font_preload
PL / EN
Atom Energetyka Energia elektryczna OZE Węgiel 8 października, 2018 godz. 16:00   
REDAKCJA

IJ: Energia będzie drożeć jeszcze do 2030 roku (ANALIZA)

Giełda

Z analizy Instytutu Jagiellońskiego wynika, że ceny energii będą prawdopodobnie drożeć do końca przyszłej dekady. Piszą o tym Marcin Roszkowski i dr Christian Schnell w analizie „Trwały wzrost cen energii zmieni dopiero modyfikacja polskiego miksu energetycznego. Czy stać nas na marnowanie czasu?”.

Będzie drożej

Trend wzrostu cen hurtowych energii elektrycznej w Polsce jest coraz bardziej widoczny. Główną przyczyną tego stanu rzeczy, podobnie jak na innych rynkach, jest wzrost cen europejskich uprawnień do emisji gazów cieplarnianych spowodowany reformą systemu handlu emisjami ETS. Dodatkowym czynnikiem jest wzrost cen węgla kamiennego na świecie do poziomu blisko 100 USD na tonę. Jeszcze w 2016 r. wynosiła ona poniżej 50 USD za tonę. Warto w tym miejscu dodać, że wzrost cen energii elektrycznej występuje także w innych krajach europejskich. W porze letniej (czerwiec – sierpień) w Niemczech oraz we Francji ceny energii elektrycznej wzrosły w porównaniu do analogicznego okresu rok wcześniej (Niemcy: czerwiec wzrost o 41%rdr., lipiec – 50% rdr., sierpień 86% rdr.; Francja: czerwiec wzrost o 29% rdr., lipiec– 49% rdr., sierpień– 53 rdr.).

Ponadto krajowa sieć elektroenergetyczna wymaga ciągłej i intensywnej modernizacji, co oznacza dziesiątki miliardów wydatków w najbliższych latach. Sprawi to, że ceny dystrybucji prądu wzrosną. Przykładowo dla gospodarstw domowych to ok. połowa całego rachunku za energię elektryczną. Wzrost cen energii elektrycznej wynika raczej z czynników fundamentalnych niż z jakichś zjawisk przejściowych, np. nadmiernej spekulacji uczestników rynku. Z najnowszego raportu zawierającego długoterminową prognozę cen hurtowych energii elektrycznej w Polsce, opracowanego przez firmę doradczą Enervis Energy Consultants z Berlina i warszawską kancelarię prawną Solivan, wynika stały trend wzrostu cen hurtowych do końca przyszłej dekady. Dalszy wzrost gospodarczy oraz elektryfikacja transportu i ciepłownictwa powoduje także zwiększone zapotrzebowanie na energię elektryczną.

Ponad rok temu w raporcie pod tytułem „Mapa Drogowa Polskiej Elektroenergetyki 2030+” Instytut Jagielloński zwracał uwagę na fakt, że główny cel Strategii na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju (SOR) w zakresie energetyki, tj. zapewnienie gospodarce i obywatelom dostaw energii po akceptowalnej ekonomicznie cenie, w wypadku kontynuacji obecnej polityki energetycznej państwa będzie zagrożony. Od dekad Unia Europejska konsekwentnie realizuje cele polityki klimatyczno-energetycznej, m.in. poprzez systematyczne ograniczanie emisji zanieczyszczeń i przechodzenie na gospodarkę nisko- i zeroemisyjną. Odbywa się to na niekorzyść jednostek opalanych węglem. Ponadto na polskim rynku rośnie niedobór węgla kamiennego, zaś import zwiększa się do rekordowych rozmiarów. Polska posiada bardzo ograniczone zasoby wysokojakościowych paliw kopalnych i musi gospodarować nimi oszczędnie. W zakresie węgla brunatnego sytuacja jest również niepokojąca. Zagłębie konińskie zakończy produkcję pod koniec dekady. Złoża bełchatowskie wyczerpią się na początku lat 30. XXI w. lub w ich połowie. Trwały i systemowy niedobór krajowego paliwa, tzw. „lukę węglową”, branżowi eksperci przewidywali już od dawna. Obecnie ceny węgla kamiennego na rynku europejskim ARA kształtują się na poziomie oscylującym w granicach100 USD za tonę. Jednak w 2019 r. można na podstawie transakcji typu forward oczekiwać spadku do poziomu 97,2 USD/t, w 2020 r. do poziomu 92,15 USD/t i w 2021 r. do poziomu 89,6 USD/t. Sposób sprzedaży węgla kamiennego przez polskie kopalnie do elektrowni oparty jest na modelach cenowych uwzględniających indeks ARA. Aktualna cena węgla oferowana przez polskie kopalnie to przeciętnie 15,5 PLN/GJ. Wydaje się, że nie ma uzasadnionych powodów do spadku cen węgla z polskich kopalń ze względu na monopol polskiego górnictwa, ograniczone zdolności przeładunkowe polskich portów, a także uwarunkowania dla transportu węgla wewnątrz kraju. Implementacja tzw. konkluzji BAT 2020 w zakresie ograniczeń emisji dwutlenku siarki, tlenku azotu, rtęci i pyłów może doprowadzić do wygaśnięcia znacznej większości istniejących jednostek. Nie będą one spełniać limitów emisyjnych od połowy sierpnia 2021 roku, ale nie będą również otrzymywać długoletniego wsparcia w ramach rynku mocy w celu kosztownej modernizacji filtrów.

