1 ANALIZA TRENDÓW CEN ENERGII WRAZ Z PROGNOZĄ DO 2030 ROKU Raport przygotowany na zlecenie Instytutu Rozwoju Terytorialnego Autorzy: Grzegorz Wiśniewski (koordynator raportu) Michał Jędra Tomasz Kowalak Paweł Tokarczyk Dorota Gręda Współpraca: Ryszard Ciula Klaudia Kania Katarzyna Michałowska-Knap Warszawa, 30/11/2020 EC BREC Instytut Energetyki Odnawialnej Mokotowska 4/6 00-641 Warszawa http://www.ieo.pl
2 Spis treści Streszczenie ............................................................................................................................................. 4 1. Założenia do scenariuszy kosztów energii elektrycznej i ciepła .................................................... 6 1.1.2 Koszty nośników energii ......................................................................................................... 6 1.1.3 Koszty emisji CO2 .................................................................................................................... 6 1.2 Energia elektryczna- metodyka tworzenia scenariuszy kosztów .................................................. 7 1.2.1 Budowa modelu ..................................................................................................................... 7 1.2.2 Założenia finansowe i eksploatacyjne do modelu prognostycznego ..................................... 8 1.3 Taryfy na energię elektryczna – założenia do tworzenia scenariuszy kosztów energii dla odbiorców końcowych ........................................................................................................................ 8 1.3.1 Grupy taryfowe dla odbiorców energii .................................................................................. 9 1.3.2 Struktura rachunków/faktur dla odbiorców energii elektrycznej i kluczowe pozycje kosztowe.......................................................................................................................................... 9 1.3.3 Założenia dla analiz i prognoz taryf (sieciowych) na energię elektryczną ............................ 11 1.4 Zaopatrzenie w ciepło -podstawy kształtowania taryf i prognozowania cen ciepła ................... 13 1.4.1 Specyfika kosztowania kosztów ciepła dla odbiorców ......................................................... 13 1.4.2 Podstawy kształtowania taryf na ciepło ............................................................................... 13 1.4.3. Metoda prognozowania cen ciepła ..................................................................................... 14 2. Analiza trendów cen energii elektrycznej .................................................................................... 17 2.1 Trendy energii cen energii elektrycznej – rynek hurtowy ........................................................... 17 2.1.1 Charakterystyka rynku energii elektrycznej ......................................................................... 17 2.1.2 Trendy cen energii - Rynek Towarowy Terminowy .............................................................. 18 2.1.3 Trendy cen energii - Rynek Dnia Następnego ...................................................................... 19 2.2 Analiza trendów taryf na energię elektryczną dla odbiorców końcowych ................................. 20 2.3 Analiza trendów cen ciepła w polskim ciepłownictwie systemowym ......................................... 21 3. Prognoza cen energii elektrycznej na lata 2021-2030 ................................................................. 27 3.1 Konstrukcja scenariusza .............................................................................................................. 27 3.1.1 Miks mocy............................................................................................................................. 27 3.1.2 Miks energii .......................................................................................................................... 28 3.2 Wyniki prognozy .......................................................................................................................... 30 3.2.1 Nakłady inwestycyjne ........................................................................................................... 30 3.2.2. Koszty generacji................................................................................................................... 31 3.2.3 Prognoza cen ........................................................................................................................ 31 4. Prognoza taryf i kosztów zaopatrzenia w energię elektryczną ................................................... 33 4.1 Szacunek cen dystrybucji energii końcowych do 2030 roku ....................................................... 33 4.2 Prognoza cen energii w poszczególnych grupach taryfowych .................................................... 34
3 5. Prognoza cen ciepła ...................................................................................................................... 35 5.1 Konstrukcja scenariusza .............................................................................................................. 35 5.1.1 Scenariusz adaptacji ............................................................................................................. 35 5.1.2. Scenariusz zielonej transformacji ........................................................................................ 36 5.2 Wyniki prognozy .......................................................................................................................... 38 6. Niepewności prognoz cen energii elektrycznej i ciepła ............................................................... 39 7. Rekomendacje .............................................................................................................................. 41 Załącznik: Kluczowe wyniki prognoz cen energii ................................................................................. 42
