– Opóźnione następstwa rozpoczętego w 2021 roku kryzysu energetycznego dają o sobie znać dopiero dzisiaj. […] Zużycie energii elektrycznej w Polsce w pierwszej połowie 2023 roku spadło o cztery procent rok do roku, zaś produkcja elektrowni węglowych aż o 20 procent. Niepewna jest przyszłość wzrostu sprzedaży energii z elektrowni zawodowych, ale pewna jest prosumencka rewolucja, która odbędzie się za kilka lat – pisze Bernard Swoczyna, główny ekspert programu Energia & Klimat, Fundacja Instrat.
Kluczowe wnioski i liczby
Zużycie energii elektrycznej w Polsce spada – w I połowie tego roku o ponad 4% względem rok do roku. Jeszcze bardziej spada krajowa produkcja u zawodowych wytwórców prądu, zwłaszcza z paliw kopalnych. Rok do roku produkcja elektrowni węglowych spadła aż o 20%.
Na spadek poboru z sieci wpływa rosnąca autokonsumpcja prosumentów, ale to tłumaczy tylko niewielką część zjawiska. Ewidentne jest zmniejszenie zużycia energii przez odbiorców końcowych. Przyczyną są najpewniej zarówno skuteczne działania na rzecz efektywności energetycznej, jak i przede wszystkim sytuacja ekonomiczna.
Widać wyraźnie, że odbiorcy energii coraz mniej godzą się na sytuację, w której ich rola ograniczona jest do płacenia faktur. Zmiany technologiczne i wzrosty cen stanowią zachęcają firmy i gospodarstwa domowe do bardziej aktywnego zarządzania energią.
Erozja sprzedaży każe zastanowić się nad rolą zawodowych elektrowni na rynku energii elektrycznej. Sposób funkcjonowania zawodowych wytwórców energii elektrycznej musi przeobrazić się, aby odpowiadać potrzebom odbiorców jako świadomych uczestników rynku, korzystających w pierwszej kolejności z własnej energii, jeśli jest dostępna. Przede wszystkim dotyczy to elektrowni konwencjonalnych, ale w przyszłości w coraz większym stopniu również OZE.
Potrzebne jest zwiększenie elastyczności systemu elektroenergetycznego oraz lepsza wycena i rozwój rynku usług regulacyjnych i systemowych. Jednym z kluczowych trendów będzie rozliczanie sprzedaży i kupna energii po cenie dynamicznej.
Kontekst
Transformacja energetyczna w Polsce powoli postępuje. Zniesienie barier administracyjnych i wprowadzenie korzystnego systemu rozliczeń doprowadziło do powstania ponad miliona instalacji fotowoltaicznych w gospodarstwach domowych. Rządowe aukcje umożliwiły budowę wielu farm fotowoltaicznych, a także pewien rozwój farm wiatrowych i biogazowni. Jednocześnie dominującym źródłem energii pozostaje węgiel kamienny i brunatny. Spółki energetyczne z udziałem Skarbu Państwa zapowiadają inwestycje w duże konwencjonalne jednostki wytwórcze, przede wszystkim gazowe i atomowe.
Kryzys energetyczny rozpoczęty w 2021 roku zachwiał rynkiem energii elektrycznej. Opóźnione następstwa dają o sobie znać dopiero dzisiaj. Ceny giełdowe nośników energii osiągały w 2021 i 2022 roku nadzwyczaj wysokie poziomy. Dziś ceny są niższe, ale wciąż nawet 2-3 krotnie wyższe niż w latach przed kryzysem. W czasie największych wahań większość odbiorców końcowych energii była zabezpieczona przed wzrostem cen dzięki długoterminowym umowom po stałych cenach. Częściowo konsekwencje zostały złagodzone również dzięki nadzwyczajnym działaniom rządów. Obecnie ze względu na wygasanie starych umów więksi konsumenci (np. firmy) zmuszeni są do zakupu po wyższych cenach. Notowania kontraktów terminowych na następne lata sugerują utrzymanie się historycznie wysokich cen nośników energii.