Ceny emisji CO2 pójdą w górę

Do tej pory polska energetyka konwencjonalna korzystała ze stale malejącej liczby darmowych uprawnień do emisji. W przyszłym roku system ten będzie wygaszony. Od końca 2017 r. koszt uprawnień do emisji tony dwutlenku węgla wzrósł z 6 euro do 20–21 euro dzisiaj. Warto podkreślić, że od 2019 roku wejdzie wżycie rezerwa stabilizacyjna MSR, która w początkowej wersji miała obowiązywać od 2021 roku. W zaktualizowanej dyrektywie przedstawiono zapis mówiący o tym, że trafi do niej nie 12%, a 24% nadwyżki uprawnień na rynku – co będzie skutkowało wzrostem ich cen. W 2023 roku uprawnienia w rezerwie, ponad liczbę sprzedawanych na aukcjach z poprzedniego roku, mają zostać umorzone. Zgodnie z prognozą angielskiego instytutu ICIS czeka nas dalszy wzrost cen uprawnień: do poziomu 25 euro w 2020 r., 30 euro najpóźniej w 2023 r. i 40 euro w 2025 r. Natomiast zdaniem HSBC ceny uprawnień do emisji mogą nadal utrzymywać się w trendzie wzrostowym, osiągając poziom 30 euro. Bank podniósł swoją prognozę dla średniej ceny uprawnień dla roku 2019 z 14 do 25 euro. Polska elektroenergetyka w około 80% produkuje prąd w elektrowniach węglowych i jest szczególnie narażona na wzrost cen uprawnień. Średnia emisyjność za 1 MWh energii elektrycznej wynosi w Polsce ok. 770 kg dwutlenku węgla, ale np. w Czechach tylko 450 kg, zaś w Niemczech około 420 kg[1]. Ma to wyraźny wpływ na konkurencyjność polskich koncernów energetycznych udokumentowaną ich relatywnie niską wartością rynkową na giełdzie.