4 Streszczenie Koszty paliw, energii elektrycznej i ciepła decydują o dochodach rozporządzanych gospodarstw domowych oraz konkurencyjności przedsiębiorstw i całej krajowej gospodarki. Każdy wzrost cen energii elektrycznej i ciepła oraz kosztów zaopatrzenia w te nośniki (koszy dystrybucji, podatki, opłaty) powoduje zaniepokojenie odbiorców. Obserwowany w ostatnich latach wzrost cen hurtowych energii w Polsce (obecnie jedne z najwyższych w Unii Europejskiej) przez pewien czas nie wpływał silnie na wysokość subsydiowanych taryf dla gospodarstw domowych. Najwięksi odbiorcy energii korzystali z ulg, a wysokie ceny energii były korzystne dla wytwórców energii. Jednak w sytuacji, gdy Polska ma najwyższe ceny hurtowe w UE, rosnący import energii uderza także w krajowy sektor wytwarzania. Z kolei przepisy o rynku energii w UE coraz bardziej ograniczają możliwości subsydiowania odbiorców. W trudnej sytuacji znalazły się także koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze, które są ograniczone systemem taryfowania kosztów dostawy ciepła. Taryfy z jednej strony chroniły odbiorców ciepła przed nadmiernymi podwyżkami, ale z drugiej strony nie pozwalały na wygenerowanie nadwyżek finansowych na niezbędne inwestycje. Teraz, konieczność pilnego dostosowania się do nowych wymagań środowiskowych związana jest z koniecznością realizacji kosztownych programów inwestycyjnych w krótkim okresie, co przełoży się na wyższe tempo wzrostu kosztów dla odbiorców ciepła. Sektor energetyczny czeka okres przyśpieszonej transformacji i narastają obawy co do tego jak będą kształtować się ceny paliw, energii elektrycznej i ciepła w najbliższej dekadzie. Rośnie też niepewność co do skuteczności metod prognozowania cen energii (np. w oparciu o dotychczasowe trendy) w okresie olbrzymich zmian na rynku energii. Niniejszy raport „Analiza trendów cen energii wraz z prognozą do 2030 roku” ma na celu sformułowanie scenariuszy kształtowania się tych cen w nadchodzącej dekadzie. Realizacja złożonego zadania wymagała opracowania specjalnych metodyk, technik analitycznych oraz przyjęcia założeń upraszczających. Najważniejszym generalnym założeniem jest uznanie, że Polska będzie realizowała unijne cele klimatyczne (dostosowywała polityki energetyczne i środowiskowe) i wdrażała unijne dyrektywy na rynkach energii elektrycznej i ciepła. A jednocześnie inwestorzy w nisko- lub bezemisyjne źródła energii będą korzystali z instrumentów jakie daje Europejski Zielony Ład. Realizacja zasad Zielonego Ładu jest związana ze znaczącymi nakładami inwestycyjnymi, ale nie musi oznaczać wzrostów cen energii, a wręcz przeciwnie. Obecnie przechodzenie energetyki na odnawialne źródła energii (OZE), których koszty ciągle spadają, a wydajność rośnie, obniża koszty energii dla odbiorców. Obniżka następuje w stosunku do coraz droższych scenariuszy kontynuacji inwestycji w wysokoemisyjne paliwa kopalne co znalazło potwierdzenie w niniejszym raporcie. Na koszty energii dla odbiorców wpływa wiele czynników, ale fundamentalne znacznie ma tzw. „miks” energetyczny źródeł wytwarząjących energię elektryczną i ciepło. Dodatkowo znaczenie mają także struktura inwestycji w nowe, bezemisyjne źródła oraz tempo odchodzenia od źródeł nieefektywnych i wysokoemisyjnych. Szczegółowej analizie zostały poddane „miksy” energetyczne proponowane na 2030 rok w Polityce Energetycznej Polski (PEP1) oraz Krajowym Planie działań na rzecz Energii i Klimatu (KPEiK2). PEP’2040 oraz KPEiK’2030 nie są też w pełni zoptymalizowane pod względem możliwości obniżania (racjonalizacji) kosztów przez co nie zawsze odzwierciedlają interesy konsumentów energii. 1 Projekt dokumentu Polityka Energetyczna Polski do 2040 r. zaktualizowany przez Ministerstwo Energii w listopadzie 2019 r. https://www.gov.pl/web/aktywa-panstwowe/zaktualizowany-projekt-politykienergetycznej-polski-do-2040-r 2 Krajowy Plan na Rzecz Energii i Klimatu na lata 2021-2030 przyjęty przez Komitet do Spraw Europejskich dnia 18 grudnia 2019 roku. https://www.gov.pl/web/klimat/krajowy-plan-na-rzecz-energii-i-klimatu
5 Dlatego autorzy raportu, poza aktualizacją danych wejściowych do modeli prognostycznych wprowadzili także niezbędne korekty w zakładanych wcześniej przez rząd planach inwestycyjnych, co pozwoliło na stworzenie scenariuszy bardziej zoptymalizowanych kosztowo niż te dotychczasowe. Wyniki analiz przeprowadzonych w ramach prac nad „Raportem” prowadzą do wniosku, że niestety w najbliższych latach będzie miał miejsce znaczący wzrost zarówno cen energii elektrycznej jak i ciepła. Wynika to przede wszystkim z braku wcześniejszych inwestycji w nowoczesne, niskoemisyjne źródła energii w poprzednich latach. Nadchodząca dekada w Polsce to okres systematycznie rosnących kosztów zaopatrzenia odbiorców w energię elektryczną. Wyniki raportu wskazują na to, że w latach 2021-2030 należy liczyć się ze wzrostem kosztów wytwarzania energii elektrycznej z 317 zł/MWh do 367 zł/MWh (bez inflacji), czyli o 12%. Wzrosną także koszty dystrybucji. W ciągu dekady średnie ceny dystrybucji energii wzrosną o 9% (bez inflacji). Wzrost łącznych kosztów zaopatrzenia w energię dotyczy najbardziej małych i średnich przedsiębiorstw (MŚP), ale dotknie także dużych przemysłowych odbiorców energii oraz gospodarstwa domowe. Na wzrost cen energii dla odbiorców najbardziej wpływać będzie wzrost cen uprawnień do emisji CO2 oraz koszty tzw. Rynku Mocy, czyli wydatków na dłuższe podtrzymywanie pracy konwencjonalnych zasobów wytwórczych (elektrowni węglowych). Wydatki te już od stycznia 2021 roku przełożą się na „opłatę mocową”, która trafi jako istotna pozycja do wszystkich rachunków za prąd. Jeszcze bardziej narażeni na wzrost cen będą odbiorcy ciepła. Do 2030 roku wzrost kosztów wytwarzania i co za tym idzie cen dostaw ciepła w ciepłowniach węglowych wyniesie co najmniej o 34% (bez inflacji). Wykonane analizy na przykładzie typowej (referencyjnej( ciepłowni wskazują, że w efekcie dalszego dostosowywania kotłów węglowych do standardów emisyjności oraz koniecznych remontów ceny ciepła wzrosną z 49 zł/GJ w roku 2021 (72 zł/GJ z kosztami przesyłu ciepła) do 66 zł/GJ w roku 2030 (85 zł/GJ z kosztami przesyłu ciepła). Dopiero od 2035 roku można byłoby oczekiwać spadku kosztów zaopatrzenia w ciepło. Wymogi środowiskowe w UE będą jednak dalej zaostrzane i trudno wyobrazić sobie, że nawet zmodernizowane ciepłownie węglowe mogłyby po 2030 roku funkcjonować na rynku i być konkurencyjne. Tylko zmiana struktury paliwowej na zeroemisyjną pozwoli na dalsze funkcjonowanie ciepłowni i tylko taka transformacja ciepłownictwa otwiera możliwości wsparcia i finansowania inwestycji ze środków publicznych. W zaistniałej sytuacji wzrostu cen energii i ciepła nastąpi jeszcze szybsza komercjalizacja najtańszych technologii energetyki odnawialnej- farm wiatrowych i instalacji fotowoltaicznych, które będą działać na rzecz obniżania cen energii elektrycznej. Niskie ceny energii wiatrowej i słonecznej pozwolą w szczególności na wykorzystanie jej niezbilansowanych nadwyżek niezbilansowanej także w ciepłownictwie (tzw. zielone elektroogrzewnictwo). Ponadto odbiorcy energii będą mogli się bronić przed wzrostem kosztów inwestycjami w poprawę efektywności energetycznej i ucieczką w prosumeryzm. W szczególności wzrośnie zainteresowanie inwestycjami z prosumenckie źródła fotowoltaiczne w gospodarstwach domowych, w MŚP. W dużych przedsiębiorstwach energochłonnych możliwe jest także zastosowanie modelu prosumenta biznesowego poprzez zainwestowanie w budowę najtańszego obecnie źródła energii – nowoczesnej turbiny wiatrowej (duży teren zakładów pozwala na jej lokalizację, pomimo restrykcji lokalizacyjnych).
6 1. Założenia do scenariuszy kosztów energii elektrycznej i ciepła 1.1.2 Koszty nośników energii Prognozę cen nośników energii (w przeliczeniu na Euro, w cenach stałych z 2017 roku), przyjęto na podstawie danych zawartych w Krajowym Planie na rzecz Energii i Klimatu KPEiK3 (gaz ziemny, węgiel brunatny, węgiel kamienny) z grudnia 2019 roku oraz IEO4 (scenariusz cenowy dla paliw z biomasy). Rysunek 1– Prognoza cen paliw na cele energetyczne (ceny stałe bez uwzględnienia inflacji) 1.1.3 Koszty emisji CO2 Emisyjność CO2 z poszczególnych paliw została przyjęta zgodnie z opracowaniem KOBiZE 5. Ceny uprawnień z lat 2015 – 2019, założono wprowadzając średnioważone ceny na giełdzie EEX. Aby zachować ciągłość po 2019 roku założono interpolację do 2030 roku, kiedy założenia stają się tożsame z KPEiK (Rysunek 2). Ostatnie wydarzenia związane z planowanym podwyższeniem celów emisyjnych do 2030, jak również pandemia koronawirusa spowodowała zmianę prognoz analityków sektorowych. 3 Krajowy Plan na Rzecz Energii i Klimatu na lata 2021-2030 przyjęty przez Komitet do Spraw Europejskich dnia 18 grudnia 2019 roku. https://www.gov.pl/web/klimat/krajowy-plan-na-rzecz-energii-i-klimatu 4 Instytut Energetyki Odnawialnej, „Średniookresowa prognoza cen energii do 2040 roku”, październik 2020 5 KOBiZE, Wskaźniki emisyjności CO2, SO2, NOx, CO i TSP dla energii elektrycznej, grudzień 2019 https://www.kobize.pl/pl/file/wskazniki-emisyjnosci/id/143/wskazniki-emisyjnosci-dla-energii-elektrycznej-zarok-2018-opublikowane-w-grudniu-2019-r 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 2015 2020 2025 2030 2035 2040 EUR'10/GJ Gaz ziemny Węgiel kamienny Węgiel brunatny Paliwo jądrowe Biomasa
7 Rysunek 2 – Prognozy cen uprawnień do emisji CO2 1.2 Energia elektryczna- metodyka tworzenia scenariuszy kosztów 1.2.1 Budowa modelu Do opracowania prognozy cen energii elektrycznej użyto autorskiego długoterminowego modelu IEO. Wykorzystany model obliczeniowy opiera się na kosztach wytwarzania energii elektrycznej dla każdego roku. Wyznaczany jest średni koszt produkcji energii elektrycznej dla każdej z technologii wchodzących do miksu energetycznego oraz sumaryczny – dla całego systemu elektroenergetycznego. Do podstawowych założeń służących do obliczenia kosztów generacji zalicza się: • nakłady inwestycyjne związane z mocami wprowadzanymi do systemu, • koszty operacyjne stałe, związane z bieżącą eksploatacją jednostek wytwórczych, • koszty operacyjne zmienne związane ze zużyciem paliw oraz kosztami uprawnień do emisji CO2, • koszty kapitału oraz założenia finansowe, • założenia techniczne i eksploatacyjne, wynikające z pracy źródeł w zbilansowanym systemie elektroenergetycznym. Wynikowy średni koszt generacji energii elektrycznej dodatkowo zostaje powiększony przez uśrednioną marżą wszystkich przedsiębiorstw wytwórczych, co pozwala na dalsze kalkulacje cen hurtowych i detalicznych. Wszystkie obliczenia wykonano, a ich wyniki zaprezentowano w cenach stałych (bez inflacji) – PLN’2019, chyba że podano inaczej. 0 5 10 15 20 25 30 35 40 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 EUR'10/t użyta prognoza (na podstawie KPEiK)
8 1.2.2 Założenia finansowe i eksploatacyjne do modelu prognostycznego Wartości średnioważonego kosztu kapitału WACC6 (Tabela 1) dla inwestycji zróżnicowano technologicznie i przyjęto na podstawie sytuacji gospodarczo-politycznej w kraju, prowadzonej polityki energetycznej (w szczególności wysokości ryzyka regulacyjnego podnoszącego koszty kapitału dla OZE). W przeciwieństwie do UE, energetyka odnawialna w Polsce (główny obszar inwestycji do 2030 roku w energetyce) przez gwałtownie zmieniające się zasady subsydiów i sprzedaży energii oraz otwarte dotowanie paliw kopalnych (rynek mocy, kogeneracja, subsydia do węgla, odchodzenia od zasady „zanieczyszczający płaci”) nadal stanowi wysokie ryzyko dla inwestorów, za wyjątkiem fotowoltaiki. W krajach członkowskich UE wskaźnik WACC dla OZE wynosi 4-6%. W związku z zakładanym przez rząd, potwierdzonym dużą aktywnością inwestorów, dynamicznym rozwojem fotowoltaiki w Polsce założono umiarkowany poziom WACC dla tej technologii na poziomie 5%. Pozostałe technologie energetyczne narażone są na wyższe ryzyko inwestycyjne, wyższe koszty finansowania (oprocentowania) dłużnego i wyższe oczekiwania co do stopy zwrotu kapitału własnego. Przyjęto założenia dotyczące ciągłego zwiększania sprawności nowobudowanych źródeł energii, w szczególności OZE, co przekłada się na rosnący w czasie tzw. współczynnik wykorzystania mocy (WWM) w szczególności dla instalacji odnawialnych źródeł energii. Tabela 1 - Parametry finansowe i eksploatacyjne dla poszczególnych technologii pozyskiwania energii Technologia Sprawność (%) WACC (%) Czas eksploatacji (lata) Węgiel kamienny 36 10 50 Węgiel brunatny 34 10 50 Gaz ziemny 50 10 30 Energia jądrowa 30 12 50 Biomasa 25 10 20 Elektrownie wodne - 10 60 Turbiny wiatrowe lądowe - 10 25 Turbiny wiatrowe morskie - 10 25 Fotowoltaika - 5 25 Elektrownie przemysłowe 25 10 40 Węgiel kamienny - kogeneracja 30 10 40 Gaz ziemny - kogeneracja 40 10 30 Biomasa - kogeneracja 25 10 30 1.3 Taryfy na energię elektryczna – założenia do tworzenia scenariuszy kosztów energii dla odbiorców końcowych 6 WACC – Weighted Average Cost of Capital - średni ważony koszt kapitału własnego (inwestora) i kredytu bankowego. Odpowiada na pytanie, ile wynosi minimalna wymagana stopa zwrotu, przy której opłaca się realizować inwestycję: = + kw- udział kapitału własnego, rw – koszt kapitału własnego kk – udział kredytu bankowego, rk – koszt kredytu bankowego