Inwazja Rosji na Ukrainę uwypukliła potrzebę zmniejszenia zależności od importu paliw kopalnych i dała silny impuls cenowy wspierający dekarbonizację u odbiorców energii. Obecny kryzys energetyczny nie jest pierwszym, w czasie którego eksporterzy paliw kopalnych wykorzystują zmniejszenie ich podaży do celów politycznych. Uzależnienie Unii Europejskiej od importu węglowodorów rośnie z powodu nieuchronnego wyczerpywania własnych źródeł. Należy rozwijać odnawialne źródła energii i dostosowywać cały system (np. sieci elektroenergetyczne) do większego udziału OZE. Wysokie ceny nośników energii wzmacniają motywację finansową i świadomość końcowych odbiorców.
Zaskakujące dane o zużyciu prądu
Zużycie energii elektrycznej w 2023 roku istotnie spadło względem lat ubiegłych. Dane o zapotrzebowaniu na moc, dostępne na stronie energy.instrat.pl za PSE pokazują w pierwszych 8 miesiącach tego roku aż 7,4% spadku względem typowych lat ubiegłych. Dane Agencji Rynku Energii pokazują w pierwszym półroczu spadek zużycia o ponad 4% względem 2022 roku. W przemyśle ten spadek jest jeszcze większy – dane za I kwartał pokazują spadek o 11%.
Zużycie energii elektrycznej w Polsce
Wzrost wykorzystania własnej energii przed prosumentów to tylko jedno ze zjawisk powodujących spadek poboru energii elektrycznej z sieci
Tylko niewielką część redukcji można wytłumaczyć obowiązkowym racjonowaniem lub autokonsumpcją przez prosumentów. Do obniżenia zużycia energii elektrycznej o 10% zobowiązane zostały wyłącznie jednostki sektora publicznego. Autokonsumpcję prosumentów można szacować tylko pośrednio. Obliczenia oparte o dane dotyczące eksportu i zużycia własnego wybranych użytkowników fotowoltaiki wskazują, że wzrost mocy instalacji prosumenckich w 2022 i 2023 roku nie tłumaczy spadku zużycia prądu przez odbiorców. Według naszych szacunków nowe instalacje prosumentów pozwoliły zwiększyć „pozasystemowe” zużycie własnej energii elektrycznej w pierwszej połowie 2023 roku tylko o niecałe 1 TWh względem poziomu rok wcześniej. W tym czasie spadek zużycia energii przez ogół odbiorców wyniósł prawie 5 TWh, a spadek produkcji w elektrowniach opalanych paliwami węglowymi o prawie 12,4 TWh.
Doniosła zmiana u odbiorców energii
W 2023 roku odbiorcy energii elektrycznej zostali dociążeni podwyżkami jak nigdy wcześniej. Dane dotyczące faktycznych cen sprzedaży pokazują dla większości odbiorców ogromny wzrost cen w 2022 roku i kolejną falę podwyżek w I kwartale 2023 roku. Ceny realnie płacone przez odbiorców rosną z opóźnieniem względem cen giełdowych, które zanotowały swój szczyt we wrześniu 2022 roku. Oznacza to, że pomimo faktycznej likwidacji wolnego obrotu energią jako mechanizmu kształtowania cen ubiegłorocznej jesieni, wzrosty cen zostały przeniesione na odbiorców w roku następnym. Rządowe regulacje administracyjnie ograniczyły wzrosty cen m.in. dla gospodarstw domowych, samorządów i małych i średnich przedsiębiorstw. Wskutek tego stosunkowo mali odbiorcy energii przyłączeni do sieci niskich napięć płacą średnio niższe stawki od dużych, przyłączonych do sieci średniego i wysokiego napięcia. Historycznie bardzo wysokie ceny energii prawdopodobnie utrzymają się również w danych za cały 2023 rok.
Bezprecedensowy wzrost cen energii
Wzrost cen w największym stopniu dotknął większych odbiorców energii, MiŚP, gospodarstwa domowe i sektor publiczny częściowo zostały administracyjnie ochronione przed podwyżką. Ceny z akcyzą, bez dystrybucji, w zł/MWh
Presję kosztową wywołaną kosztami energii wskazują sami przedsiębiorcy. Według badania PIE i BGK z lipca 2022 roku wzrost cen energii był dla 76% firm barierą silnie utrudniającą prowadzenie biznesu. Najwyższy odsetek wskazań odnotowano w handlu (83% wskazań) i w produkcji (82% wskazań). Pod koniec 2022 roku jako silną lub bardzo silną barierę wzrost cen energii wskazało już 85% właścicieli średnich i dużych firm. Od tego czasu ceny energii dla większości odbiorców jeszcze wzrosły.