Źródło: Instytut Jagielloński, Mapa Drogowa Polskiej Elektroenergetyki 2030+

Wzrost importu energii przyspieszy transformację energetyczną

Istotnym, lecz niepożądanym czynnikiem, który łagodzi wzrost cen hurtowych energii elektrycznej, jest silnie rosnący import energii elektrycznej z krajów sąsiadujących, które produkują ją znacznie taniej. Zdolność importowa w interkonektorach transgranicznych rośnie do 3000 MW – ilość ta w latach 20. XXI w. będzie w pełni wykorzystana. Zaniechanie rozwoju technologii OZE prowadzi do coraz większych importów bardziej konkurencyjnej energii elektrycznej z północy i zachodu Europy, co nie przyczynia się do bezpieczeństwa energetycznego Polski. Prognoza cenowa Enervis i Solivan na lata 2021–2025 bazuje na założeniu, że najnowsze systemy wsparcia energetyki, tj. rynek mocy i system aukcyjny dla odnawialnych źródeł energii, stanowić będą bodziec do istotnej wymiany floty wytwórczej w polskim systemie elektroenergetycznym. Fakt ten powinien przyczynić się do złagodzenia wskazanego wcześniej wzrostu cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Zgodnie ze scenariuszem do 2023 r. w Polsce powstanie około 3500 MW nowej mocy w elektrowniach węglowych na podstawie już podjętych decyzji inwestycyjnych. System wsparcia dla rynku mocy spowoduje ponadto budowę 2600 MW mocy w elektrowniach gazowych. Z kolei system wsparcia OZE przełoży się na budowę 2000 MW farm wiatrowych (na podstawie już wydanych pozwoleń na budowę), 1500 MW farm fotowoltaicznych oraz ok. 250 MW mocy wytwarzającej energię elektryczną z biomasy/biogazu. Moc zainstalowana w istniejących elektrowniach węgla kamiennego może natomiast do końca 2023 r. spaść o połowę – do poziomu 11 000 MW. W głównej mierze wynikać to będzie z wygaszania mechanizmu derogacji naturalnej.

Kogeneracja zamiast węgla

Cykl inwestycyjny wskazuje na to, że od 2022 i 2023 roku znacząco zwiększy się moc w niskoemisyjnych elektrociepłowniach opalanych gazem. Istnieje ogromna potrzeba inwestycyjna rozbudowy elektrociepłowni, ponieważ od 2022 r. zacznie brakować ciepła w systemach ciepłowniczych w wielu większych i mniejszych miastach. Z powodu wycofywania starych wysokoemisyjnych jednostek zapotrzebowanie na nowe elektrociepłownie z większą mocą zainstalowaną wynosić będzie do 4 GW mocy elektrycznej. Z tego względu wsparcie dla budowy nowych jednostek nie powinno opierać się tylko na rynku mocy, lecz również na systemie wsparcia nowych mniejszych jednostek gazowych pracujących w kogeneracji. Wymiana paliwa węglowego na paliwo gazowe nie oznacza spadku ceny wytwarzania, lecz jej dalszy wzrost. Do 2023 r. poziom cenowy gazu naturalnego na wirtualnej platformie TTF oscylować będzie najprawdopodobniej około 20 euro/MWh. W dłużej perspektywie wyczerpane zasoby gazu naturalnego w północno-zachodniej części Europy doprowadzą do wzrostu cen gazu naturalnego z Rosji, dla którego jedynym konkurentem będzie droższy gaz LNG. Prognozuje się wzrost jego cen do 2030 r. do poziomu około 27 euro/MWh i do 2040 r. nawet do około 30 euro/MWh. Paliwo gazowe jest więc drogie, w związku z tym wytwarzany dzięki niemu prąd może być tylko uzupełnieniem w szczycie zapotrzebowania.

Wobec zwiększonego zapotrzebowania na błękitne paliwo Polska stoi przed dalszą koniecznością głębokiej realniej dywersyfikacji dostaw gazu naturalnego z innych kierunków niż Federacja Rosyjska. Projekty infrastrukturalne takie jak Nord Stream 2 nie tylko niszczą solidarność europejską ale także poważnie zwiększają zależność państw UE od rosyjskiego gazu, wielokrotnie wykorzystywanego jako element oddziaływania politycznego.

Czas zaplanować transformację energetyczną

Wzrost ceny uprawnień do emisji CO2 z 5 euro do +25 euro doprowadzi to trwałego utrzymania wysokich cen energii elektrycznej i ciepła. Polska energetyka jest słabo przygotowana na przyjęcie szoku cenowego na poziomie 40 euro za tonę, co dopiero +60 euro w dłuższej perspektywie. Trzeba pamiętać, że Polska posiadała nadwyżki certyfikatów CO2 i część producentów otrzymywała je za darmo. Teraz te podmioty staną do aukcji, a więc zwiększy się popyt na certyfikaty, co wpłynie na przerzucenie tego kosztu w całości na odbiorców końcowych.

