Raport Enervis i Solivan: stały wzrost cen hurtowych energii elektrycznej do końca przyszłej dekady

Raport Enervis i Solivan: stały wzrost cen hurtowych energii elektrycznej do końca przyszłej dekady

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, spowodowany reformą systemu ETS.

Z najnowszego raportu zawierającego długoterminową prognozę cen hurtowych energii elektrycznej w Polsce, opracowanego przez firmę doradczą Enervis energy consultants z Berlina i warszawską kancelarię Solivan, wynika stały trend wzrostu cen hurtowych do końca przyszłej dekady. Dopiero gruntowna zmiana miksu wytwarzania, która nastąpi w połowie lat 20-tych, z przeważającym udziałem niedyspozycyjnych źródeł OZE spłaszczy wzrost cen hurtowych i spowoduje ponowny ich spadek  w latach 30-tych, docelowo do poziomu sprzed reformy systemu handlu emisjami ETS.

Zainteresowanych raportem zapraszamy do kontaktu: marketing@wysokienapiecie.pl

Raport zawiera prognozę cen hurtowych do roku 2050 na podstawie zakładanego miksu energetycznego i najnowszych prognoz cen paliw i uprawnień do emisji, jak również prognozę cenową dla źródeł wytwarzania energii elektrycznej z wiatru i ze słońca, uwzględniając ich profil technologiczny. Ponadto, raport zawiera przegląd systemów wsparcia energii elektrycznej, w tym ze żródeł odnawialnych oraz rynku mocy. Autorzy wychodzą z założenia, że 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 z scenariuszem od 2024 do 2030 r., w Polsce może powstawać do 10 GW dodatkowych farm wiatrowych i do 2 GW dodatkowych farm fotowoltaicznych. Ta sytuacja jest również okazją biznesową dla spółek specjalistycznych polskich koncernów energetycznych.

Silny wzrost uprawnień do emisji CO2

Do tej pory polska energetyka konwencjonalna korzystała z darmowych uprawnień do emisji, których  liczba stopniowo malała.  W przyszłym roku system ten będzie wygaszony. Od końca 2017 r. koszt uprawnień do emisji tony dwutlenku węgla podwoił się i wynosi obecnie ok. 20 euro. Zgodnie z prognozą angielskiego instytutu ICIS, uwzględnioną w  raporcie, czeka nas dalszy wzrost uprawnień do poziomu 25 euro w 2020 r., 30 euro najpóźniej w 2023 r. i 40 euro w 2025 r.

Zainteresowanych raportem zapraszamy do kontaktu: marketing@wysokienapiecie.pl

Polska elektroenergetyka w ponad 80% produkuje prąd w elektrowniach węglowych i jest szczególnie narażona na wzrost cen uprawnień. Średnia emisyjność na MWh energii elektrycznej wynosi w Polsce ok. 770 kg CO2, ale np. w Czechach tylko 450 kg i w Niemczech około 420 kg. Ma to wyraźny wpływ na konkurencyjność polskich koncernów energetycznych, udokumentowaną ich relatywnie niską wartością rynkową. Z drugiej strony, ceny węgla ARA są obecnie na wysokim poziomie ok. 90 euro/tSKE, ale w perspektywie 2-3 lat prawdopodobnie spadną do poziomu ok. 73 euro/tSKE i ustabilizują się na tym poziomie w perspektywie średnioterminowej. Z kolei koszty gazu ziemnego mogą w perspektywie krótkoterminowej lekko spaść, ale założono, że w perspektywie średnio- i długoterminowej tj. następnych 15 lat cena rośnie o 25%.

Konkurencyjność polskiego przemysłu znacząco się pogarsza

Odpowiednio rosną ceny hurtowe za energię elektryczną w Polsce. W 2018 r. konkurencyjność polskiego przemysłu na tle naszych sąsiadów znacząco się pogorszyła. W Polsce w lipcu b.r. koszt 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 około 65 Euro/270 zł za MWh na rynku hurtowym), 68 euro w Czechach i 48 euro w Niemczech. Odbiorcy przemysłowi nie mogą pozostawać wobec tych prognoz bierni. Muszą reagować na tak istotny wzrost kosztów i zaczynają 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 najtańsze w północnej części Europy. Unia Europejska pracuje obecnie 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.

