Reklama

Polski przemysł ma dziś pod prąd

Nad naszą gospodarką od lat unosiło się ryzyko istotnego wzrostu cen energii elektrycznej z powodu kosztów emisji CO2. W tym roku się zmaterializowało. Na dodatek zbiegło się to ze wzrostem cen węgla. Będzie zdecydowanie drożej. Jak żyć? - pyta polski przemysł.

Reklama

Krajowa energetyka była i jest zdominowana przez elektrownie węglowe. W 2017 roku według danych PSE elektrownie zawodowe na węgiel kamienny miały ponad 48 proc. udziału w krajowej produkcji energii, a na węgiel brunatny ponad 31 proc. Taki miks energetyczny przekłada się na wysoką emisję CO2 , a to kosztuje.

Koniec taryfy ulgowej

Elektrownie objęte unijnym systemem handlu emisjami (EU ETS) muszą co roku umarzać uprawnienia do emisji CO2 odpowiadające ich rzeczywistej emisji. Do tej pory polska energetyka konwencjonalna korzystała ze stale malejącej liczby darmowych uprawnień do emisji. W przyszłym roku, jak wskazuje Instytut Jagielloński w tegorocznej analizie na temat cen energii, system ten będzie wygaszony.

Średnia emisyjność produkcji 1 MWh wynosi w Polsce - podaje Instytut Jagielloński, ok. 770 kg CO2, a przykładowo w Czechach ok. 450 kg i ok. 420 kg w Niemczech; te kraje mają po prostu "mniej emisyjną" strukturę źródeł wytwarzania niż Polska.

Stosunkowo długo krajowy miks energetyczny nie odbijał się negatywnie na cenach prądu. Nie tylko dlatego, że elektrownie dostawały dużo uprawnień do emisji CO2 za darmo, ale też dlatego, że te uprawnienia były tanie. Niskie ceny CO2 nie skłaniały energetyki do inwestycji w niskoemisyjne źródła energii. Bruksela zaczęła więc dążyć do zmian w EU ETS nakierowanych na podwyżkę cen uprawnień do emisji CO2.

W tym roku zmieniono dyrektywę EU ETS. Wskaźnik redukcji emisji podniesiono z 1,74 proc. rocznie w latach 2013-2020 do 2,2 proc. rocznie od 2021 roku. Podwojono wolumen uprawnień kierowanych do tzw. rezerwy MSR w latach 2019-2023 (z 12 proc. do 24 proc.), co spowodowało spadek podaży uprawnień.

Po zapowiedziach tych zmian ceny CO2 zaczęły rosnąć. W tym roku okresowo przekraczały już nawet 25 euro. Bank Credit Agricole wskazuje, że cena tych uprawnień na Europejskiej Giełdzie Energii (EEX) we wrześniu tego roku wyniosła 21,42 euro za tonę, co licząc rok do roku oznaczało wzrost o 215,3 proc.

Ów wysoki wzrost cen CO2 może być w pewnym stopniu efektem gry spekulacyjnej, którą sprowokowało przekształcenie uprawnień do emisji w instrument finansowy (skutek dyrektywy MIFiD II).

- Mamy podejrzenia, że skłoniło to instytucje finansowe do wejścia na ten rynek na dużą skalę i ceny uprawnień do emisji rosną w wyniku spekulacji - m.in. mówił we wrześniu Bogusław Regulski, wiceprezes zarządu Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie (IGCP).

Izba wystosowała do Komisji Nadzoru Finansowego i do Europejskiego Urzędu Nadzoru Giełd i Papierów Wartościowych pisma będące w istocie wnioskiem o zbadanie prawidłowości notowań uprawnień do emisji CO2 na europejskich giełdach.

Na skok cen uprawnień nałożył się wzrost cen węgla kamiennego, co z kolei jest pochodną m.in. dobrej globalnej koniunktury na to paliwo. W I półroczu 2018 r. w Polsce średnia cena węgla energetycznego była o 14,3 proc. większa niż w analogicznym okresie 2017 r. (dane - LW Bogdanka).

"Od początku 2018 r. obserwowany jest silny wzrost hurtowych cen energii w Polsce. Średnia cena kontraktu na dostawy energii na następny dzień (BASE) na Towarowej Giełdzie Energii we wrześniu wyniosła 276,24 zł/MWh (+60,2 proc. r/r). Z kolei cena kontraktu z dostawą na następny rok (BASE_Y-19) wyniosła 285,53 zł/MWh (+71,5 proc. r/r)" - wskazali w październikowej analizie ekonomiści Credit Agricole.

Wstrząsy wtórne

I tu także pojawiły się opinie, że wzrost hurtowych cen energii elektrycznej nie wynika wyłącznie z czynników zewnętrznych. Przynajmniej część ekspertów upatruje przyczyn wzrostu cen energii w Polsce w krajowym modelu rynku energii.

- Sądzę, że w warunkach niskiej płynności handlu energią elektryczną na TGE energetyka wykorzystuje niestabilność cen wywołaną wzrostem cen uprawnień do emisji CO2 do maksymalizowania cen i własnych marż. Tak odczytuję różnicę pomiędzy wynikającym z naszych analiz wzrostem kosztów produkcji energii a wzrostem cen na giełdzie - ocenił Henryk Kaliś, przewodniczący Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu.

Jeśli tegoroczny wzrost hurtowych cen energii elektrycznej uznać za trzęsienie ziemi, to bez wątpienia wystąpiły też już wstrząsy wtórne i to liczne.

Przerzedziły się szeregi sprzedawców energii, w toku są prace zmieniające częściowo model rynku energii, zapowiedziano nowe mechanizmy wsparcia odbiorców energochłonnych, poprawiła się opłacalność inwestycji w OZE. W ślad za cenami hurtowymi wzrosną detaliczne, co może być impulsem rozwoju rynku usług efektywności energetycznej.

- Uważam, że powstały fundamentalne warunki, że - inwestując rozsądnie w energetykę odnawialną, przede wszystkim w zakresie energii elektrycznej - można domykać modele biznesowe bez systemów wsparcia - ocenia Grzegorz Wiśniewski, prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej.

Naporu wzrostu hurtowych cen energii nie wytrzymała część spółek obrotu i zaprzestała sprzedaży energii. Maciej Kowalski, dyrektor zarządzający Enefit Polska, ocenia, że przynajmniej w niektórych przypadkach kłopoty sprzedawców energii wynikały z tego, że sprzedając energię klientom zostawiali duże otwarte pozycje, niezabezpieczone hurtowymi zakupami energii bądź innych komponentów kosztów energii.

- W momencie wzrostu cen albo przestało ich być stać na zakupy albo woleli zakończyć sprzedaż, niż zamknąć pozycje i ponieść straty. W okresie stabilnych cen niektórzy sprzedawcy mogli niezbyt zwracać uwagę na to, jak kapitałochłonny jest handel - zaznacza Maciej Kowalski.

Akcja, reakcja

W pierwszej dekadzie października 2018 r. rząd przyjął projekt ustawy m.in. zwiększającej tzw. obligo giełdowe. Teraz wytwórcy energii elektrycznej mają obowiązek sprzedaży 30 proc. wyprodukowanej energii na giełdach towarowych i rynkach regulowanych, a projekt ustawy przewiduje wzrost tego obowiązku do 100 proc. (projekt ustawy już w Sejmie).

"Podniesienie tzw. obliga giełdowego do poziomu 100 proc. ma na celu poprawę przejrzystości na rynku i ograniczenie nagłych wzrostów cen energii elektrycznej na rynku hurtowym, niewynikających z czynników fundamentalnych. Jednocześnie dzięki poprawie płynności i transparentności na TGE i ograniczeniu możliwości wpływu na cenę uczestników posiadających silną pozycję rynkową, rozwiązanie to w perspektywie długoterminowej poprawi pozycję odbiorców na krajowym rynku energii elektrycznej" - uzasadniał resort energii.

- Przy obecnej strukturze właścicielskiej polskiego rynku energii brak obliga byłby dramatycznie groźny, dlatego że praktycznie mogłoby to uniemożliwić działanie na większą skalę na rynku firmom niezależnym. Natomiast przy 100-procentowym obligu praktycznie zabijamy rynek bilateralny oparty na pierwotnym wytwórcy, który produkuje na dużą skalę energię, czyli wszelkiego rodzaju kontrakty niestandardowe - ocenił Arkadiusz Zieleźny, prezes Polenergii Obrót.

Będzie bolało

Dla przemysłu ceny prądu są zderegulowane, a dla gospodarstw domowych w przypadku tzw. sprzedawców z urzędu nadal zatwierdza je URE.

