poniedziałek, lipca 15, 2019

Coraz większe różnice pomiędzy cenami energii w UE i w Polsce zagrożeniem dla konkurencyjności krajowej energetyki i gospodarki


W pierwszej połowie 2019 r. nastąpił wyraźny spadek cen na europejskim rynku energii elektrycznej. Wpłynął na to wzrost produkcji energii słonecznej i wiatrowej, spadek cen węgla oraz poprawa efektywności energetycznej (niższy popyt).  Niestety na krajowym rynku obserwuje się zgoła inne trendy.

Ceny węgla w UE w pierwszym półroczu spadały, aż o ponad  40% na co złożyły się nadpodaż na całym świecie oraz coraz bardziej konkurencyjne ceny gazu. Ceny uprawnień do emisji CO2 (indeksy EUA) wzrosły, ale już nieznacznie (ich  zmienność była związana z informacjami o negocjacjach dot. Brexit, dopiero w lipcu doszedł nowy czynnik wzrostowy związany z wdrażaniem reformy systemu ETS). W dalszym ciągu spadały ceny energii z farm wiatrowych i fotowoltaicznych  W Niemczech  produkcja energii słonecznej (PV) w pierwszym półroczu wzrosła o 7% w porównaniu do ub. roku (w Hiszpanii 27%, we Włoszech 13%) , a energii wiatrowej  aż o 19% (o 4% w Hiszpanii i o 16% we Włoszech). Z kolei cena energii wiatrowej w Niemczech w I półroczu br. wynosiła 81-84% średniej ceny rynkowej, a cena energii słonecznej spadała od 98% w styczniu do 89% w czerwcu [link do szerszej analizy].

W efekcie, po wzroście cen w II połowie 2019 roku,  w pierwszej połowie br. ceny hurtowe europejskiego rynku energii elektrycznej notowane na giełdzie EEX odnotowały istotny spadek – rysunek (indeksy rynku dnia następnego i peak). 
 Źródło: EEX

Reakcja rynków europejskich nie wszędzie była taka sama jeśli chodzi o I kwartał ‘2019. Ceny energii dalej rosły w krajach Europy Centralnej i Południowej; nie tylko w Polsce, ale także na Węgrzech, w Rumunii, Bułgarii i Grecji. Jednakże po dwu kwartałach nożyce cenowe pomiędzy cenami energii w Europie Zachodniej i Północnej (giełdy EEX, North Pool), a Polską bardzo się pogłębiły. W całym I półroczu 2019 roku Polsce ceny energii nie tylko zdecydowanie wzrosły w stosunku do krajów starej UE oraz innych krajów Europy Środkowo-Wschodniej, ale też wzrosły wobec I półrocza  ‘2018- rysunki.
Źródło: TGE, analizy własne IEO.

W pierwszym półroczu 2019 w stosunku do 2018 ceny na rynku dnia następnego (RDN) wzrosły  w Polsce o 16% (w wartościach bezwzględnych  30 zł/MWh) pomimo że np. w I kwartale ceny uprawnień do emisji nie rosły, a wzrosty cen energii w II półroczu ‘2018 były nadmierne w stosunku do rzeczywistych kosztów (o czym dalej). Wprowadzone od styczna br. powiększenie widełek cen na Towarowej Giełdzie Energi (od br. na TGE ceny mogą się zmieniać od – 50 do + 50 tys. zł/MWh, podczas gdy wcześniej nie mogły spadać poniżej 70 zł/MWh), które powinno prowadzić do obniżania cen w godzinach nadpodaży, zadziałało tylko na początku stycznia. Potem strony kontraktów wróciły do cen pokrywających koszty zmienne elektrowni węglowych.  Nie działały też inne ww. mechanizmy prowadzące do obniżania cen energii, które skutecznie działają w innych krajach UE. Nie oznacza to, że ceny EUA nie mają znaczenia, ale rodzą się pytania, czy Polska energetyka prawidłowo reaguje na sygnały cenowe na rynkach energii i czy uzasadnienie wzrostów cen jedynie indeksami EUA i stwierdzeniem, że nic z tym się nie da zrobić są rzeczywiście uzasadnione.

Niestety energetyka korporacyjna (znajdująca się w pełni pod nadzorem właścicielskim państwa) coraz więcej wysiłku i środków wkłada w budowanie  przekonania, że za wzrost cen energii w Polsce odpowiadają rosnące ceny uprawnień do emisji CO2 oraz w wykorzystanie tego przekonania do braku działań lub nawet działań podwyższających koszty. Ostatnia prognoza cen energii elektrycznej IEO wykazała, że faktycznie istnieją fundamentalne przyczyny wzrostu kosztów generacji energii elektrycznej w dłuższym okresie (perspektywa inwestorska do 2040 roku) i trend ten z powodu inwestowania w drogie i drożejące źródła się pogłębia, ale z drugiej strony na rynku widać, że dodatkowo, coraz częściej ceny rosną drastycznie powyżej kosztów. Szczególnie drastycznie było to widoczne w  II połowie 2018 roku na rynku terminowym. W 2017r. wartość indeksu Base  była w przybliżeniu stała, mimo rosnących cen uprawnień. Po spadku na początku 2018r. w miesiącach wrzesień-grudzień marża wzrosła drastycznie, osiągając nawet 50 PLN/MWh. Po interwencji prezesa URE (doniesienie do prokuratury) zysk nadzwyczajny zmalał.  Po odliczeniu faktycznych kosztów przyniósł sumaryczny zysk nadzwyczajny rzędu 200 mln zł. Rysunek przedstawia indeks BASE z ostatnich lat pomniejszony o koszty EUA i węgla oraz standardową marżę.  
Źródło: IEO, Średniookresowa prognoza kosztów wytwarzania i cen energii elektrycznej do 2040 roku wg założeń Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu.

