Otrzymujemy od zdenerwowanych przedsiębiorców i samorządów mnóstwo pytań dotyczących wzrastających w ostatnich miesiącach cen energii elektrycznej. Donoszą oni, że oferowane im obecnie ceny w kontraktach bywają nawet o ponad 30% wyższe niż w poprzednim roku. Pytają co robić, jak kontraktować. Przy takiej skali wzrostów waga problemów z planowaniem rosnących kosztów, a więc i cen produktów u przedsiębiorców czy z planowaniem budżetów samorządowych jest oczywista – pisze Paweł Smoleń, Członek Zarządu Konfederacji Lewiatan
Zarówno rząd jak i Urząd Regulacji Energetyki w swoich ostatnich wypowiedziach dostrzegają ten problem zauważając, że ceny energii, w tym na rynku hurtowym w Polsce urosły w ostatnim półroczu nawet o 100 PLN/MWh, a więc więcej niż o 30% – z ca. 180 do nawet ponad 300 PLN/MWh.
Nie jest możliwa profesjonalna odpowiedź na pytanie np. „czy na jesieni ceny spadną czy nie”, a więc czy już kontraktować energię czy czekać. To trochę loteryjne, podobnie jak to się ma zawsze z cenami na giełdach towarowych w krótkiej perspektywie. Można jednak podsumować kilka czynników fundamentalnych, wpływających na koszty produkcji energii w dłuższym okresie, które są dość jednoznaczne – długoterminowo taniej nie będzie.
1. Ceny węgla energetycznego (o koksującym, np. tym z JSW nie mówimy bo tego energetyka nie używa) na świecie wzrosły od poniżej 50 $ za tonę w 2016 roku do nawet 100 $ w 2017 i pozostają na tym wysokim poziomie obecnie. Węgiel w 2016 roku był kupowany przez energetykę po jeszcze niższych cenach ze względu na występujący w latach 2013-2015 kryzys nadprodukcji węgla w Polsce i wnikające z tego dodatkowe upusty cenowe. W 2017 roku wystąpiły jednak (przewidywane dużo wcześniej np. przez think – tanki Forum Energii czy WISE) niedobory węgla, które dzisiaj się nasilają. Węgiel zakontraktowany w 2017 roku był więc niekiedy nawet o połowę droższy niż rok wcześniej. Ten droższy węgiel po przywiezieniu ze zwałów kopalń do elektrowni i odczekaniu swojego tamże, a więc po najmniej kilku miesiącach, ruszył w tym roku taśmociągami do kotłów i właśnie teraz „przechodzi przez system kosztów” w elektrowniach. Związany z tym czynnikiem wzrost kosztów produkcji (węgiel to główny koszt zmienny prądu) nie jest więc w istocie żadnym zaskoczeniem od ponad roku.
2. Obecnie w kraju węgiel został raczej w większości zakontraktowany przez kopalnie dla elektrowni na kilka lat naprzód, kiedy ceny były już wysokie. Jeśli więc nawet na rykach światowych potanieje to na krajowym rynku niekoniecznie. Pamiętajmy także, że poziom cen węgla z lat 2015-2016 doprowadził spółki węglowe na skraj bankructwa, powrót do nich nie wydaje się możliwy. Obecne ceny pozwalają śląskim kopalniom węgla energetycznego wyjść średnio na „mały plus” i jak zawsze obudzić na nowo oczekiwania podwyżek płac w branży, a więc wzrost kosztów. Kopalnie stały się dodatkowo „spółką córką” państwowej energetyki, co wcześniej nie miało miejsca. Na rynku polskim rośnie niedobór krajowego węgla, a import zwiększa się do rekordowych rozmiarów. W obszarze węgla brunatnego jest nie lepiej. Zagłębie konińskie powoli kończy produkcję (PAK), a złoża bełchatowskie wyczerpią się za kilkanaście lat – to prawie 1/3 polskiego prądu. Trwały i systemowy niedobór krajowego paliwa, tzw. „lukę węglową” przewidywała Konfederacja Lewiatan wraz z Forum Energii już w styczniu 2016 w raporcie o megatrendach w polskiej energetyce i obecnie ta prognoza sprawdza się w pełni. Czy w tej sytuacji można oczekiwać spadków cen?
3. Inwestycje rozwojowe np. nowe odkrywki, elektrownie konwencjonalne i atomowe czy sieci przesyłowe pozwalające potencjalnie na import z krajów sąsiednich mają okresy inwestycyjne „od pomysłu do pełnej produkcji” o wiele lat dłuższe iż czas, który pozostał. Do tego lokalne społeczności skutecznie blokują takie inwestycje, bo nikt nie chce ich mieć w sąsiedztwie – powszechny na świecie problem NIMBY (Not In My BackYard). To wielkie problemy naszej energetyki i wyzwanie dla bezpieczeństwa energetycznego kraju.