Choć nie ma przekrojowych danych, można przypuszczać, że szok energetyczny na trwałe obniży energochłonność w wielu branżach. W badaniach GFK Polonia na zlecenie ING, 36% ankietowanych osób decyzyjnych w małych i średnich firmach potwierdza zainicjowanie w ich firmach „zielonych inwestycji” zmniejszających konieczność zakupu energii poprzez efektywność energetyczną lub instalację własnych jej źródeł. Największy odsetek, wynoszący 53%, wskazały firmy działające w przemyśle oraz firmy większe, o obrotach powyżej 10 mln zł rocznie. Nawet wśród firm, które nie planują działań na rzecz efektywności energetycznej, można przewidywać, że będzie ona sukcesywnie wdrażana dzięki presji kosztowej, konkurencji z firmami stosującymi takie rozwiązania, a także zmianą rozwiązań proponowanych przez dostawców technologii na bardziej energooszczędne. Wzrost cen nośników energii, jeśli okaże się trwały, zmienia opłacalność długoterminowych inwestycji i przyspiesza zanikanie szczególnie energochłonnych firm i technologii.
Zmiany przepisów o spółdzielniach energetycznych i rozszerzenie definicji prosumenta mogą otworzyć szerzej drzwi dla oddolnego rozwoju OZE. Pojawienie się bardziej korzystnych rozwiązań dla inwestycji w instalacje wiatrowe i słoneczne poza własnym dachem da możliwość większego zaangażowania finansowego odbiorców energii. Większy udział energii generowanej przez instalacje należące do odbiorców będzie miało długoterminowy efekt w postaci stabilizowania i obniżania cen energii płaconych przez właścicieli korzystających z tego rozwiązania. Nawet jeśli część energii będzie obciążona opłatami dystrybucyjnymi i niektórymi podatkami, oznaczać będzie to spadek przychodów wytwórców energii, szczególnie w technologiach analogicznych jak u prosumentów.
Wzrósł udział oddolnej, niemierzonej energii elektrycznej w krajowym bilansie. Autokonsumpcja energii elektrycznej z fotowoltaiki przez prosumentów stanowi nowe źródło energii, umykające raportowaniu i nadzorowi przez centralnego regulatora. Czyni to trudniejszym mierzenie całościowego zużycia energii w gospodarce, ale z drugiej strony obniża jej koszty, bo energia ta nie podlega raportowaniu i rozliczaniu, właściwemu dla tej wytwarzanej przez zawodowe elektrownie. Strumień energii elektrycznej wytwarzanej przez prosumentów na własne potrzeby jest znacznie mniejszy niż strumień energii pozyskiwanej we własnym zakresie w postaci drewna opałowego, ciepła otoczenia pobieranego przez pompy ciepła oraz energii cieplnej ze słońca stanowiącej zyski cieplne budynków w okresie grzewczym. Można jednak przewidywać, że udział oddolnej energii w krajowym bilansie będzie wzrastał. Elektryfikacja transportu i częściowo ogrzewania da możliwość zastosowania tej samodzielnie wytwarzanej energii również w innych miejscach.
Istotne implikacje dla wytwórców prądu
Długoterminowy wzrost sprzedaży energii z elektrowni zawodowych staje pod znakiem zapytania. Jak pokazują historyczne dane, zużycie energii elektrycznej w gospodarce niemal zawsze okazuje się znacznie niższe niż przewidują długoterminowe prognozy rządowych ośrodków. PEP2040 w wersji z 2021 roku prognozował wzrost zużycia energii z 170 TWh w 2019 roku do 189 TWh w 2030 roku (przyrost o 1% rocznie) w scenariuszu referencyjnym. Spadek w I poł. 2023 roku o ponad 5% (dane ARE o zużyciu ogółem) stanowi przełamanie trendu i jeśli utrzyma się do końca roku, będzie oznaczał spadek poniżej poziomu z roku 2019. To oznacza, że nowe elektrownie konwencjonalne, choć będą potrzebne jako rezerwa mocy w okresie szczytów zapotrzebowania, będą pracowały ze stosunkowo niskim współczynnikiem wykorzystania mocy. Istotny wzrost zużycia energii elektrycznej jest możliwy w razie szerokiego zastosowania wodoru z elektrolizy, pojazdów elektrycznych na drogach i ogrzewania elektrycznego w przemyśle i ciepłownictwie, jednak tempo wprowadzania na dużą skalę tych technologii wciąż nie jest pewne. Na zużycie energii wpływ będą miały też długoterminowe zmiany ekonomiczne i demograficzne.