Na rynku niezmonopolizowanym, niepodatnym na spekulacje, gwałtowny wzrost  wolumenu sprzedaży powoduje że ceny spadają, a duża liczba graczy (EEX, North Poll) zapobiega spekulacjom (zmowom). Poza rentą monopolistyczną, nieobecną w takim zakresie na rynkach UE, pozostają jednak fundamentalne powody wzrostu kosztów i cen energii, których nie da się pokonać inaczej jak poprzez zmianę polityki inwestycyjnej. Wyniki analiz wskazują na nieunikniony bezwzględny wzrost kosztów generacji energii i taryf. Prognoza IEO potwierdza [link], że bez gwałtownej zmiany polityki inwestycyjnej najszybszego wzrostu kosztów energii należy spodziewać się w latach 2020-2025 – z 285 do 318 zł/MW w cenach stałych, bez inflacji (wzrost taryf dla niektórych odbiorców będzie jeszcze wyższy), a ponadto odbiorców energii dodatkowo obciążą opłaty: mocowa i kogeneracyjna.

Wiele wskazuje na to, że Polska w tym okresie osiągnie najwyższe w ceny energii w UE, co może mieć zgubne skutki, jeśli chodzi o przewagi komparatywne w gospodarce (taryfy dla biznesu zdecydowanie pogorszą konkurencyjność polskich firm)  i to w sytuacji, gdy coraz bardziej oparta jest ona na eksporcie.  Prognoza IEO wskazuje, że każda nowa inwestycje w najtańsze OZE, w szczególności w farmy wiatrowe i fotowoltaiczna, obniża koszty i ceny energii w Polsce, a każda dodatkowa inwestycja w elektrownie węglowe, jądrowe i kogeneracje dodatkowo podnosi koszty energii. Nie jest to szczególnie odkrywcze, patrząc choćby na omówione wcześniej przyczyny spadku cen energii w całej UE.  Trywialna wydaje się też teza, że dążenie do co najmniej utrzymania  udziału w węgla w strukturze paliwowej w energetyce  w sposób oczywisty prowadzi to do spirali wzrostu kosztów i cen energii. Dlaczego zatem nieskutecznie, a nawet kontrproduktywnie walczymy ze wzrostem cen energii? 

Oczywiście powyższe zjawiska  nie są zmartwieniem dla energetyki tylko dla odbiorców energii. Są ważnym czynnikiem politycznym. Ostatnie konwencje programowe Zjednoczonej Prawicy  [więcej pod linkiem] i Koalicji Europejskiej tylko częściowo odpowiedziały na powyższe zagrożenia. Ekonomiści PO (prof. Rzońca, prof. Lewandowski) wzywają wprawdzie do zwiększenia roli mechanizmów rynkowych, ale nie formułują wprost konieczności rozbicia państwowego kartelu. Zjednoczona Prawica stawia wprawdzie na fotowoltaikę (zwłaszcza prosumencką), ale nie mówi o urynkowieniu energetyki. Wątpliwy wydaje się masowy plan inwestowania w kogenerację (tu była zgoda -przykład, że czasami  możliwy jest konsensus konkurujących partii, tzw. „POPiS” (?), choć niekoniecznie tam gdzie trzeba- ale oczekiwania są nadmierne). Byłby to dobry plan 15 lat temu, ale nie obecnie, gdy UE odchodzi od wsparcia dla kogeneracji. Słusznie na portalu BiznesAlert przed zbyt łatwym powielaniem prostych schematów myślowych zwraca uwagę red. Jakóbik [link] i ostrzega przed 2-ga falą dekarbonizacji, która dotknie także sektor gazowy i kogeneracje na paliwach kopalnych. Problemu spirali kosztów w energetyce nie rozwiążą ani postulowane inwestycje w elektrownie jądrowe (tu „POPiS” nie działa – Koalicja Europejska  nie podziela już wcześniejszych planów PO i obecnych planów PiS w tym zakresie), ani w najdroższe OZE, ani tym bardziej w paliwa kopalne.

O ile słusznie politycy stawiają na działania w ciepłownictwie (Koalicja Europejska zapowiedziała  odejście od węgla w ciepłownictwie w 2035 roku) to nie zauważają,  że Polska ma olbrzymi potencjał w zakresie integracji energetyki wiatrowej i ciepłownictwa (sectors coupling i market coupling) oraz, że bez taniej energii wiatrowej w Polsce nie będzie elektromobilności. Żaden z kluczowych bloków politycznych jasno nie sformułował  konieczności odblokowania inwestycji w lądowe farmy wiatrowe, przyśpieszenia inwestycji w farmy fotowoltaiczne, a przede wszystkim podjęcia  działań na rzecz  demonopolizacji rynku i uruchomienia potencjałów sector coupling.   to wręcz oczywiste, potwierdzone w UE empirycznie dowody, bazujące na realnym potencjale i potencjalnych przewagach komparatywnych. Bez tego kolejny rząd będzie dalej „zakładnikiem” sektora energetycznego i będzie się borykał z jeszcze większymi problemami, niż obecnie.  Skonsolidowana energetyka sama z siebie, z uwagi na oczywiste bieżące interesy i ograniczenia, ze spirali kosztów nie wyjdzie.

Brak komentarzy: