Zielona inflacja - trudny element transformacji energetycznej

W Europie coraz częściej mówi się o tzw. zielonej inflacji, czyli wzroście cen towarów i usług w związku z polityką klimatyczną Unii Europejskiej. Inflacja taka ma de facto charakter administracyjny, gdyż jej źródłem nie jest rynkowa gra czynników popytowo-podażowych, ale regulacje prawne przyjmowane w ramach tej organizacji. Presja na odchodzenie od konwencjonalnych źródeł energii narasta, nie za bardzo wiadomo jednak, kto ma pokryć koszty związane z ich zastępowaniem OZE.

Konieczne są gigantyczne nakłady w instalację nowych mocy, a także dostosowanie sieci energetycznych do znacznie mniej stabilnych dostaw ze źródeł odnawialnych. Problem braku stabilności odnawialnych źródeł energii to także niepewność co do ciągłości dostaw elektryczności. Mnożą się przykłady, które dobitnie pokazują, jak wielkie jest to zagrożenie. Wystarczą niesprzyjające, z perspektywy OZE, warunki atmosferyczne, aby zabrakło prądu w gniazdkach. W okolicznościach kryzysowych dochodzi do ponownego uruchamiania bloków węglowych.

Jak podaje raport przygotowany przez PIE we współpracy z European Roundtable on Climate Change and Sustainable Transition i Cambridge Econometrics, samo objęcie systemem handlu emisjami budownictwa i transportu będzie oznaczało koszt dla gospodarstw domowych w UE na poziomie 1,1 bln euro rozłożony na lata 2025–2040. Oszacowanie kosztów całości polityki klimatycznej wydaje się zresztą niezwykle trudne i konieczne zarazem. Obok kosztów bezpośrednich, związanych z koniecznością zakupu uprawnień, wziąć trzeba pod uwagę szereg kosztów pośrednich. Rzetelna analiza ekonomiczna Zielonego Ładu powinna je uwzględniać. Unijna polityka klimatyczna zakłada, że realizacja zawartych w niej celów będzie stanowiła impuls dla innowacyjności i konkurencyjności gospodarek państw członkowskich oraz przedsiębiorstw. Brak jednak przekonującej argumentacji, która miałaby to potwierdzać.

Zielony Ład – jeśli zostanie zrealizowany – wpłynie na ceny, a zatem na popyt i podaż szeregu dóbr produkcyjnych i konsumpcyjnych. Nowy poziom równowagi, jaki osiągnie gospodarka, o ile ją osiągnie, będzie zagrożona niepełnym wykorzystaniem zagregowanego potencjału unijnej gospodarki, a także potencjału poszczególnych krajów członkowskich. Wiele wskazuje na to, że będzie to zatem równowaga suboptymalna, w której występować może wysokie niedobrowolne bezrobocie, inflacja i rachityczny w najlepszym wypadku wzrost produkcji.

Przy okazji Ogólnopolskiego Szczytu Gospodarczego 2021 CIRE poprosiło o komentarz w tej sprawie Krzysztofa Tchórzewskiego, szefa doradców premiera.



Ireneusz Zyska podczas Ogólnopolskiego Szczytu Gospodarczego OSG 2021

Już po raz siódmy Europejskie Centrum Biznesu zaprosiło czołowych przedstawicieli świata polityki, gospodarki, nauki i biznesu na Szczyt. W czasie debat przeprowadzono dyskusje poświęcone zabezpieczeniu polskiej gospodarki w dobie pandemii pod kątem ryzyka wynikającego z niepewności inwestycyjnej, sytuacji międzynarodowej, bezpieczeństwa gospodarczego, energetycznego i finansowego jak również potencjału infrastrukturalnego i innowacyjnego. Tematem przewodnim Szczytu były relacje: Państwo-Gospodarka-Bezpieczeństwo.

