"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.