Implementacja unijnej polityki oznacza wprowadzenie znaczących zmian w miksie energetycznym już na początku następnej dekady. Sporządzenie dokumentu „Polityka Energetyczna Polski do 2050 r.” tj. Zintegrowany Plan Krajowy w zakresie energii i klimatu, w celu przechodzenia na gospodarkę nisko- i zeroemisyjną do końca 2018 r., jest okazją do uspójnienia strategii sektora energii ze Strategią na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju. Z powodu presji inwestycyjnej w elektroenergetyce i w ciepłownictwie systemowym Instytut Jagielloński zarekomendował intensyfikację prac nad tym planem i przejęcie tematu przez KERM, co niestety nie miało miejsca. Energia elektryczna ze zmodernizowanych i nowych bloków węglowych, elektrowni i elektrociepłowni gazowych lub opalanych biomasą ma jedną wspólną cechę: koszty zmienne są wyższe w porównaniu do energii z wiatru i ze słońca. Polskich konsumentów nie stać na energię elektryczną wyłącznie z takich źródeł. Technologia, która w warunkach polskich będzie w stanie zahamować wzrost hurtowej ceny energii elektrycznej to energetyka wiatrowa, zarówno na lądzie, jak i od połowy następnej dekady na morzu. O ile tymczasowe zahamowanie rozwoju energetyki wiatrowej na lądzie z powodu chwilowego nadmiaru mocy w systemie nie było pozbawione pewnej logiki ekonomicznej, z punktu widzenia polskich koncernów energetycznych, o tyle zablokowanie dalszego rozwoju tej technologii byłoby  błędem makroekonomicznym. W chwili uruchomienia nowych elektrowni i elektrociepłowni gazowych zasilanie Krajowego Systemu Elektroenergetycznego przez nowe farmy wiatrowe na lądzie będzie koniecznością, gdyż wpłynie na ograniczenie  wzrost cen energii elektrycznej . Na dzisiaj jest to jednak decyzja, która nie posiada poparcia politycznego. Możliwy jest scenariusz, że w latach 30. XXI w. role farm wiatrowych na lądzie przejmą farmy wiatrowe na morzu. Pierwsze farmy powinny zostać uruchomione w połowie przyszłej dekady, aby być w stanie zastąpić bloki w Bełchatowie, których nie warto już dostosowywać do następnych limitów emisji z powodu wyczerpujących zasobów paliwa. Na północy i zachodzie Europy farmy wiatrowe na morzu są kluczową inwestycją dla dużych grup energetycznych. Polska energetyka, np. PGE S.A. lub PKN Orlen S.A., może skorzystać z ich wiedzy w zakresie optymalizacji kosztów. Budowa polskiego offshore-hub dla farm wiatrowych na Bałtyku powinna być jednym ze sztandarowych przedsięwzięć polskiej polityki przemysłowej, stanowiącym jednocześnie poważny impuls rozwoju dla Pomorza. Należy wtedy zarezerwować miejsce w sieciach przesyłowych na północy kraju i w związku z tym ograniczyć dalszy rozwój dużych lądowych farm wiatrowych w tym regionie.

W Polsce brakuje polityki energetycznej, a także aktualnej polityki surowcowej. Warto wspomnieć o rosnących cenach węgla, które związane są przede wszystkim z zapotrzebowaniem na węgiel w Chinach. Jak wiadomo, państwo to nie ma narzuconych norm dot. CO2 i łagodnie podchodzi do kwestii klimatycznych. Wysokie ceny powodują chwilową zwiększoną rentowność niektórych polskich kopalń węgla kamiennego, natomiast nie idzie to w parze z otwieraniem nowych złóż. Pieniądze są przeznaczane głównie na rozwiązywanie problemów społecznych oraz dotychczasowych problemów biznesowych.

Spada konkurencyjność przemysłu

W 2018 r. konkurencyjność polskiego przemysłu na tle naszych sąsiadów znacząco się pogorszyła. W Polsce w lipcu tego roku koszt 1 MWh wynosi dla dużego odbiorcy około 69 euro, w Czechach 57 euro, zaś w Niemczech przy uwzględnieniu rekompensaty tylko 38 euro. W dalszej perspektywie, tj. w 2023 r., można oczekiwać dalszego wzrostu – do poziomu 78 euro w Polsce (w tym powyżej 65 euro/270 PLN za 1 MWh na rynku hurtowym), 68 euro w Czechach i 48 euro w Niemczech.

Zgodnie z raportem „Polski sektor energetyczny. 4 scenariusze”, opracowanym przez Forum Energii w 2017 r., ceny hurtowe niezależnie od miksu energetycznego będą rosnąć.

Opracowanie Forum Energii nie uwzględniło jednak silnego wzrostu cen europejskich uprawnień do emisji gazów cieplarnianych spowodowanego reformą systemu handlu emisjami ETS. Obecny poziom cenowy uprawnień do emisji miał zostać osiągnięty dopiero w 2025 roku.

Przebieg cen kontraktu BASE notowanego na rynku dnia następnego TGE SA (RDN) od początku 2018 do końca września 2018 roku.

Przebieg cen kontraktu BASE z dostawą w roku 2019 notowany na rynku terminowym TGE SA (RTT) od 1 stycznia 2018 do 2 października 2018 roku.

Konsekwentnie ceny hurtowe już teraz osiągnęły prognozowany poziom cen hurtowych w 2025 roku.

Odbiorcy przemysłowi nie mogą pozostawać wobec tych prognoz bierni. Muszą reagować na tak istotny wzrost kosztów i zacząć szukać bezpośrednich dostawców prądu. Bezpośrednie kontraktowanie z wytwórcą tzw. „Corporate PPA” jest już popularne w Skandynawii, Wielkiej Brytanii i Holandii. Dostawa energii elektrycznej odbywa się głównie za pomocą publicznych sieci. Obecnie największym beneficjentem tego rozwiązania są technologie wiatrowe – zdecydowanie najtańsza technologia w północnej części Europy. Unia Europejska pracuje aktualnie nad stworzeniem odpowiednich ram legislacyjnych, aby odbiorca przemysłowy mógł bez przeszkód i nadmiernych kosztów korzystać z bezpośredniej dostawy prądu. Podstawową zachętą do korzystania z tego nowego instrumentu regulacyjnego mają być dynamiczne taryfy sieciowe. Warto odnotować, że w okresach letnich z niską wietrznością i wysokimi cenami w szczycie zapotrzebowania fotowoltaika będzie cenowo atrakcyjnym dostawcą prądu. Dopiero gruntowna zmiana miksu wytwarzania, która nastąpi w połowie lat 20. XXI w., z przeważającym udziałem niedyspozycyjnych źródeł OZE, spłaszczy wzrost cen. Oczekiwany silny wzrost cen hurtowych stymuluje inwestycje w farmy wiatrowe i elektrownie słoneczne również poza systemem wsparcia OZE. Dzięki większemu wykorzystaniu instrumentów bezpośredniego kontraktowania, tzw. „Corporate PPA”, pomiędzy wytwórcami i odbiorcami, zgodnie ze scenariuszem Enervis i Solivan od 2024 do 2030 r. w Polsce może powstawać do 10 GW dodatkowych farm wiatrowych i do 2 GW dodatkowych farm fotowoltaicznych, co ma kluczowy wpływ na długoterminowy spadek cen hurtowych.

Klastry energii chronią przed długoterminowym wzrostem cen

Rozproszone systemy energetyczne (tj. rozproszone systemy dystrybucyjne lub mikrosieci) mogą chronić przedsiębiorców przed stałym wzrostem cen. Rozproszone systemy wytwarzania energii na własne potrzeby rozwijają się na całym świecie i są powszechnie dostępne. Ponadto koszt produkcji urządzeń  spada i odnotowują one stabilny wzrost efektywności energetycznej. Wprowadzenie systemu rozliczenia blockchain, który obecnie wdraża w Australii firma PowerLedger, połączone ze sprzedażą nadwyżek do sieci elektroenergetycznej czy cieplnej będzie prawdziwym bodźcem inwestycyjnym dla klastrów energii, tj. rozproszonej energetyki. Istotną cechą tzw. klastrów energii nie jest stworzenie wysp energetycznych włącznie z sieciami dystrybucyjnymi, ale korzystanie z istniejących sieci, aby sprzedać energię sąsiadom – niemniej zryczałtowane opłaty niezależnie od punktu wytwarzania i odbioru energii, tj. głównie opłata abonamentowa, są decydującym hamulcem przy zorganizowaniu klastrów energii. Klaster to niewątpliwie forma współpracy, która będzie konieczna do zbilansowania przyszłego zapotrzebowania na energię. Kluczowe programy polityczne takie jak elektromobilność i „Czyste Powietrze” będą stymulować większe zużycie prądu przez samochody elektryczne i pompy cieplne. Integracja różnych sektorów energii, takich jak energia elektryczna, ciepło i chłód, transport, a także zarządzanie pobytem i działania w zakresie efektywności energetycznej są kluczem do zapewnienia gospodarce i obywatelom dostaw energii po akceptowalnej ekonomicznie cenie. Kolejne pakiety legislacyjne Unii Energetycznej stworzą odpowiednią ramę prawną dla przyszłych rynków energii.