9 1.3.1 Grupy taryfowe dla odbiorców energii Koszty jednostkowe zaopatrzenia w energie odbiorców końcowych zalezą przede wszystkim od zakwalifikowania do odpowiedniej grupy taryfowej oraz od pozycji negocjacyjnej wobec sprzedawcę energii (a ta często zależy od wielkości zużycia energii i kompetencji odbiorcy). Grupy taryfowe (A, B, C, G) ustalane są w zależności od napięcia w miejscu dostarczania: • A – napięcie wysokie (110kV i wyżej) • B – napięcie średnie - głównie duże przedsiębiorstwa, które mają ceny energii negocjowane • C – napięcie niskie (<1 kV) – gł. MŚP, rolnicy, ceny według stawek sprzedawcy • G – dla gospodarstw domowych (formalnie bez względu na napięcie- odstępstwo, ale w praktyce niskie napięcie), zatwierdzane przez URE Dodatkowo można wyróżnić grupę taryfowa R – bez układu pomiarowo-rozliczeniowego (rozliczenie ryczałtowe). Najwięcej odbiorców korzysta z grup taryfowych G oraz C. Wszyscy odbiorcy płacą za energię łącznie z dostawą, ale różnice (w tym zwolnienia z niektórych pozycji kosztów) mogą być znaczące. Analiza trendów cen energii płaconych przez odbiorców końcowych (a tym bardziej prognozy tych cen) jest znacznie bardziej złożonym od prognoz cen hurtowych energii, gdyż jest uzależniona od szeregu dodatkowych pozycji na rachunkach, na których tzw. energia czynna (zakupiona na rynku hurtowym i dostarczona z narzutem spółki obrotu) jest tylko jedna z wielu. 1.3.2 Struktura rachunków/faktur dla odbiorców energii elektrycznej i kluczowe pozycje kosztowe Należy rozróżnić faktury/rachunki dla odbiorców nie będących odbiorcami w gospodarstwach domowych oraz odbiorców w gospodarstwach domowych oraz odbiorców z umowami kompleksowymi (obejmującymi łącznie cenę energii elektrycznej oraz koszt jej dostarczenia) oraz z umowami rozdzielonymi , tj. odrębnymi umowami na zakup energii elektrycznej oraz na jej fizyczną dostawę, wg schematu w tabeli 2: Tabela 2 – Rodzaje umów na dostawę energii elektrycznej Rodzaj odbiorcy Umowy kompleksowe Odbiorcy w gospodarstwach domowych Z ceną energii wg taryfy Z ceną energii negocjowaną Odbiorcy nie będący odbiorcami w gospodarstwach domowych Z ceną energii negocjowaną We wszystkich ww. przypadkach wysokość stawek składających się na koszt fizycznego dostarczenia energii elektrycznej jest określona w taryfie opracowanej przez przedsiębiorstwo energetyczne i
10 zatwierdzonej przez Prezesa URE w trybie określonym w Rozporządzeniu7 Ministra Energii wydanym na podstawie ustawy Prawo energetyczne. Struktura rachunku za energię elektryczną została przedstawiona w tabeli nr 3. Tabela 3 – Struktura składowa rachunku za energię elektryczną Umowy kompleksowe z ceną energii wg taryfy (grupy G) Umowy pozostałe (łącznie) Koszt zakupu energii Cena energii Cena energii Opłata handlowa Koszt zakupu usługi fizycznego dostarczenia energii Stawka sieciowa zmienna Stawka sieciowa zmienna Stawka sieciowa stała Stawka sieciowa stała Stawka opłaty jakościowej Stawka opłaty jakościowej Stawka opłaty OZE Stawka opłaty OZE Stawka opłaty kogeneracyjnej Stawka opłaty kogeneracyjnej Stawka opłaty przejściowej Stawka opłaty przejściowej Stawka opłaty mocowej Stawka opłaty mocowej Stawka opłaty abonamentowej Stawka opłaty abonamentowej Z punktu widzenia oceny wysokości kosztu zaopatrzenia odbiorcy w energię elektryczną istotne jest wyodrębnienie pozycji na fakturze / rachunku zależnych od: • ilości pobranej energii [zł/MWh], • wysokości mocy umownej określonej w umowie łączącej strony [zł/MW] oraz • czasu [zł/m-c]8. Tabela 4 – Podział kategorii kosztów energii dla odbiorców końcowych (taryf) na zależne od wielkości zużycie energii i tzw. koszty stale Składniki kosztów Jednostki Grupy taryfowe A, B, C Grupa taryfowa G Cena energii zł/MWh zł/MWh Stawka sieciowa zmienna zł/MWh zł/MWh Stawka opłaty jakościowej zł/MWh zł/MWh Stawka opłaty OZE zł/MWh zł/MWh Stawka opłaty kogeneracyjnej zł/MWh zł/MWh Stawka opłaty mocowej zł/MWh zł/m-c* Stawka opłaty przejściowej zł/MW/m-c zł/m-c* Stawka sieciowa stała zł/MW/m-c zł/m-c Stawka opłaty abonamentowej zł/m-c zł/m-c Opłata handlowa zł/m-c zł/m-c 7 Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 6 marca 2019 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną Dz.U. 2019 poz. 503 http://isap.sejm.gov.pl/isap.nsf/DocDetails.xsp?id=WDU20190000503 8 Miano zł/m-c* oznacza zróżnicowanie wysokości stawki miesięcznej od wielkości zużycia energii zdefiniowanych przepisem przedziałach zużycia.
11 Dodatkowo, istotną pozycją kosztową dla odbiorców (nie wymienionych w tabeli), którzy nie są odbiorcami w gospodarstwach domowych, a zamawiają moc umowną większą niż 40 kW może być koszt związany z przekroczeniem poziomu mocy umownej lub ponadnormatywnym poborem energii biernej. Najważniejszą pozycją kosztową dla odbiorców energii, poza ceną energii są koszty sieciowe (nazywane kosztami dystrybucji), które składają się z dwóch pozycji uzależnionych zarówno od zużycia energii jak i naliczanych niezależnie od zużycia (koszty stałe). W kalkulowaniu taryf zgodnie z przepisami określonymi w Rozporządzeniu9 wyodrębniona stawka opłaty abonamentowej pokrywa część kosztów stanowiących podstawę kalkulowania stawki sieciowej stałej, natomiast wysokość stawki sieciowej zmiennej, wbrew jej nazwie jest efektem uwzględnienia w jej kalkulowaniu określonej części kosztów stałych. Prognozy taryf dla odbiorców końcowych, a w szczególności kosztów i opłat sieciowych można analizować zatem tylko z puntu widzenia kosztów spółek dystrybucyjnych, które podlegają w pełni taryfowaniu. 1.3.3 Założenia dla analiz i prognoz taryf (sieciowych) na energię elektryczną Co do zasady, na koszt dystrybucji w danym roku składają się: a) konsekwencje kosztowe majątku sieciowego (na które składa się koszt amortyzacji i gwarantowany zwrot z kapitału wliczany do taryfy); b) koszty operacyjne obsługi majątku sieciowego; c) koszt różnic bilansowych; d) podatki i opłaty od majątku sieciowego; e) pozycje wchodzące w skład taryf OSD10 na mocy prawa, ale nie stanowiące źródła pokrywania kosztów dystrybucji jako takiej (opłaty: jakościowa, OZE, kogeneracyjna, przejściowa, mocowa), będące w swej istocie bezpośrednią konsekwencja realizowanej polityki energetycznej; Taryfa sieciowa wyznacza koszt fizycznego dostarczenia energii elektrycznej do odbiorcy końcowego. Do analizy trendów zmian taryf sieciowych istotne jest zrozumienie, które koszty przedsiębiorstwa dostarczającego energię elektryczną są pokrywane z poszczególnych stawek sieciowych. Pozwala to, w zależności od spodziewanych procesów gospodarczych przewidzieć kierunek i natężenie zmian taryf sieciowych jako całości. Tabela 5 – Sposób pokryciu kosztów sieciowych poprzez stawki w taryfie przedsiębiorstwa sieciowego Agregaty kosztowe Majątek sieciowy Koszty operacyjne Koszty różnic bilansowych Podatki i opłaty Narzędzia polityki energetycznej Stawka sieciowa stała X X - X - Stawka opłaty abonamentowej X X - X - Stawka sieciowa zmienna X X X X - Stawka opłaty jakościowej - - - - X Stawka opłaty przejściowej - - - - X 9 Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 6 marca 2019 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną Dz.U. 2019 poz. 503 http://isap.sejm.gov.pl/isap.nsf/DocDetails.xsp?id=WDU20190000503 10 OSD – Operator Systemu Dystrybucyjnego – Przedsiębiorstwo zajmujące się utrzymaniem infrastruktury sieciowej i dystrybucją energii elektrycznej