Silnie rosnący import energii przyspieszy transformację energetyczną

Prognoza cenowa 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. To  powinno przyczynić się do złagodzenia wskazanego wcześniej wzrostu cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Zgodnie z scenariuszem do 2023 r., w Polsce powstaje około 3 500 MW nowej mocy w elektrowniach węglowych, na podstawie decyzji inwestycyjnych już podjętych. System wsparcia dla rynku mocy spowoduje budowę 2 600 MW mocy w elektrowniach gazowych. Z kolei system wsparcia OZE przełoży się na budowę 2 400 MW farm wiatrowych, 1 300 MW farm fotowoltaicznych oraz ok. 250 MW mocy wytwarzającej energię elektryczną z biomasy/biogazu. Z kolei moc zainstalowana w istniejących elektrowniach węgla kamiennego może do końca 2023 r. spaść o połowę, do poziomu 11 000 MW. W głównej mierze wynikać to będzie z powodu zakończenia przydziału darmowych uprawnień CO2 oraz rosnących wymagań środowiskowych. Istotnym czynnikiem, który jednak łagodzi wzrost cen hurtowych energii elektrycznej jest silnie rosnący import energii elektrycznej z krajów ościennych, które produkują ją znacznie taniej. Zdolność importowa w połączeniach transgranicznych wzrośnie do 3 000 MW i w latach dwudziestych będzie w pełni wykorzystana. Taki niekorzystny scenariusz dla polskich koncernów energetycznych również przyspieszy transformację energetyczną.

Zainteresowanych raportem zapraszamy do kontaktu: marketing@wysokienapiecie.pl

W 2030 roku Polska może wytwarzać około 55% prądu ze źródeł odnawialnych

Zatem, w latach dwudziestych istniejące elektrownie węgla kamiennego w dużej mierze będą zastąpione przez elektrownie gazowe, farmy wiatrowe i instalacje fotowoltaiczne. Nie tylko otoczenie rynkowe i koszty uprawnień do emisji dwutlenku węgla, ale również 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, już w 2030 roku Polska może wytwarzać około 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-tych 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 doprowadzi do istotnego spadku cen hurtowych do poziomu około 40 euro za MWh tj. poziomu cen hurtowych z końca 2017 roku.

Kontynuowanie polskiego programu rozwoju energetyki nuklearnej nie jest uzasadnione

Autorzy raportu nie dostrzegają uzasadnienia ekonomicznego dla kontynuowania polskiego programu rozwoju energetyki nuklearnej, zaproponowanego przez Ministerstwo Energii. Nie jest realistycznym wstępny scenariusz Polityki Energetycznej Państwa, który zakłada, że do 2031 roku ma powstać pierwszy blok elektrowni jądrowej a do 2035 r. dwa kolejne. Coraz niższa wartość rynkowa polskich koncernów energetycznych uniemożliwia wewnętrzne finansowanie tego typu inwestycji w konkurencyjnym otoczeniu. W dodatku, w przeciwieństwie do morskich farm wiatrowych możliwości zewnętrznego finansowania elektrowni jądrowej są zbliżone do zera.

Zainteresowanych raportem zapraszamy do kontaktu: marketing@wysokienapiecie.pl

dr Christian Schnell, radca prawny, kancelaria Solivan

Zobacz także...

Komentarze

Patronat honorowy

Nasi partnerzy

PGEPG SilesiaPSE

Zamów Obserwator Legislacji Energetycznej

Dowiedz się więcej o Obserwatorze Legislacji Energetycznej

 

Chcesz płacić co miesiąc skontaktuj się z nami: marketing@wysokienapiecie.pl