Ekonomiczna kanibalizacja

Zatem w latach 20. XXI w. istniejące elektrownie węgla kamiennego w dużej mierze będą zastąpione przez elektrownie gazowe, farmy wiatrowe i instalacje fotowoltaiczne. Otoczenie rynkowe i koszty uprawnień do emisji dwutlenku węgla oraz dalsze zaostrzenie limitów emisji szkodliwych substancji doprowadzą do sukcesywnego wyłączania elektrowni węgla kamiennego. Szybko rosnący import węgla zza granicy (głównie z Rosji) udowadnia, że zasoby niskozasiarczonego węgla energetycznego w polskich kopalniach wyczerpują się. Jednak wyższa zawartość siarki i innych szkodliwych substancji spowoduje wzrost kosztów operacyjnych związanych z filtrowaniem spalanego surowca z Polski. Zgodnie ze scenariuszem Enervis i Solivan już w 2030 roku Polska może wytwarzać do 55% prądu ze źródeł odnawialnych. Inwestycje będą wynikały z rachunku ekonomicznego. Duża ilość prądu z farm wiatrowych na lądzie i instalacji fotowoltaicznych doprowadzi w latach 30.XXI w. do tzw. efektu „kanibalizacji ekonomicznej”. Dodatkowo tani prąd z farm wiatrowych na morzu zastąpi elektrownie węgla brunatnego, gdzie wyczerpują się zapasy surowca. Również zaostrzenie polityki międzynarodowej w celu ochrony klimatu i powietrza spowoduje nieopłacalność wytwarzania energii elektrycznej z tych jednostek. W końcówce przyszłej dekady duża ilość zielonej energii może doprowadzić do istotnego spadku cen hurtowych – do poziomu około 40 euro za MWh, tj. poziomu cen hurtowych z końca 2017 roku. Przy takim rozwoju miksu energetycznego Polska bez problemu osiągnie ambitne cele UE w zakresie redukcji emisji CO2 na 1 kWh i udziału OZE w miksie energetycznym.

Spowolnienie gospodarcze

Ze względu na zużycie energii elektrycznej niezbędnej do wytworzenia finalnych produktów aktualnie obserwowane wzrosty cen energii będą najsilniej odczuwalne w sektorze chemicznym (Grupa Azoty, Orlen, Lotos, Ciech itp.), hutniczym tak w hutnictwie stali jak i hutach szkła, przemyśle elektromaszynowym w tym przy produkcji środków transportu, cementowniach oraz w górnictwie, co dodatkowo napędza koszty wytwarzania energii elektrycznej. Nie bez znaczenia pozostaje wzrost kosztów transportu spowodowany wzrostem cen energii zarówno dla transportu pasażerskiego, ale przede wszystkim dla transportu towarowego, który znajdzie przełożenie w kosztach innych producentów wpływając na pogorszenie konkurencyjności naszej gospodarki oraz pogorszenie wskaźników inflacyjnych. Wzrost cen energii jest elementem pro-cyklicznym wzmagającym spowolnienie gospodarcze. Niewykluczone jest, że pomimo relatywnie niskich kosztów siły roboczej w naszym kraju część producentów branż energochłonnych relokuje produkcję do krajów, w których koszty energii są niższe.