12 Stawka opłaty mocowej - - - - X Stawka opłaty OZE - - - - X Stawka opłaty kogeneracyjnej - - - - X Wymaga odnotowania fakt, że w kalkulowaniu taryf zgodnie z przepisami określonymi na podstawie ustawy Prawo energetyczne wyodrębniona stawka opłaty abonamentowej pokrywa część kosztów stanowiących podstawę kalkulowania stawki sieciowej stałej, natomiast wysokość stawki sieciowej zmiennej, wbrew jej nazwie, jest efektem uwzględnienia w jej kalkulowaniu także określonej części kosztów stałych. Orientacyjna struktura udziału poszczególnych kosztów w łącznym koszcie sektora energetycznego pokrywanym przez taryfy określona na podstawie danych historycznych z lat 2010-2020, przedstawia się następująco (Tabela 7): Tabela 6 – Struktura udziału kosztów, w łącznym koszcie pokrywanym przez taryfy dystrybucyjne (szacunek IEO) [%] Koszty majątku 35 OMC (koszty obsługi i serwisu) 45 Różnice bilansowe 10 Podatki i opłaty lokalne 6 Koszty polityki energetycznej 4 W związku z powyższym, analizę trendów taryf sieciowych dla energii elektrycznej oparto na predykcji zmian ww. agregatów kosztowych. Koszty majątku sieciowego, podobnie jak utrzymania tego majątku, zależą bezpośrednio od prognozy zapotrzebowania finalnego na energię elektryczną. Każdy z ww. „agregatów” cechuje własna dynamika zmian uwarunkowana czynnikami zewnętrznymi. W szczególności: • koszty majątkowe nie podlegają bieżącej fluktuacji, powinny monotonicznie rosnąć, nadążnie za wielkością dostawy energii do odbiorców końcowych; odstępstwem od tej reguły mógłby być ew. odpis wartości majątku sieciowego w straty, ale taki proces w okresie sprawozdawczym (minionej dekady) dotknął jedynie segment wytwarzania energii, więc dla prognozy „cen dystrybucji” nie ma zastosowania; • koszty operacyjne obsługi majątku sieciowego mogą rosnąć proporcjonalnie do dynamiki wynagrodzeń • koszt różnic bilansowych może się zmieniać w funkcji wzrostu ceny hurtowej (cena zakupu) oraz odwrotnie proporcjonalnie do wzrostu udziału OZE (wolumen zakupu) • koszty podatków i opłat lokalnych są zależne od wzrostu majątku (wielkości dostawy) oraz inflacji • koszty polityki energetycznej zależą od doraźnych decyzji o ich wprowadzaniu oraz dynamiki procesów które mają finansować i ma charakter zmiany addytywnej a nie proporcjonalnej. W konsekwencji, analiza trendów i scenariuszy zmian taryf sieciowych jako części składowej kosztu zaopatrzenia gospodarki w energię elektryczną powinna być zrealizowana odrębnie dla poszczególnych ramowych scenariuszy rozwoju sytuacji w całym sektorze elektroenergetycznym, w powiązaniu z prognozami zapotrzebowania na energię oraz przychodami ze sprzedaży energii. Dlatego próby prognozowania kosztów dystrybucji (jako elementu taryf) obarczone są największym błędem.
13 1.4 Zaopatrzenie w ciepło -podstawy kształtowania taryf i prognozowania cen ciepła 1.4.1 Specyfika kosztowania kosztów ciepła dla odbiorców Ciepłownictwo jako dział energetyki zajmuje się dostarczaniem ciepła do odbiorcóww postaci czynnika grzewczego (najczęściej wody). Swoją definicją obejmuje sektor indywidualny jak i systemowy. Ciepłownictwo indywidualne dotyczy odbiorców ciepła wyposażonych w indywidualne systemy grzewcze np. kocioł gazowy lub węglowy dwufunkcyjny, przygotowujący ciepłą wodę na potrzeby ciepłej wody użytkowej (c.w.u.) oraz centralnego ogrzewania (c.o.). Ciepłownictwo systemowe zaś dotyczy centralnych systemów ciepłowniczych, które zaopatrują zarówno odbiorców zbiorowych, indywidualnych, biznesowych oraz przemysłowych w ciepło wykorzystywane na potrzeby ciepłej wody użytkowej, centralnego ogrzewania, procesów technologicznych czy wentylacji. W niniejszej pracy dotyczącej analiz trendów cen ciepła i prognoz skoncentrowano się na ciepłownictwie systemowym, a w szczególności analizach i prognozach cen w ciepłowniach podlegających obowiązkowi koncesjonowania i taryfowania. Takim obowiązkom podlegają ciepłownie o mocy cieplnej w źródle powyżej 5 MW. Z uwagi na rynkowy charakter raportu analizie poddany zostanie sektor ciepłownictwa systemowego, który w Polsce odpowiada za ok. 24% krajowego zużycia ciepła, z czego 17% stanowią gospodarstwa domowe, 5% przemysł i budownictwo oraz 2% handel, usługi i inne.11 Kluczowe elementy systemów ciepłowniczych to: • producenci ciepła (ciepłownie, elektrociepłownie i źródła wytwarzania ciepła), • sieci ciepłownicze, którymi ciepło w postaci gorącej wody jako czynnika przesyłane jest do odbiorców, • węzły cieplne, w których następuje odbiór ciepła od sieci ciepłowniczej i przekazanie tej energii do systemów odbiorcy Ciepłownie systemowe tworzą swoiste naturalne monopole ze względu na ograniczenie sieci ciepłowniczej do terenu miasta lub aglomeracji. Mając na myśli rynek ciepła, obecnie niemożliwe jest utworzenie jednolitego rynku (przykładem rynku energii elektrycznej lub gazu), na którym wystąpiłaby konkurencja między podmiotami ze względu na znacznie zróżnicowanie choćby w kosztach produkcji ciepła w zależności od umiejscowienia zakładu ciepłowniczego, wykorzystywanych paliw, dostępności paliw w danym obszarze12. Proces taryfowania odbywa się indywidulanie dla każdej ciepłowni i dla każdej z grup odbiorców w lokalnej (miejskiej) sieci ciepłowniczej i dlatego, w przeciwieństwie do taryf na energię elektryczną (w tymi „obszarowych” taryf dystrybucyjnych) proces kształtowania cen ciepła ma charakter lokalny. Czynniki takie jak lokalizacja, struktura sieci, odbiorców, źródeł ciepła czy wykorzystanie poszczególnych paliw mają silny wpływ na koszt wytworzenia i dostarczenia czynnika grzewczego. 1.4.2 Podstawy kształtowania taryf na ciepło Zgodnie z art. 23.Ustawy – Prawo energetyczne, Prezes URE odpowiada za równoważenie interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców ciepła, a do jego zakresu działań należy zatwierdzanie i kontrolowanie stosowania taryf ciepła. Taryfa jest to zbiór cen i stawek opłat oraz warunków ich stosowania opracowany przez przedsiębiorstwo energetyczne jako obowiązujący dla określonych w nim odbiorców. Taryfy na ciepło są kalkulowane przez przedsiębiorstwa w taki sposób, aby zapewniały 11 Ciepłownictwo w Polsce. Edycja 2019, Forum Energii, 2019. 12 Jacek Kamiński, Adrianna Malik. Analiza krajowego sektora ciepłowniczego – stan obecny i kluczowe determinanty rozwoju, 2016.