4. Ceny pozwoleń emisyjnych w Europie ciągu ostatniego roku wzrosły z poniżej 5 EUR za tonę do prawie 18 EUR obecnie i rosną. Przy emisyjności w Polsce nieco ponad 0,8 tony CO2 na 1MWh energii elektryczne daje to nawet 50 PLN wzrostu na MWh – to dużo. A niektóre prognozy mówią o ponad 30 Euro za tonę w perspektywie kilku lat!
5. W Polsce buduje się nowe bloki węglowe dużej mocy i nowe bloki gazowe – to kilkadziesiąt miliardów złotych. Szacowane przez ekspertów koszty pozyskania energii elektrycznej z nowych bloków węglowych rachowane jako tzw. LCOE (levelised cost of electricity czyli suma kosztów wybudowania i eksploatacji bloku dzielona przez sumę produkcji) zaczynają się od 80-100 EUR/MWh, a niektórzy mówią nawet o 150 EUR. To nie mniej niż 350 PLN/MWh czyli wciąż znacząco ponad obecne ceny energii na rynku hurtowym w Polsce. Pisano o tym dużo w mediach. LCOE ze źródeł odnawialnych jest już niekiedy mniejsze, ca. 60-80 EUR/MWh, niekiedy nieco więcej, różnica nie jest więc duża. Produkcja energii elektrycznej po prostu kosztuje.
6. Krajowa sieć elektroenergetyczna wymaga ciągłych i intensywnych modernizacji. Skala przerw w dostawach prądu w porównaniu z krajami zachodnimi (mierzona np. parametrem SAIDI – ilość minut przerw rocznie) wymaga wciąż radykalnej poprawy. W Polsce to kilkaset (zwykle 200-300, a na początku wieku kilka razy więcej) minut przerw rocznie, w sąsiednich Niemczech to kilka-kilkanaście minut. Gwałtowny wzrost zapotrzebowania na moc elektryczną zwłaszcza latem obserwujemy już od początku wieku. To skutek coraz powszechniej instalowanych systemów klimatyzacji i wentylacji oraz przyrostu nowych powierzchni mieszkalnych i produkcyjnych, nowych fabryk i infrastruktury. W niektórych miastach ten letni skok to 30% i więcej. Do tego rozwój rozproszonych źródeł energii w tym odnawialnej wymaga nowych przyłączeń i uelastycznienia sieci. To kolejne dziesiątki miliardów, które sprawi, że ceny dystrybucji prądu, które np. dla gospodarstw domowych to ok. połowa jego kosztu, za które płacą odbiorcy przedsiębiorstwom dystrybucyjnym (nie mylić z cenami samej energii elektrycznej kupowanej u spółek obrotu) nie będą maleć – przeciwnie.
7. W ostatnich miesiącach dużo mówi się o zmniejszającym się poziomie konkurencji na rynku energii elektrycznej. Z Polski wycofali się duzi międzynarodowi wytwórcy prądu (Vattenfall, GDF, EDF) pozostawiając produkcję praktycznie w rękach koncernów państwowych – konkurencyjność rynku w naturalny sposób zmalała. Ministerstwo Energii i Urząd Regulacji Energetyki w ostatnich wypowiedziach i inicjatywach (m.in. plan wprowadzenia 100% obliga giełdowego, kontrola działań uczestników ryku pod kątem ew. naruszenia zasad konkurencji) dostrzega problem zmniejszającej się konkurencji rynkowej w Polsce. Mówią o tym firmy obrotu, których część upada z powodu nagłego wzrostu cen zakupu. A mniejsza konkurencja to zawsze wzrost cen.
8. Pierwsze tygodnie sierpnia przyniosły rekordy letniego zapotrzebowania na prąd. Od wielu już lat Polskie Sieci Elektroenergetyczne pokazują znikomy stan rezerw mocy w systemie w okresach szczytowego zapotrzebowania. Niekiedy spadają one do bardzo ryzykownych minimów technicznych przyjętych dla pracy systemu. Taka sytuacja nie zmieni się szybko (wieloletnie okresy inwestycyjne) i oznacza stabilny rynek producenta, dodatkowo mającego w istocie jednego właściciela (patrz wyżej). Ekspozycja na monopol (oligopol, quasi-monopol) dostaw nigdy nie sprzyja spadkom cen.
9. Przed nami w najbliższych latach „maraton wyborczy”. W Polsce ceny energii elektrycznej dla gospodarstw domowych podlegają ograniczeniom regulacji (taryfa G), dla przedsiębiorstw natomiast (taryfy A, B i C) regulacji takiej nie ma – decyduje konkurencja i nie ma ograniczeń cenowych. Trudno sobie wyobrazić, aby jakikolwiek rząd łatwo godził się na podwyżki dla gospodarstw domowych (wyborcy) w przededniu wyborów. Koszty energetyki jednak rosną. Czy w związku z tym koszty te zostaną przeniesione w większości na biznes? Nie wiadomo, ale ryzyko tego jest poważne.