Sposobem na optymalizację kosztu energii elektrycznej dla odbiorców instytucjonalnych (przedsiębiorstwa, samorządy) mogą być tzw. grupy zakupowe, w ramach których podmioty o podobnych charakterystykach poboru występują łącznie jako strona w negocjacjach handlowych ze spółkami obrotu. Aktualna sytuacja cenowa na rynku energii elektrycznej powoduje jednak, że funkcjonowanie grup zakupowych jako instrumentów pozwalających na optymalizację kosztu energii nie zawsze jest w pełni efektywne. Przykładem może być rozwiązanie funkcjonującej w obecnym kształcie grupy zakupowej Górnośląsko-Zagłębiowskiej Metropolii[2] z uwagi na zbyt wysokie ceny energii oferowane przez sprzedawców energii elektrycznej – do przetargu na zakup energii na lata 2019-2020 przystąpiły trzy podmioty: Tauron Sprzedaż, Energa Obrót oraz ENEA. Najkorzystniejsza cenowo oferta spółki Tauron Sprzedaż – na poziomie 402,1 mln zł – była o ponad 65 mln zł wyższa niż kwota, którą grupa zakupowa planowała przeznaczyć na zakup energii, co doprowadziło do decyzji, aby nie rozstrzygać przetargu. Na równi z odbiorcami energii, aktualnie sprzedawcy energii również znaleźli się w bardzo trudnej sytuacji, gdyż z jednej strony ceny, które oferują odbiorcom końcowym muszą przenosić koszty energii wynikające z cen na rynku hurtowym, z drugiej powinni próbować realizować politykę cenową w sposób, który nie spowoduje „wyprowadzki” przemysłu poza nasze granice lub wręcz upadku niektórych gałęzi gospodarki wraz z polskim górnictwem węgla kamiennego, który jest podstawowym paliwem w naszym miksie energetycznym. Wzrost cen energii elektrycznej spowodowany rosnącymi cenami dla certyfikatów CO2 stawia spółki obrotowe w bardzo trudniej sytuacji. Różnica pomiędzy ceną sprzedaży a ceną kupna energii elektrycznej na europejskich rynkach towarowych tj. różnica między kursem kasowym a kursem terminowym (tzw. „spread”) urosła w ostatnich miesiącach dramatycznie. Niektóre spółki obrotowe głosiły z tego powodu upadłość. Spółki obrotowe są bardziej zachowawcze, co widać przy cenach transakcyjnych typu forward czy future z dostawą w następnych latach. Odbiorcy energii elektrycznej muszą się tym pogodzić lub kontraktować dostawy prądu bezpośrednio z wytwórcami. W tym kontekście wskazanym jest przytoczenie danych z analizy Ayming Polska według których wzrost cen energii elektrycznej jest także problematyczny dla mniejszych spółek obrotu, ponieważ podmioty, które liczyły na spadek ceny energii i wypracowanie marży, nie zabezpieczyły kontraktów zawieranych z odbiorcami energii – co przyczyniło się do poniesienia cen swoim klientom.

Omawiając sytuację odbiorców oraz sprzedawców energii elektrycznej w kontekście obserwowanych wzrostów cen, warto także odnieść się do sytuacji dystrybutorów energii elektrycznej (OSD, Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych). Z jednej strony dystrybutor – jak na przykład dostawcy energii trakcyjnej – może być postrzegany jako partner zarówno dla odbiorcy, jak i sprzedawcy, ponieważ przejmuje on na siebie wiele ryzyk związanych z systemem, w tym dodatkowe koszty generowane przez firmy, które nie optymalizują energochłonności lub profilu poboru, co może przekładać się na dodatkowe koszty dla dystrybutora związane z zarządzaniem systemem i zapewnieniem stabilności dostaw w obliczu niejednorodnego poboru. Z drugiej strony, wzrost cen energii elektrycznej może skutkować ograniczeniem poboru przez odbiorców ze względów ekonomicznych, co automatycznie przekładać się będzie na zmniejszenie wolumenu energii dystrybuowanej sieciami OSD, a tym samym na zmniejszenie ich przychodu regulowanego.

Omawiając kwestię OSD, warto także zaznaczyć, że stosowana od lat przez URE polityka ograniczania poziomu wzrostu cen energii dla gospodarstw domowych doprowadziła do sytuacji w której ceny końcowe nie pokrywają kosztów ponoszonych przez sprzedawców będących operatorami systemów dystrybucyjnych(OSD) a pomimo tego muszą dokonywać tej sprzedaży w ramach cen taryfowych. Poniesione w obszarze gospodarstw domowych straty były zawsze „odzyskiwane” w marżach osiąganych w ramach sprzedaży do odbiorców przemysłowych (tzw. subsydiowanie skrośnie), jednak już same wzrosty cen ze względu na wzrosty cen hurtowych są dla wielu odbiorców nie do przyjęcia.