PGNiG i PGE w gronie największych płatników CIT w 2020

Najwięcej podatku CIT w ubiegłym roku zapłaciła grupa Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa bo 2,2 mld zł - wynika z opublikowanych w tym tygodniu danych resortu finansów. Na trzecim miejscu z 777,2 mln zapłaconego podatku CIT, uplasowała się Podatkowa Grupa Kapitałowa PGK PGE 2015 z przychodami rzędu 80,1 mld zł.

Ministerstwo Finansów prezentuje listę dużych podatników podatku CIT za ubiegły rok. Dane dotyczą zeznań indywidualnych firm, których przychód przekroczył 50 mln euro oraz podatników będących podatkowymi grupami kapitałowymi (PGK). Zestawienie dotyczy zeznań podatkowych CIT za 2020 r.

CIT, PIT i VAT to trzy filary wpływów do budżetu państwa, trzy źródła finansowania usług publicznych świadczonych na rzecz społeczeństwa. Cenię sobie tych, którzy są fair i płacą podatki uczciwie, nie uciekając się do żadnych księgowych sztuczek. To dzięki podatkom Polska się zmienia, a rząd może realizować wiele prospołecznych i prorodzinnych projektów. Zmiany te widzimy na co dzień, korzystając choćby z coraz lepszych dróg, bardziej nowoczesnej infrastruktury kolejowej czy większego poczucia bezpieczeństwa –  komentuje minister finansów, funduszy i polityki regionalnej Tadeusz Kościński.

Spośród podatkowych grup kapitałowych największy podatek CIT w 2020 zapłaciła Grupa Kapitałowa PGNiG. Wyniósł on prawie 2,2 mld zł przy przychodach wynoszących 45,8 mld zł. Na drugim miejscu pod względem zapłaconych podatków znalazła się Podatkowa Grupa Kapitałowa Powszechnej Kasy Oszczędności Banku Polskiego SA, która zapłaciła 1,3 mld zł przy przychodach wynoszących 34,5 mld zł. Na trzecim miejscu z 777,2 mln zapłaconego podatku CIT, uplasowała się Podatkowa Grupa Kapitałowa PGK PGE 2015 z przychodami rzędu 80,1 mld zł. Czwarte miejsce wśród grup zajął KHGM z zapłaconym podatkiem CIT w wysokości 770 mln zł i przychodach 35,9 mld zł. Pierwszą piątkę zamyka Grupa Kapitałowa PZU z zapłaconym CIT-em w wysokości 638,4 mln zł przy przychodach 26,9 mld zł.

Kościński zwracając się do podatników CIT zaznaczył, że ich pieniądze "bez wątpienia mają ogromny wpływ na rozwój naszego kraju, napędzają go". "Obserwując z roku na rok wpływy z CIT widać, ze polska gospodarka ma się całkiem nieźle mimo pandemii i powróciła już na ścieżkę szybkiego wzrostu" - podsumował minister finansów, funduszy i polityki regionalnej Tadeusz Kościński.

Morskie farmy wiatrowe – wyzwania i bariery

Zielona energia z morskiej energetyki wiatrowej może stać się filarem transformacji energetycznej Polski i wzmocnić nasze bezpieczeństwo energetyczne. To też cywilizacyjna szansa na rozwój i budowanie przewagi konkurencyjnej polskich przedsiębiorców w oparciu o nowoczesne technologie zeroemisyjne. Jednak budowa morskich farm wiatrowych jest niezwykle złożonym i kosztownym przedsięwzięciem i nadal pozostaje wiele kwestii, które wymagają uregulowania lub też doprecyzowania.

Szacuje się, że inwestycje w morskie farmy wiatrowe mogą być warte ok. 130 mld złotych - to pieniądze, które trafią w ręce przedsiębiorców, stoczni i przemysłu, a także pozwolą na stworzenie kilkudziesięciu tysięcy nowych miejsc pracy. Obecnie, by skorzystać z tego potencjału, konieczne jest określenie długoterminowej wizji rozwoju sektora offshore, która umożliwi całkowitą transformację polskiego sektora energetycznego. A niezbędnych zmian jest na ten moment kilka.