Obecnie najbardziej narażone na skutki recesji energetycznej są elektrownie węglowe. Niska elastyczność bloków węglowych, objawiająca się brakiem możliwości częstego i niskokosztowego schodzenia z obciążeniem poniżej 40-60% powoduje, że elektrownie węglowe, nawet te o wysokiej sprawności i niższych kosztach, są relegowane do pracy na niskim obciążeniu przez większą część doby, aby zwiększyć produkcję w godzinach wieczornych, gdy niska generacja prosumentów pokrywa się z wysokim zapotrzebowaniem wielu odbiorców. Widać to w danych za I poł. 2023 roku, gdy spadek produkcji wyniósł aż 12,4 TWh względem roku ubiegłego. Obniżanie rocznego wolumenu sprzedaży, połączone z koniecznością bardziej „agresywnej” regulacji mocy, obniża rentowność elektrowni o wysokich kosztach stałych, czyli obecnie np. kombinatów łączących produkcję prądu z węgla brunatnego z jego wydobyciem.
Za kilka lat rewolucja prosumencka zacznie istotnie zmniejszać rentowność wytwórców energii niskoemisyjnej. Niemal całość prosumenckich instalacji, zarówno jeśli chodzi o liczbę, jak i moc zainstalowaną, to fotowoltaika. Rozpowszechnienie instalacji prosumenckich sprawi, że w godzinach korzystnych dla ich pracy ich właściciele nie będą zainteresowani odbiorem nawet taniej energii z sieci, za to będą eksportować energię, nawet jeśli na rynku bilansującym jej cena będzie niska lub ujemna. Spowoduje to obniżenie konkurencyjności energii z elektrowni zawodowych na wolnym rynku, szczególnie fotowoltaicznych, ze względu na identyczny profil produkcji do instalacji prosumenckich oraz najmniej elastycznych elektrowni cieplnych – np. biogazowych bez możliwości magazynowania i kogeneracji gazowej. W długim terminie zagrożona jest rentowność wszystkich mało elastycznych technologii wytwórczych, również jądrowych, a wzrośnie rola dostarczycieli mocy lub poboru mocy na żądanie.
Wyłączenie znacznej części rynku energii ze sprzedaży po cenach bieżących deformuje system. Pomoc w bilansowaniu systemu powinna być wyceniana i promowana wśród wszystkich uczestników. Obecnie znaczna część OZE, w tym prosumenckich, sprzedaje energię po cenach niezależnych od aktualnej ceny giełdowej. Tak samo większa część odbiorców energii elektrycznej kupuje ją po cenach niezmiennych w skali miesiąca lub roku. Rekomendujemy, aby mocniej promowane było kupowanie i sprzedaż energii po cenach dynamicznych, a także rozszerzenie rynku usług sieciowych o działania konieczne dla prawidłowego działania systemu przy dużym udziale elektrowni innych niż konwencjonalne. Wraz z wygasaniem systemu „zielonych certyfikatów” i wypadaniem kolejnych instalacji OZE z systemu „opustów” i aukcji, będzie następowała migracja w kierunku bieżących rozliczeń. Dobrze jednak jeśli przy rozwoju nowych elektrowni, np. wiatrowych na morzu czy jądrowych, uniknie się od początku tworzenia mechanizmów wyłączających nową generację z mechanizmów rynkowych stabilizujących sieć. Rozwijane powinny być technologie wspierające elastyczny system energetyczny dopasowany do potrzeb świadomie uczestniczącego w nim odbiorcy, np. magazyny energii elektrycznej pracujące w cyklu dobowym z usługami dodatkowymi (jak np. wirtualna rezerwa wirująca), połączonych lokalnie z wytwarzaniem i odbiorem prądu. Obecny system rozliczania energii daje zbyt mało zachęt dla takich inwestycji.
Źródło: Fundacja Instrat
Kryzys energetyczny uderzył w plony Niemiec i skazał je na import