14 one pokrycie kosztów uzasadnionych działalności gospodarczej wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału. Jednocześnie, muszą one brać pod uwagę ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat. Informacje, które przedsiębiorcy wnioskujący o zatwierdzenie taryfy dla ciepła są zobowiązani przedstawić Prezesowi URE13, to m.in: • charakterystyka działalności gospodarczej przedsiębiorstwa, • planowana ilość sprzedaży ciepła w poszczególnych grupach taryfowych, • wyliczenie planowanych przychodów ze sprzedaży ciepła, • uzasadnienie i udokumentowanie przyjętego poziomu poszczególnych pozycji planowanych kosztów, m.in. kosztów amortyzacji, kosztów zakupu paliw, wynagrodzeń, kosztów remontów, kosztów emisji CO2 • wyliczenie wielkości zwrotu z kapitału zaangażowanego w działalność energetyczną zgodnie z modelem przedstawianym przez Prezesa URE14. Taryfy dla ciepła składają się z następujących elementów: • Objaśnienia pojęć i skrótów używanych w taryfie • Zakres działalności gospodarczej związanej z zaopatrzeniem w ciepło • Podział odbiorców na grupy taryfowe • Rodzaje oraz wysokość cen i stawek opłat, w tym: • Ceny za zamówioną moc cieplną (zł/MW) • Ceny ciepła (zł/GJ) • Ceny nośnika ciepła (zł/m3) • Stawkę opłaty stałej za usługi przesyłowe (zł/MW/rok) • Stawkę opłaty zmiennej (zł/GJ) • stawki opłat za przyłączenie do sieci ciepłowniczej, np. opłata podana w jednostce zł/mb. przyłącza • Zasady ustalania stawek opłat, warunki stosowania stawek opłat oraz zasady wprowadzania zmian W związku z tym, ze polskie ciepłownictwo zainwestowało w ostatniej dekadzie w (preizolowane) sieci ciepłownicze, a nie inwestowało wystarczająco aktywnie w nowoczesne, niskoemisyjne źródła ciepła, o kosztach ciepła dla odbiorców w nadchodzącej dekadzie zdecydują inwestycje w niskoemisyjne i zeroemisyjne źródła ciepła, które przełożą się na opłaty za ciepło i taryfy. 1.4.3. Metoda prognozowania cen ciepła Lokalna specyfika systemów ciepłowniczych, ich zróżnicowanie regionalne i pod względem wielkości, różne ścieżki modernizacji systemów ciepłowniczych, zróżnicowane procesy inwestycyjne i indywidualny sposób kształtowania taryf, w szczególności w okresie gwałtownych zmian regulacyjnych (m.in. w efekcie wdrażania polityki klimatycznej UE i przepisów związanych z ograniczaniem szkodliwych emisji do atmosfery) jakie czeka polskie ciepłownictwo w latach 2021-2030, uniemożliwiają zastosowanie tej samej metody prognozowania cen ciepła jaka została zastosowana w 13 Wytyczne Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki dla przedsiębiorców wnioskujących o zatwierdzenie taryfy dla ciepła. URE, październik 2020 14 Informacja Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki nr 34/2018 w sprawie zasad i sposobu ustalania oraz uwzględniania w taryfach dla ciepła zwrotu z kapitału (kosztu kapitału) na lata 2018-2020
15 przypadku prognoz cen energii elektrycznej. Nie ma prostej możliwości uwzględniania kosztów wszystkich krajowych źródeł wytwórczych ciepła i przewidywania sposobów ich indywidualnej modernizacji w celu prognozowania cen ciepła dla całego kraju. Dlatego, w celu prognozowania cen ciepła zastosowano metodę analiz przyszłych kosztów ciepła w poddanej racjonalnym ekonomicznie procesom modernizacji i dostosowania do przepisów środowiskowych referencyjnej ciepłowni (reprezentatywnej dla kraju). Do oceny kosztów ciepła wykorzystano metodę wyznaczania uśrednionego kosztu ciepła w kolejnych latach – tzw. metodę uśrednionego kosztu ciepła (LCOH – levelised cost of heat). Uśredniony koszt ciepła to wartość bieżąca netto kosztu jednostki ciepła w całym okresie funkcjonowania instalacji. Jest to wartość zdyskontowana wszystkich kosztów poniesionych w całkowitym czasie eksploatacji instalacji (inwestycyjnych i operacyjnych), podzielona przez całkowitą zdyskontowaną ilość ciepła wytworzonego przez instalację.15 = 0 − 0 + =1 (1 + ) =1 (1 + ) gdzie: 0 − ł [ ] 0 − ść [ ] − & [ / ] − [ ] − ść [ / ] − [%] Podstawowym założeniem tej metody jest konieczność przeprowadzenia inwestycji w najbliższym czasie. Konkluzje dotyczące BAT (Best Available Techniques – najlepszych dostępnych technologii) ogłoszone przez Komisję Europejską dotyczą dużych źródeł spalania, zaostrzające (oraz wprowadzające nowe) wymagania emisyjne, obejmują duże źródła spalania pow. 50 MW. Wejdą one w życie w 2021 roku, przy czym możliwe jest korzystanie z derogacji przez starsze jednostki do końca 2022 roku. Mniejsze jednostki (od 1 do 50 MW) są zaś objęte tzw. dyrektywą MCP16 (medium combustion plants – jednostki średniego spalania). Od 2025 roku jednostki od 5 do 50 MW nie będą mogły przekraczać dopuszczalnych wielkości emisji. dla trzech rodzajów zanieczyszczeń powietrza: dwutlenku siarki (SO2), tlenków azotu (NOx) i cząstek stałych (pyłów). Spełnienie tych wymagań, poza koniecznością nabywania opraw do emisji CO2, będzie istotnym czynnikiem kształtowania cen ciepłą w okresie do 2030 roku. 15 Li, H., Song, J., Sun, Q. et al. A dynamic price model based on levelized cost for district heating. Energ. Ecol. Environ. 4, 15–25 (2019) 16 Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2015/2193 z dnia 25 listopada 2015 r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania
16 Dodatkowo, Dyrektywa w sprawie promowaniu energii ze źródeł odnawialnych (tzw. Dyrektywa RED II17) wymusza na Państwach Członkowskich UE (a Państwa Członkowskie na przedsiębiorstwach ciepłowniczych) już od 2021 roku wymagany coroczny wzrost wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych lub ciepła odpadowego w wysokości 1,3 pkt procentowego. Tak kształtująca się przyszłość jest wyzwaniem szczególności dla małych i średnich przedsiębiorstw ciepłowniczych. Oparte na węglu będą musiały w krótkiej przyszłości nie tylko zredukować swoje poziomy emisji, ale także zwiększyć udział wykorzystania odnawialnych źródeł energii. Jest jednak możliwy wybór takiej ścieżki modernizacji lokalnych systemów ciepłowniczych i nowych inwestycji w OZE, która zapewni realizację przepisów środowiskowych i nie podniesie cen ciepła systemowego. Wiele wskazuje jednak na to, że z uwagi na ograniczone możliwości finansowe przedsiębiorstw ciepłowniczych i ryzyko odchodzenia odbiorców ciepła i ich przechodzenia na indywidualne ogrzewanie, inwestycje w OZE w ciepłowniach miejskich powinny być wspierane ze środków publicznych. Takie możliwości daje Europejski Zielony Ład i tzw. „zielona taksonomia” (kryteria wydatkowania środków publicznych na zielone inwestycje) oraz już teraz w praktyce realizują krajowe fundusze ekologiczne typu NFOŚiGW (np. Program „Ciepłownictwo powiatowe”). 17 Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych
17 2. Analiza trendów cen energii elektrycznej 2.1 Trendy energii cen energii elektrycznej – rynek hurtowy 2.1.1 Charakterystyka rynku energii elektrycznej Energia elektryczna, jak każdy inny produkt sprzedawana jest w dwóch głównych sektorach – hurtowym oraz detalicznym. Sektor hurtowy obejmuje transakcje wytwórców (elektrownie), a detaliczny transakcje odbiorców końcowych (gospodarstwa domowe, przedsiębiorców). Trendy w obu sektorach różnią się między sobą, dlatego należy analizować je oddzielnie. Elektrownie zawodowe mają do dyspozycji najwięcej kierunków sprzedaży energii: • rynek bilansujący, • przedsiębiorstwa obrotu, w tym: o w ramach grupy kapitałowej o w ramach bilansowania energii • rynek giełdowy, w tym: o terminowy o SPOT (realizowana na giełdzie natychmiastowo umowa kupna-sprzedaży ) • zorganizowana platforma obrotu. Jak podaje Agencja Rynku Energii (Rysunek 3), 50% energii wyprodukowanej przez elektrownie cieplne w 2019 zostało sprzedanej przez rynek giełdowy. Rysunek 3 – Struktura sprzedaży energii elektrycznej wg kierunków w elektrowniach cieplnych zawodowych18 Oznacza to wzrost z 23% w 2018 - wynika to z wprowadzonego podwyższonego obliga giełdowego19. Zmiana ta nie wpłynęła znacząco na ceny energii. Mimo niepewnego losu obliga na lata przyszłe, analiza kontraktów rynku giełdowego pozwala na najbardziej wiarygodne określenie trendów cen 18 ARE, Katalog Elektrowni i Elektrociepłowni Zawodowych tps://www.are.waw.pl/sklep/details.xhtml?poz=531 19 Dz.U. 2018 poz. 2348 Ustawa z dnia 9 listopada 2018 r 0 20 40 60 80 100 Rynek Bilansujący w ramach grupy kapitałowej w ramach bilansowania pozostałe odbiorcy końcowi terminowy SPOT Zorganizowana Platforma Obrotu Przedsiębiorstwa Obrotu rynek giełdowy TWh 2018 2019
18 hurtowych. Jedyną licencjonowaną giełdą towarową w Polsce, jest Towarowa Giełda Energii. Największymi rynkami są Rynek Towarowy Terminowy oraz Rynek Dnia Następnego. 2.1.2 Trendy cen energii - Rynek Towarowy Terminowy Kontrakty na Rynku Terminowym zawierane są na dostawę energii na okres roku, kwartału, miesiąca lub tygodnia z wyprzedzeniem co najwyżej 3 lat. Najważniejszymi instrumentami są BASE (dostawa przez całą dobę) oraz PEAK5 (dostawa w godzinach 7:00 – 22:00). Zdecydowana większość transakcji na giełdzie dotyczy zakupu energii z dostawą w najbliższym roku kalendarzowym (n+1). Z tego powodu najlepszymi indykatorami Rynku Towarowego Terminowego są indeksy BASE_n+1 oraz PEAK5_n+1. Na tym rynku uczestniczą przede wszystkim elektrownie cieplne oraz wodne. Tylko one są w stanie przewidzieć swoją produkcję z wymaganym wyprzedzeniem (to źródła sterowalne). Średnioważone miesięczne indeksy BASE oraz PEAK5 utrzymywały się na podobnym poziomie do końca 2017 (Rysunek 4). W 2018 zaobserwowano bardzo przyspieszony wzrost cen sięgający nawet 90% r/r. Dodatkowo, wolumen był bardzo wysoki, co oznaczało ogromną wartość obrotu na giełdzie. Załamanie przyszło w IV kwartale 2018. Od tamtej pory oba indeksy były w trendzie spadkowym, przy czym rok 2020, mimo pandemii koronawirusa przyniósł względną stabilizacją indeksów. Rysunek 4 - Średnioważone miesięczne indeksy Rynku Terminowego Towarowego20 Większość wolumenu energii na Rynku Towarowym Terminowym oferują elektrownie węglowe – dlatego możliwe jest, stosując pewne założenia, oszacowanie wpływu danych czynników na wysokość indeksów (Rysunek 4Błąd! Nieznany argument przełącznika.). Za długoterminowym trendem wzrostowym stoi stale rosnący koszt węgla. Polskie górnictwo jest niekonkurencyjne, a drogie paliwo do elektrowni węglowych oznacza malejącą konkurencyjność energii elektrycznej z niego otrzymywanej. Drugim decydującym czynnikiem jest koszt uprawnień do emisji. Ich gwałtowny wzrost w 2018 roku napędził skok cen na Rynku Towarowym Terminowym do około 24 €/t, a stabilizacja cen uprawnień przyczyniła się do ich późniejszego spadku. Odejmując do ceny energii koszt węgla oraz koszt uprawnień do emisji otrzymujemy tzw. Clean Dark Spread (CDS). Może on być interpretowany jako marża wytwórcy, z której musi opłacić koszty operacyjne oraz koszty wynikające z poniesionych lub planowanych inwestycji. Przed 2018 CDS utrzymywał się na poziomie ok. 50 PLN/MWh. W 2018 roku, po początkowym uszczupleniu do 30 PLN/MWh wzrósł do nawet 100 PLN/MWh. W roku 2019 CDS wykazał trend spadkowy, jeszcze przed 20 TGE, dostęp 11.2020 https://tge.pl/dane-statystyczne 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 01.2016 04.2016 07.2016 10.2016 01.2017 04.2017 07.2017 10.2017 01.2018 04.2018 07.2018 10.2018 01.2019 04.2019 07.2019 10.2019 01.2020 04.2020 07.2020 10.2020 PLN/MWh BASE_n BASE_n+1 (RTT) PEAK_n PEAK_n+1 (RTT)