Projekty offshore, które powstaną w I fazie, z których pierwsze planowane są do oddania do eksploatacji już w roku 2026, potrzebują przewidywalności i utrzymania stabilności założeń przyjmowanych przy szacowaniu ceny maksymalnej oraz składania wniosków o wsparcie. A niestety pojawiają się coraz to nowe projekty regulacji prawnych istotnie zmieniające zasady gry.

Warto obejrzeć wywiad.

Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej podkreśla że celem wszystkich podmiotów zaangażowanych w rozwój morskiej energetyki wiatrowej jest przeprowadzenie procesu inwestycyjnego w sposób bezpieczny i odpowiedzialny. Każdy z inwestorów dochowuje należytych starań zmierzających do zapewnienia wszystkich niezbędnych procedur w procesie projektowania, budowy i eksploatacji MFW, co wynika z obowiązujących międzynarodowych standardów, wymagań instytucji finansujących i ubezpieczających projekty. 

W tym kontekście trudne do zaakceptowania są nadmierne wymagania w zakresie np. dostępności infrastruktury wyprowadzenia mocy budowanej przez inwestorów czy też rozbudowanej wieloetapowej certyfikacji projektów offshorowych, nie będące odzwierciedlaniem zasad obowiązujących w większości innych krajów.  Jako PSEW zwracamy uwagę, że nadmiernie uciążliwe mechanizmy certyfikacji mogą znacząco i negatywnie wpłynąć na harmonogram i koszty realizacji tych inwestycji - mówi dr Kamila Tarnacka, wiceprezes Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej

Ponadto, aby transformacja energetyczna udała się w Polsce należy, naszym zdaniem, zwiększyć możliwości rozwoju energetyki wiatrowej na Bałtyku. Konieczna jest zmiana Planu zagospodarowania przestrzennego obszarów morskich i rozszerzenie dostępności Bałtyku dla offshore o nowe akweny. Dlatego pierwsza zmiana planu zagospodarowania obszarów morskich oraz rewizja PEP w tym zakresie powinny nastąpić jak najszybciej  mówi Kamila Tarnacka.


Niezwykle ważne jest też, aby jak najszybciej ustalone zostały jasne zasady przyznawania pozwoleń lokalizacyjnych kolejnym projektom offshorowym.

Skuteczna transformacja energetyczna wymaga tego, aby nie opóźniać realizacji projektów I fazy offshore o mocy 5,9 GW, a także, aby pierwsza aukcja dla nowych projektów offshorowych wydarzyła się zgodnie z planem w 2025 r. 
URE: W 2022 ryczałtowa opłata mocowa wyniesie 2,37-13,25 zł/mies.

Od 2,37 do 13,25 zł netto miesięcznie wyniesie w 2022 r. stawka opłaty mocowej dla gospodarstw domowych i innych mniejszych odbiorców. Rozwiązanie ma zachęcić odbiorców do świadomego zużywania prądu w ciągu doby, a tym samym może poprawić bilansowanie zapotrzebowania na energię, co z kolei zwiększy bezpieczeństwo jej dostaw - podkreśla URE.

W 2022 r. gospodarstwa zużywające poniżej 0,5 MWh rocznie zapłacą 2,37 zł miesięcznie, te o zużyciu od 0,5 do 1,2 MWh rocznie zapłacą 5,68 zł, przy zużyciu 1,2-2,8 MWh rocznie opłata wyniesie 9,46 zł, a dla gospodarstw o zużyciu ponad 2,8 MWh rocznie - 13,25 zł miesięcznie.Wysokość opłaty będzie również uzależniona od tzw. indywidualnej krzywej poboru, czyli różnicy pomiędzy zużyciem energii w godzinach szczytowego zapotrzebowania a zużyciem w pozostałych godzinach doby

W 2022 r. stawkami tymi zostaną objęci dodatkowo odbiorcy energii z grupy taryfowej C1, o mocy zamówionej do 16 kW. W stosunku do 2021 r. stawki opłaty mocowej dla tych grup rosną o ponad 26 proc.