W lepszej sytuacji są OSD, którzy w ramach pionowo zintegrowanych grup energetycznych posiadają własne kopalnie i źródła wytwórcze, gdyż w całym łańcuchu kosztów mogą stosować ceny pozbawione marż, jednak podmioty, które nie posiadają własnego wytwarzania są zakładnikiem wzrostu cen energii i każdy wzrost musi zostać przełożony na wzrost ceny dla odbiorcy końcowego. Pewnym antidotum na hurtowy wzrost cen energii miało być wprowadzenie przez Ministerstwo Energii stuprocentowego obliga giełdowego, jednak biorąc pod uwagę uwarunkowania funkcjonującego już od kilku lat systemu raportowania REMIT, który ma przeciwdziałać manipulowaniu cenami na hurtowym rynku energii samo obligo nie doprowadzi do spadku cen energii. Dla pary cen 100 USD/tonę węgla i cenie uprawnienia do emisji CO2 na poziomie 25 euro/tonę wyprodukowanie jednej megawatogodziny energii elektrycznej to koszt nawet rzędu ponad 270 PLN, więc trudno oczekiwać spadków cen hurtowych biorąc pod uwagę analizę fundamentalną strony kosztowej.

Atom nie ma uzasadnienia

Filar polskiej elektroenergetyki, jakim jest wytwarzanie energii elektrycznej z węgla brunatnego, wymaga wygaszenia pod koniec przyszłej dekady. Wynika to zarówno z powodu braku paliwa, jak i z powodu nadmiernie wysokich cen uprawnień do emisji CO2. Polska polityka energetyczna musi już teraz odpowiedzieć na pytanie, czym zastąpić tę energię. Wiele wskazuje na to, że technologia wytwarzania energii z wiatru na morzu, wspierana magazynami energii elektrycznej i cieplnej, jest optymalnym sposobem wytwarzania odpowiedniej ilości energii. W związku z takim rozwojem miksu autorzy opracowania nie dostrzegają uzasadnienia ekonomicznego dla kontynuowania polskiego programu rozwoju energetyki atomowej zaproponowanego przez Ministerstwo Energii. Nie jest to realistyczny scenariusz. Zakłada on, że do 2031 roku ma powstać pierwszy blok elektrowni jądrowej, a do 2035 r. dwa kolejne. Kluczowe lata dla transformacji polskiego rynku elektroenergetycznego to lata 2021-2023 oraz lata 2031-2033. Z powodu braku zaawansowania projektu do tego momentu polska elektrownia jądrowa nie będzie wytwarzać energii elektrycznej. W dalszej perspektywie energetyka jądrowa trzeciej generacji nie wpisuje się w realia rozproszonej energetyki. Ponadto coraz niższa wartość rynkowa polskich koncernów energetycznych uniemożliwia wewnętrzne finansowanie tego typu inwestycji w konkurencyjnym otoczeniu. W dodatku w przeciwieństwie do morskich farm wiatrowych możliwość zewnętrznego finansowania elektrowni jądrowej jest zbliżona do zera.

[1] Podana emisyjność wynika z podziału sumy emisji przez cały wolumen wytwarzania. W Polsce emitujemy CO2 przy większościowym (80%) wytwarzaniu na węglu brunatnym i kamiennym oraz gazie. W Czechach oraz Niemczech występują w miksie wytwórczym bezemisyjne elektrownie atomowe. Dodatkowo wytwarzane są znaczne wolumeny energii w bezemisyjnych elektrowniach fotowoltaicznych, wiatrowych oraz elektrowniach gazowych o niższej emisyjności niż elektrownie węglowe.

[2] https://www.slaskibiznes.pl/wiadomosci,metropolitarna-grupa-zakupowa-rozwiazana-dlaczego,wia5-1-354.html

Analiza znajduje się także na stronie Instytutu Jagiellońskiego.