Warszawa, 08.10.2018 (ISBnews) – Szereg czynników sprawi, że trend wzrostu cen hurtowych energii elektrycznej może utrzymać się do końca przyszłej dekady, uważają eksperci Instytutu Jagiellońskiego.
"Na rynku europejskim można zaobserwować trend wzrostu cen hurtowych energii elektrycznej, który widoczny jest także w Polsce. Przyczyną tej sytuacji jest wzrost cen europejskich uprawnień do emisji gazów cieplarnianych spowodowany reformą systemu handlu emisjami ETS. Dodatkowo wzrasta cena węgla kamiennego. Krajowa sieć elektroenergetyczna wymaga ciągłej i intensywnej modernizacji, co oznacza dziesiątki miliardów wydatków w najbliższych latach. Sprawi to, że ceny dystrybucji prądu wzrosną. Trend wzrostu cen hurtowych może utrzymać się do końca przyszłej dekady" – czytamy w raporcie Instytutu.
Autorzy dokumentu zwracają uwagę, że sytuacja w Polsce staje się trudna.
"Od dekad UE konsekwentnie realizuje cele polityki klimatyczno-energetycznej, m.in. poprzez systematyczne ograniczanie emisji zanieczyszczeń i przechodzenie na gospodarkę nisko- i zeroemisyjną. Odbywa się to na niekorzyść jednostek opalanych węglem. Na polskim rynku rośnie niedobór węgla kamiennego, zaś import zwiększa się do rekordowych rozmiarów. Dodatkowo implementacja tzw. konkluzji BAT 2020 w zakresie ograniczeń emisji dwutlenku siarki, tlenku azotu, rtęci i pyłów może doprowadzić do wygaśnięcia znacznej większości istniejących jednostek węglowych" – wyliczono w raporcie.
Ponadto obecnie obserwowany jest silny wzrost cen uprawnień do emisji CO2. Do tej pory polska energetyka konwencjonalna korzystała ze stale malejącej liczby darmowych uprawnień do emisji. W przyszłym roku system ten będzie wygaszony. Od końca 2017 r. koszt uprawnień do emisji tony dwutlenku węgla wzrósł z 6 euro do ok. 21 euro. Według Instytutu, ceny uprawnień do emisji mogą nadal utrzymywać się w trendzie wzrostowym.
"Istotnym, lecz niepożądanym czynnikiem, który łagodzi wzrost cen hurtowych energii elektrycznej, jest silnie rosnący import energii elektrycznej z krajów sąsiadujących, które produkują jej znacznie taniej. Zdolność importowa w interkonektorach transgranicznych rośnie do 3000 MW – ilość ta w latach 20. XXI w. będzie w pełni wykorzystana. Zaniechanie rozwoju technologii OZE prowadzi do coraz większych importów bardziej konkurencyjnej energii elektrycznej z północy i zachodu Europy, co nie przyczynia się do bezpieczeństwa energetycznego Polski" – wskazano także.
Instytut przypomina także, że jednostki kogeneracji gazowej zastąpią jednostki węglowe. Od 2022 i 2023 roku znacząco zwiększy się moc w niskoemisyjnych elektrociepłowniach opalanych gazem. Od 2022 r. zacznie brakować ciepła w systemach ciepłowniczych w wielu większych i mniejszych miastach. Z powodu wycofywania starych wysokoemisyjnych jednostek zapotrzebowanie na nowe elektrociepłownie z większą mocą zainstalowaną wynosić będzie – jak wyliczono – do 4 GW mocy elektrycznej.
"Planowanie transformacji energetycznej jest koniecznością. Polska energetyka jest słabo przygotowana na przyjęcie szoku cenowego odnośnie ceny energii. Brakuje nam polityki energetycznej, a także aktualnej polityki surowcowej" – stwierdzili autorzy.
W 2018 r. konkurencyjność polskiego przemysłu na tle naszych sąsiadów znacząco się pogorszyła. W Polsce w lipcu tego roku koszt 1 MWh wynosił dla dużego odbiorcy około 69 euro, w Czechach 57 euro, zaś w Niemczech przy uwzględnieniu rekompensaty tylko 38 euro. Odbiorcy przemysłowi nie mogą pozostawać wobec tych prognoz bierni. Muszą reagować na tak istotny wzrost kosztów i zacząć szukać bezpośrednich dostawców prądu, zauważono też w materiale.
Instytut zwraca też uwagę, że wzrost cen energii elektrycznej wpłynie na zysk przedsiębiorstw. Obserwowane wzrosty cen energii będą najsilniej odczuwalne w sektorze chemicznym, hutniczym, przemyśle elektromaszynowym oraz w górnictwie. Swego rodzaju remedium pozwalającym na optymalizację kosztu zakupu energii od kilku lat są tzw. grupy zakupowe, lecz aktualny przykład rozwiązania grupy zakupowej Górnośląsko-Zagłębiowskiej Metropolii z uwagi na zbyt wysokie ceny energii elektrycznej oferowane przez spółki obrotu pokazuje, że potrzebne może być wypracowanie nowego modelu funkcjonowania grup zakupowych.
" W aktualnej sytuacji sprzedawcy energii również znaleźli się w bardzo trudnym położeniu, gdyż z jednej strony ceny, które oferują odbiorcom końcowym muszą przenosić koszty energii wynikające z cen na rynku hurtowym, z drugiej powinni próbować realizować politykę cenową w sposób, który nie spowoduje 'wyprowadzki' przemysłu poza nasze granice lub wręcz upadku niektórych gałęzi gospodarki. Warto także zwrócić uwagę na sytuację operatorów systemów dystrybucyjnych, którzy z jednej strony przejmują na siebie wiele ryzyk związanych z systemem (w tym np. dodatkowe koszty generowane przez firmy, które nie optymalizują energochłonności lub profilu poboru), a z drugiej strony mogą doświadczyć niższego poziomu wolumenu dystrybuowanej energii (a co za tym idzie spadku poziomu przychodu regulowanego) ponieważ niektórzy odbiorcy – z pobudek ekonomicznych – mogą decydować się na redukowanie poboru energii elektrycznej" – podsumowano w raporcie.
Instytut Jagielloński jest niezależnym ośrodkiem analitycznym, centrum wymiany poglądów i budowania strategii.
(ISBnews)
