Według opublikowanych właśnie danych Agencji Rynku Energii polski przemysł zużył w pierwszym kwartale 2023 roku 17,7 TWh w stosunku do 19,7 TWh w analogicznym okresie ubiegłego roku. To oznacza spadek zapotrzebowania rok do roku aż o 11%. W tym czasie zapotrzebowanie pozostałych odbiorców (głównie handlu i gospodarstw domowych) wzrosło o 2%, do 27,7 TWh. W sumie krajowe zapotrzebowanie w pierwszym kwartale 2023 roku, według danych ARE, spadło o 3% r/r.
Zobacz także: Ponad 5 mld zł dla ciężkiego przemysłu. Kto dostanie wsparcie?
Jednak czerwcowe robocze dane Polskich Sieci Elektroenergetycznych wskazują, że spadek poboru energii jeszcze się pogłębia. Według PSE w pierwszym półroczu popyt wszystkich polskich odbiorców spadł o blisko 5% r/r. Natomiast w samym czerwcu zużycie w kraju było niemal tak samo niskie jak podczas lockdownu ogłoszonego w czasie walki z pandemią koronawirusa.
W danych PSE nie widać jednak podziału na poszczególnych odbiorców. Ze względu na wyższą cenę energii elektrycznej na polskim rynku hurtowym, względem cen u naszych sąsiadów, spada jednocześnie produkcja prądu w Polsce. To także ma wpływ na widoczne w statystykach zapotrzebowanie na energię, ponieważ zagregowane dane PSE uwzględniają także pobór samych elektrowni (de facto straty na produkcji energii). Dopiero od przyszłego roku operator będzie publikować dane netto (po odjęciu potrzeb własnych elektrowni). Możliwe, że dane PSE nie do końca także są w stanie dobrze oszacować autokonsumpcję odbiorców posiadających fotowoltaikę. Ich zapotrzebowanie pokrywane z własnej produkcji teoretycznie jest uwzględniane w krajowym bilansie, ale jedynie jako szacunki.
Jednak wspomniane wcześniej dane ARE, z których korzysta także GUS, pokazują, że polski przemysł złapał zadyszkę. Oczywiście, spadki występują w dużej mierze w gałęziach energochłonnych, gdzie marże są niewielkie, a ich udział w PKB jest mały, jednak to kolejny sygnał potwierdzający trwające spowolnienie gospodarcze.
W ocenie Międzynarodowej Agencji Energii, cała Unia Europejska w 2023 roku zmniejszy zużycie energii elektrycznej (pomimo rosnącej liczby aut elektrycznych i pomp ciepła) drugi rok z rzędu. „Po tych dwóch następujących po sobie spadkach, które łącznie składają się na największy spadek popytu w regionie w historii, popyt na energię elektryczną w UE spadnie do poziomów ostatnio obserwowanych w 2002 roku” – dodaje MAE w swoim najnowszym raporcie.
„Energochłonne gałęzie przemysłu w Europie nie podniosły się jeszcze po zeszłorocznym spadku produkcji, o czym świadczy oszałamiający spadek całkowitego zapotrzebowania na energię elektryczną w UE o 6% rok do roku w pierwszej połowie 2023 roku Szacuje się, że prawie dwie trzecie redukcji netto zapotrzebowania na energię elektryczną w UE w 2022 roku będzie pochodzić z energochłonnych gałęzi przemysłu, borykających się z podwyższonymi cenami energii. Tendencja ta utrzymuje się także w 2023 roku, pomimo spadku cen surowców energetycznych. Ponieważ polityki wsparcia przemysłowego poza granicami UE, wywierają presję na konkurencyjność europejskiego przemysłu, Unia Europejska znajduje się na rozdrożu. Wynik trwających obecnie dyskusji politycznych może zadecydować o przyszłości energochłonnego sektora przemysłowego” – oceniła MAE.
Zobacz także: Impas w sprawie reformy unijnego rynku energii. Co dalej z pułapem cen?
Agencja podaj jednocześnie, że spadek zużycia energii w tym roku będzie widoczny we wszystkich gospodarkach wysokorozwiniętych, w tym USA czy Japonii. Wzrost, chociaż mniejszy niż przed rokiem, odnotują natomiast m.in. Chiny i Indie.
Dodatkową presję na polski przemysł wywierają także, utrzymujące się wciąć, wysokie ceny CO2, wyceniane dziś na 91 euro za 1 tCO2. Co gorsze, zarówno wyceny kontraktów na kolejne lata, jak i prognozy takie jak ta przygotowana przez europejskiego brokera na rynku EU ETS − Vertis, wskazują, że w kolejnych latach ceny nadal będą rosnąć. Wycena kontraktów z realizacją w grudniu 2023 roku sięga 91 euro, podczas gdy na koniec 2024 roku to już prawie 96 euro, a na koniec 2025 roku blisko 100 euro za tonę CO2.
W hurtowych cenach energii elektrycznej na polskim rynku koszt CO2 odgrywa dziś kluczową rolę, odpowiadając za zdecydowaną większość cen prądu, limitowanych na razie jeszcze przez przepisy. W efekcie, pomimo, że mamy obecnie jedne z najwyższych hurtowych cen energii elektrycznej w Europie, spółki energetyczne generują straty na produkcji prądu, bo nie są w stanie przenieść w cenie całego kosztu. Deficyt państwowych spółek energetycznych pogłębia jeszcze dodatkowo presja ze strony państwowych spółek górniczych, które sprzedają węgiel na krajowym rynku znacznie powyżej cen w europejskich portach.
Sytuację przemysłu zmienić mogłyby przepisy liberalizujące zasady budowy elektrowni słonecznych, wiatrowych i magazynów energii w ramach jednego przyłącza do sieci elektroenergetycznej, ale nie ma dziś na to zgody rządu. Jutro Sejm zajmie się natomiast senackimi poprawkami do ustawy liberalizującej częściowo zasady budowy linii bezpośredniej, co także może ułatwić fabrykom budowę farm wiatrowych, fotowoltaicznych i magazynów energii we współpracy z zewnętrznymi spółkami energetycznymi.