- Uwzględniając najczęściej stosowane przez firmy strategie zakupu energii w Polsce, uważamy, że polskie przedsiębiorstwa odczują wzrost cen prądu z początkiem 2019 r. i zgodnie z naszymi szacunkami wyniesie on najprawdopodobniej od 50 proc. do 70 proc. rok do roku - napisali w swojej analizie ekonomiści Credit Agricole, szacując, że przy wskazanym założeniu wzrostu cen prądu dynamika cen produkcji sprzedanej przemysłu zwiększy się o 0,9-1,2 pkt. proc. na początku 2019 r.

Zdaniem Instytutu Jagiellońskiego, w 2018 r. konkurencyjność polskiego przemysłu na tle naszych sąsiadów znacząco się pogorszyła, bo w Polsce w lipcu tego roku koszt 1 MWh wynosił dla dużego odbiorcy około 69 euro, w Czechach 57 euro, a w Niemczech - przy uwzględnieniu rekompensaty - tylko 38 euro. Sam przemysł energochłonny też bije na alarm. Być może doczeka się rozwiązań zrównujących warunki jego działania z unijną konkurencją.

Wiceminister energii Tadeusz Skobel w odpowiedzi na jedną z interpelacji poselskich (wrzesień 2018) poinformował, że rząd pracuje nad kilkoma rozwiązaniami mającymi na celu zachowanie konkurencyjności polskich odbiorców przemysłowych. Jedno z nich to wprowadzenie rekompensat na pokrycie kosztów pośrednich uprawnień do emisji CO2, czyli wzrostu cen prądu wynikających ze wzrostu cen CO2.

Jeśli chodzi o regulowane ceny sprzedaży prądu dla gospodarstw domowych to Maciej Bando, prezes URE, zwraca uwagę, że dyskusja toczy się głównie na temat cen prądu, a ważną częścią rachunków są też koszty dystrybucji i te najpewniej wzrosną w 2019 roku.

- Podwyżka cen dystrybucji jest przewidywana, to prawda. Przy czym jej wysokość na razie jest nieznana, bo będzie wynikała z wniosków, jakie złożą spółki dystrybucyjne. Ale na pewno pojawi się tam nowa-stara pozycja opłaty OZE, która w tym roku wynosi jeszcze 0 zł/MWh. Dopiero ją obliczamy, ale będzie to na pewno kilka złotych, myślę, że poniżej 10 zł/ MWh. Chociażby z tego powodu ceny dystrybucji wzrosną - powiedział Bando.

Najbliższa przyszłość jest zatem dość klarowna, ale ze względu na brak nowej polityki energetycznej państwa (mamy tylko projekt w konsultacjach) nadal utrzymuje się dręczące przemysł pytanie o to, co nas czeka w perspektywie następnych lat.

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.

W 2017 roku Forum Energii przygotowało raport, w którym przeanalizowano ekonomiczne, społeczne i środowiskowe skutki realizacji czterech różnych scenariuszy zmian. W każdym hurtowe ceny prądu rosły, z ówczesnego poziomu poniżej 40 euro do nawet ponad 100 euro w 2050 - najmniej w scenariuszu OZE.

Pobierz darmowy program do rozliczeń PIT 2018

W jaki sposób obecne władze zamierzają odpowiedzieć na wyzwania polityki klimatyczno-energetycznej, bo do tego sprowadza się w istotnej mierze problem cen prądu (koszty CO2), pewnie dowiemy się niebawem. Do końca tego roku powinien zostać przedstawiony projekt pierwszego krajowego zintegrowanego planu w dziedzinie energii i klimatu, zawierającego m.in. deklarowany krajowy udział OZE w finalnym zużyciu energii w 2030 roku.

Ireneusz Chojnacki

Więcej informacji w portalu "Wirtualny Nowy Przemysł"

Reklama

Reklama

Reklama

Reklama

Finanse / Giełda / Podatki
Bądź na bieżąco!
Odblokuj reklamy i zyskaj nieograniczony dostęp do wszystkich treści w naszym serwisie.
Dzięki wyświetlanym reklamom korzystasz z naszego serwisu całkowicie bezpłatnie, a my możemy spełniać Twoje oczekiwania rozwijając się i poprawiając jakość naszych usług.
Odblokuj biznes.interia.pl lub zobacz instrukcję »
Nie, dziękuję. Wchodzę na Interię »