39 6. Niepewności prognoz cen energii elektrycznej i ciepła Wiarygodne i szeroko dostępne prognozy cen energii są warunkiem koniecznym do podejmowania racjonalnych decyzji inwestycyjnych w nowe elektrownie lub elektrociepłownie i (tu liczą się prognozy cen hurtowych energii) lub w źródła prosumenckie i poprawę efektywności energetycznej, gdzie liczą się prognozy taryf dla odbiorców końcowych energii. Niestety w Polsce prognozy hurtowe cen energii elektrycznej są rzadkością lub (te nieliczne) nie są publicznie dostępne. Prognozy cen i kosztów zaopatrzenia w energię elektryczną i ciepło odbiorców końcowych dotychczas w ogóle nie były dostępne. Brak prognoz w tym zakresie częściowo wynika z ryzyka politycznego udostępnienia informacji o możliwych podwyżkach cen energii. Odbiorcy energii nie uważają, że jej cena wynika z czynników obiektywnych, ale że jest efektem polityki energetycznej lub nawet decyzji politycznej, co w istocie samo w sobie jest źródłem niepewności ew. prognoz. Prognozowanie cen energii i taryf jest też poważnym wyzwaniem jeśli chodzi o metodę i konieczność przyjęcia założeń upraszczających. Przedstawione w raporcie prognozy cen energii elektrycznej, cen ciepła oraz taryf bazują na najlepszej, aktualnie dostępnej wiedzy dostępnej wiedzy, ale wymagają ciągłej aktualizacji i weryfikacji. Niepewności założonych scenariuszy i prognoz cen energii wynikają przede wszystkim z braku zatwierdzonej polityki energetycznej, niespójności krajowej polityki klimatycznej z polityką UE oraz niestabilności regulacji w obszarze rynku energii. Brak zatwierdzonej polityki energetycznej i częste zmiany jej projektów stanowią podstawie ryzyko błędów w prognozach cen energii. Projekt Polityki Energetycznej Polski do 2040 był wielokrotnie zmieniany, a sami twórcy przyznają, że najnowszy projekt jest już nieaktualny. Także KPEiK wymagać będzie aktualizacji, choćby w związku z poodnoszeniem celów klimatycznych UE na 2030 rok (podniesie ambicji w zakresie redukcji emisji CO2 w 2030 roku z obecnych 40% do 55%). Energetyka odnawialna coraz częściej funkcjonuje na warunkach wolnorynkowych, a projekty są dynamicznie rozwijane. Z tego powodu scenariusze IEO dotyczące nowych mocy odnawialnych jako płynące z informacji rynkowych – nie woli politycznej – stanowią pewniejsze założenie. Zakładana budowa elektrowni jądrowej w 2033 roku jest wątpliwa, a problemy z mocą dyspozycyjną w KSE mogą być znaczące. Będzie to okres głębszej integracji źródeł odnawialnych z systemem energetycznym, co – w razie braku elektrowni jądrowej – znacznie podwyższy koszty sieciowe i dystrybucyjne. Brak realizacji elektrowni jądrowej obniży znacząco koszty energii w hurcie, ale szybszy rozwój OZE może podnieść w pewnym zakresie opłaty dystrybucyjne i koszy bilansowania w systemie energetycznym. W efekcie oszacowane ścieżki łącznych wysokości taryf dla różnych odbiorców końcowych mogą pozostać zbliżone do przedstawionej prognozy. Największy wpływ na koszty dystrybucji, a tym samym taryf dla wszystkich grup odbiorców energii elektrycznej wywierają konsekwencje wdrożenia Rynku Mocy, który jest źródłem opłaty mocowej wliczane do taryfy sieciowej. Opłata ta jest niezwykle trudna do prognozowania, gdyż zależy wyłącznie od decyzji politycznych. Obszarem niepewności prognoz cen energii elektryczne i ciepła są również prognozy paliw i uprawnień do emisji CO2. Rola gazu ziemnego w transformacji energetycznej i możliwość wsparcia inwestycji gazowych są wciąż przedmiotem debaty, ale plany odejścia od węgla brunatnego są przesuwane coraz bliżej. Prognozy cen uprawnień do emisji CO2 w systemie EUA/ETS są bardzo wrażliwe na zapowiedzi i przeprowadzone zmiany legislacyjne. Ale w sensie sumy kosztów generacji nawet szybsza ścieżka wzrostu cen uprawnień do emisji może być skompensowana szybszą ścieżką dekarbonizacji, dzięki czemu przedstawiona prognoza cen energii elektrycznej może pozostać dalej aktualną.
RkJQdWJsaXNoZXIy MjUxOTg3