19 uderzeniem pandemii. W 2020 spadkowa tendencja nasiliła się, obniżając CDS do ok. 10 PLN/MWh. Tak niski poziom może być spowodowany końcem korelacji cen uprawnień do emisji i cen energii elektrycznej („magazynowane” uprawnienia, kupione po niższej cenie niż bieżąca), wpływami z Rynku Mocy (dodatkowy przychód pozarynkowy) oraz przejściem kupujących na pozostałe rynki (spadek popytu). Nie jest oczekiwany natomiast spadek CDS głęboko poniżej zera. Póki węgiel stanowi główny źródło wytwórcze w Polsce, suma kosztu uprawnień oraz kosztu węgla (koszty zmienne) będzie stanowić minimum cenowe na Rynku Towarowym Terminowym. Jednoznaczny, wzrostowy trend cenowy uprawnień oraz węgla energetycznego przekłada się na nieunikniony wzrost cen w najbliższych latach. Rysunek 5 - Clean Dark Spread dla indeksu BASE_n+121 2.1.3 Trendy cen energii - Rynek Dnia Następnego Rynek Dnia Następnego charakteryzuje się znacznie wyższą zmiennością. Transakcje zawierane są na dzień przed dostawą, a cena określana jest na każdą godzinę doby. Wyraźne jest skorelowanie cen z zapotrzebowaniem na moc. Na tym rynku uczestniczą zarówno elektrownie cieplne (niewielki wolumen) jak i odnawialne – przede wszystkim elektrownie wiatrowe lądowe. Ważny jest również udział importu. Energetyka wiatrowa obecnie ma najniższy średni koszt generacji – z tego powodu Rynek Dnia Następnego oferuje niskie ceny. Podstawowym indeksem Rynku Dnia Następnego jest TGeBase – używany m.in. przy rozliczaniu aukcji na energię z OZE. W ostatnich latach nastąpiło względnie trwałe oderwanie trendów i wysokości cen na Rynku Dnia Następnego (TGeBase) i Rynku Terminowym (RTT) –Rysunek 6. 21 Opracowanie własne na podstawie TGE, EEX, ARP 0 50 100 150 200 250 300 01.2016 04.2016 07.2016 10.2016 01.2017 04.2017 07.2017 10.2017 01.2018 04.2018 07.2018 10.2018 01.2019 04.2019 07.2019 10.2019 01.2020 04.2020 07.2020 10.2020 PLN/MWh Clean Dark Spread koszt uprawnień koszt węgla BASE_n+1
20 Rysunek 6 - Średnioważone indeksy RDN i RTT Przyczynami tego stanu może być zwiększony wolumen sprzedaży w 2018 (spowodowany wzrostem cen uprawnień do emisji), który wymusił niższy popyt w 2019. W 2020 sytuacja powtórzyła się – tym razem z powodu nagłego spadku popytu w II kwartale. Odbicie w III i IV kwartale 2020, mimo spadków na RTT oraz rosnący wolumen obrotu na RDN wskazuje na kontynuację znaczenia rynków „spotowych” w Polsce. 2.2 Analiza trendów taryf na energię elektryczną dla odbiorców końcowych Analizę trendów taryf sieciowych dla energii elektrycznej przeprowadzono na podstawie danych dostępnych w Sprawozdaniach Prezesa URE odnośnie „średniej ceny dystrybucji” . Ze względu na: • złożony charakter poszczególnych pozycji w taryfach sieciowych przedsiębiorstw energetycznych, zależnych od zużycia energii, mocy umownej oraz czasu; • wzajemne zróżnicowanie wyników kalkulacji taryf dla poszczególnych – analogicznych – grup odbiorców w taryfach różnych przedsiębiorstw energetycznych; • brak dostępu do danych źródłowych, objętych tajemnicą postępowań taryfowych, uniemożliwiający samodzielną kalkulację wielkości uśrednionych; Wartość średnia publikowana przez Prezesa URE wydaje się bardziej reprezentatywna niż informacje zbierane od poszczególnych przedsiębiorstw, energetycznych i odbiorczych, w ramach działalności statystycznej GUS/ARE/EUROSTAT Zestawienie wartości średnich stawek dystrybucji ze sprawozdań Prezesa URE (SPURE) za lata 2012 – 2019 oraz ich zmienność stawek dystrybucji zilustrowano na rysunku nr 8. 100 150 200 250 300 350 400 450 01.2016 04.2016 07.2016 10.2016 01.2017 04.2017 07.2017 10.2017 01.2018 04.2018 07.2018 10.2018 01.2019 04.2019 07.2019 10.2019 01.2020 04.2020 07.2020 10.2020 TGeBase (RDN) BASE_n+1 (RTT) PEAK_n+1 (RTT)
21 Rysunek 7 - Zmienność stawek dystrybucji wraz z ekstrapolacją Pomijając 2019 rok (gdzie miało miejsce administracyjne mrożenie cen energii), widoczny jest trend wzrostowy, obrazujący wzrost kosztu jednostkowego fizycznej dostawy energii elektrycznej. Niezależnie od współbieżnych zmian ceny energii, uzasadniający pogląd, że w warunkach ceteris paribus oczekiwać należy utrzymania się w horyzoncie 2030 logarytmicznego trendu wzrostowego jednostkowego kosztu dostawy energii elektrycznej. 2.3 Analiza trendów cen ciepła w polskim ciepłownictwie systemowym Co roku, Urząd Regulacji Energetyki przeprowadza badania sektora ciepłownictwa systemowego pt. „Energetyka cieplna w liczbach”, dzięki którym można w pewien sposób dokonać analizy obecnej sytuacji w ciepłownictwie, spojrzeć, na przeszłość oraz zidentyfikować działania, które są niezbędne dla lepszej przyszłości. Niestety, miniona dekada nie przyniosła znaczących pozytywnych zmian w ciepłownictwie systemowym. Jest to w pewnej mierze wynik braku jasnej strategii państwa co do rozwoju tej branży. Ostatnim oficjalnym i obowiązującym dokumentem jest bowiem Polityka Energetyczna Państwa z 2009 roku. Liczba koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych (tj. przedsiębiorstw, które posiadają koncesję na wytwarzanie, przesył oraz dystrybucję i obrót ciepłem) spadła z 509 w 2009 roku do 396 na koniec roku 2019. Co roku spadek ten wynosi ok. 8 -10 przedsiębiorstw, głównie w wyniku przekształceń organizacyjnych oraz własnościowych, w postaci wykupu lokalnych, powiatowych, samorządowych przedsiębiorstw energetyki cieplnej przez większe grupy energetyczne. Spada również moc ciepłownicza zainstalowana w źródłach z ok. 60 tys. MW w roku 2009 do 53 tys. MW w roku 2019., przy jednocześnie praktycznie niezmiennym poziomem mocy zamówionej. Świadczyć to może o wyłączaniu względnie większych kotłów ciepłowniczych na rzecz kotłów o niższej mocy (5-10 MW) w celu docelowej pracy przy wyższym poziomie obciążenia, a zatem wyższej sprawności oraz zwiększeniu elastyczności systemu. 174 183 184 188 196 201 210 206 196 0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Średnia stawka dystrybucyjna wg SPURE w cenach stałych 2017 [zł/MWh] Średnia st dystryb wg SPURE w cenach stałych 2017 Log. (Średnia st dystryb wg SPURE w cenach stałych 2017)
RkJQdWJsaXNoZXIy MjUxOTg3