Można wyliczyć jeszcze kilka czynników, ale te powyższe wydają się najistotniejsze. Wnioski z nich nasuwają się same – wzrost cen energii elektrycznej wynika raczej z czynników fundamentalnych niż z jakichś zjawisk przejściowych np. nadmiernej spekulacji graczy. Nie wydaje się, żeby były przesłanki do tego, żeby wierzyć w ich spadek, są natomiast istotne czynniki, które mogą spowodować dalszy wzrost.
Przy takim wzroście cen na rynkach hurtowych (które zresztą nawet wcześniej były w Polsce dużo wyższe niż w sąsiadujących krajach unijnych) pojawia się bardzo istotne zagrożenie dla przedsiębiorstw w kraju, zwłaszcza tych z branż energochłonnych.
Pojawiają się także pytania, w tym ze strony rządowej, o zasadność dyskutowanych przez lata systemów wsparcia, które przecież miały być remedium na problem „rynku cen poniżej kosztów”. Być może nadszedł czas, żeby powrócić do energetyki bez subsydiów i wspierania, ale mechanizmów konkurencyjnych? Niech rzeczywiste koszty technologii i konkurencyjne modele biznesowe oraz sprawność operacyjna producentów decyduje kto i za ile sprzeda? Wydaje się to kierunkiem potencjalnie korzystnym dla konsumentów.
Energia Polsce jest droga i jak wynika z powyższych czynników raczej nie potanieje, przeciwnie. Przedsiębiorców jeszcze bardziej niż ceny niepokoi (potwierdzają to badania np. WISE) problem jakości zasilania, np. spadki napięć zagrażające bezpieczeństwu urządzeń, czy przerw w dostawach oraz ich ograniczeń. W momencie pisania tych słów (czwartek 9 sierpnia – najcieplejszy dzień roku) telefony rozdzwaniają się z pytaniem „czy dzisiaj będzie blackout?”. Czy jest to zagrożenie realne czy nie to nie temat tego podsumowania, niepokój biznesu jednak pozostaje, ze wszystkimi tego dla gospodarki konsekwencjami.
Czy są jakieś potencjalne rozwiązania dla przedsiębiorców w Polsce? Wydaje się, że tak. Jednym z nich są rozproszone systemy energetyczne (DES – distributed energy systems, alternatywnie zwane Microgrids – mikrosieci). To systemy produkcji energii na własne potrzeby (prąd, ciepło, chłód, niekiedy też CO2 dla produkcji napojów czy w szklarniach), które świetnie się rozwijają na świecie. Nie chodzi tu o odłączenie się od sieci czyli tzw. „off-grid”, ale o zastąpienie części energii kupowanej przez energię produkowaną we własnym zakresie, często połączone ze sprzedażą nadwyżek do sieci elektroenergetycznej czy cieplnej. To odpowiedź jednocześnie na kilka problemów: przerw w dostawach, ich jakości oraz niepewności cen. Technologie produkcji rozproszonej są powszechnie dostępne i tanieją. Odpowiednio zwymiarowane konglomeraty takich technologii jak: silniki gazowe, biogaz, biomasa, wiatr, fotowoltaika, kolektory słoneczne, pompy cieplne, akumulatory i odzysk ciepła, wykorzystanie odpadów do produkcji energii oraz wszechstronne podwyższanie efektywności energetycznej to pomysł dla fabryk, osiedli, kampusów uniwersyteckich, turystycznych, wojskowych czy obszarów zabudowy oddalonych od sieci. Już teraz modele biznesowe mają często pozytywną ekonomikę, która będzie dodatkowo rosła wraz ze wzrostem cen na rynku hurtowym.
Apelowanie i czekanie na strategie energetyczne? Obawiam się, że nigdy nie powstaną takie, które adresowałyby pełnię wysokich oczekiwań energetyków i przedsiębiorców co do szczegółowości rozwiązań i ich stabilności – w istocie nie ma ich tak dopracowanych żaden kraj Europy. Może dlatego, że energetyka i jej technologie zmieniają się tak bardzo szybko, że dezaktualizują pomysły na strategie i regulacje szybciej niż te powstają i krzepną.
Przedsiębiorcy pytają o ceny energii i stabilność dostaw, o to czy czekać na rozwiązania „odgórne”, co ryzykowne, czy przejąć inicjatywę, jak to czyni wielu na świecie z dobrym skutkiem.
Moim zdaniem zdecydowanie to drugie.
Źródło: Konfederacja Lewiatan
