MWh (ok. 1226 zł/MWh) – dla Włoch to najwyższy poziom od zimy 2022/23. Na Węgrzech 30 czerwca ceny przekroczyły 900 euro/MWh (ok. 3870 zł/MWh) – najwięcej od września 2024 r. Hiszpania, gdzie czerwcowa fala upałów była łagodniejsza, odnotowała szczyt 177 euro/MWh 22 czerwca, ale w lipcu, wraz z nadejściem silniejszego upału, ceny przekroczyły 250 euro/MWh (23 lipca) – po raz pierwszy od 2022 roku.
Ember wskazuje, że skoki cen wynikały z połączenia wysokiego popytu, niedoborów podaży i większego uzależnienia od generacji gazowej w godzinach wieczornych, gdy produkcja słoneczna spada, a zapotrzebowanie pozostaje wysokie. Dodatkowym czynnikiem podbijającym ceny gazu pozostają napięcia geopolityczne związane z wojną USA i Izraela z Iranem.
Fotowoltaika jedynym źródłem, które zyskało na upałach
Spośród wszystkich źródeł energii jedynie fotowoltaika radziła sobie podczas fal upałów lepiej niż zwykle. Średnia dobowa produkcja słoneczna w okresach upałów była wyższa o 17 proc. we Francji i na Węgrzech oraz o 5 proc. w Hiszpanii w porównaniu z pozostałymi dniami czerwca i lipca. W skali całej UE produkcja słoneczna osiągnęła rekordowy poziom w czerwcu (52 TWh) i lipcu (55 TWh), pokrywając w obu miesiącach 25 proc. zapotrzebowania na energię – po raz pierwszy w historii pomiarów.
Kluczowe znaczenie ma nie tylko sam wolumen produkcji, ale też jej rozkład w czasie. Szczyt generacji słonecznej pokrywa się ze wzrostem zapotrzebowania na klimatyzację. Ember szacuje, że podczas czerwcowej fali upałów typowa przydomowa instalacja fotowoltaiczna w Wielkiej Brytanii wygenerowała wystarczająco dużo energii, by zasilać klimatyzator przez pięć godzin.
– Fotowoltaika już teraz wykonuje ogromną pracę podczas upałów, ale prawdziwe wyzwanie zaczyna się po zachodzie słońca. Magazyny energii to jeden z najbardziej oczywistych sposobów na zwiększenie odporności europejskiego systemu energetycznego w coraz gorętsze lata. Skoro fotowoltaika sprawdza się w czasie upałów, podczas gdy inne źródła mają problemy, magazyny mogą przenieść tanią energię elektryczną w godziny wieczorne, gdy zapotrzebowanie na chłodzenie wciąż jest wysokie, a sieć najbardziej narażona na drogą energię z elektrowni cieplnych – mówi dr Chris Rosslowe, starszy analityk energetyczny Ember.
Brak elastyczności systemu jako główny problem
Skoki cen i ich duża zmienność w ciągu doby to – zdaniem Ember 0 wyraźny sygnał potrzeby większej elastyczności systemu energetycznego. Mogłaby ją zapewnić rozbudowa magazynów energii, mechanizmy odpowiedzi popytowej (tzw. demand response) lub zwiększenie połączeń międzysystemowych między krajami i regionami. Część takich rozwiązań już zastosowano doraźnie w reakcji na ograniczenia produkcji jądrowej na Węgrzech i w Rumunii, gdzie rządy apelowały do gospodarstw domowych i firm o ograniczenie zużycia prądu, zwłaszcza wieczorami.
Patrycja Rapacka
patrycja.rapacka@gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy E-Magazyny Sp. z o.o.