Bazowa stawka dla pozostałych odbiorców wyniesie 0,1026 zł netto za każdą kWh pobraną w godzinach między 7 a 22 w dni robocze. To wzrost o prawie 35 proc. w stosunku do stawki z 2021 r.

Jednak zgodnie z ostatnią zmianą ustawy rynku mocy, w 2022 r. dla odbiorców przyłączonych do sieci średnich i wysokich napięć wysokość opłaty będzie również uzależniona od tzw. indywidualnej krzywej poboru, czyli różnicy pomiędzy zużyciem energii w godzinach szczytowego zapotrzebowania a zużyciem w pozostałych godzinach doby.

Cztery grupy odbiorców

Wyróżnione zostały cztery grupy takich odbiorców, w zależności od różnicy ilości energii zużywanej w dni robocze w godzinach szczytowego zapotrzebowania i poza tymi godzinami. Jeżeli różnica ta wynosi mniej niż 5 proc., to opłata jest korygowana współczynnikiem 0,17. Dla różnicy z przedziału 5-10 proc. współczynnik wynosi 0,50.

Jeżeli różnica zawiera się w przedziale 10-15 proc., współczynnik został określony na 0,83. W przypadku ponad 15-proc. różnicy współczynnik jest równy 1 - taki odbiorca płaci pełną stawkę.

Celem wprowadzenia rynku mocy, a co za tym idzie opłaty mocowej, było wzmocnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i zmniejszenie ryzyka tzw. blackoutu

"Podział na grupy odbiorców według proporcji między zużyciem energii w godzinach szczytowego zapotrzebowania i poza nimi jest istotny, ponieważ ma przełożyć się na większą stabilność poboru energii" – wyjaśnia Prezes URE Rafał Gawin. Takie rozwiązanie ma zachęcić odbiorców do świadomego zużywania prądu w ciągu doby, a tym samym może poprawić bilansowanie zapotrzebowania na energię, co z kolei zwiększy bezpieczeństwo jej dostaw - podkreśla regulator.

Biorąc pod uwagę padające w ostatnim czasie rekordy zapotrzebowania na energię konieczne jest premiowanie takiego jej zużywania, które w jak najmniejszym stopniu wpływa na szczytowe zapotrzebowanie na energię - zaznacza URE.

Przepisy wchodzą w życie 1 października

Opłata mocowa ma za zadanie pokryć koszty rynku mocy. Z danych URE wynika, że koszt ten, czyli wysokość obowiązków mocowych zakontraktowanych w aukcjach na 2022 r., wynosi 5,3 mld zł. W 2020 r. koszt wynosił 5,4 mld zł.

Od 1 stycznia 2028 r. nie będzie już stawek ryczałtowych, a dla wszystkich odbiorców energii, włącznie z gospodarstwami domowymi, opłata mocowa będzie zależna od profilu zużycia - im profil bardziej płaski, tym opłata niższa

"Wysokość opłaty odzwierciedla płatności dla dostawców mocy, które zostały zakontraktowane w wyniku przeprowadzonych aukcji rynku mocy. Środki pozyskane z tej opłaty przeznaczone będą na budowę nowych, modernizację i utrzymanie istniejących jednostek wytwórczych, a także aktywizację zarządzania zużyciem energii i uelastycznienie popytu na nią" – podkreśla Rafał Gawin.

Zgodnie z ustawą podział na odbiorców ryczałtowych oraz tych, dla których opłata jest uzależniona od poboru energii w godzinach szczytowego zapotrzebowania, będzie obowiązywał do 2027 r.

Zgodnie z ustawą odbiorcy przyłączeni do sieci wysokich napięć będą nimi objęci od 1 października 2021 r., korzystający z sieci średnich napięć - od 1 stycznia 2022 r., a odbiorcy przyłączeni do sieci niskich napięć, ale o mocy przyłączeniowej większej od 16 kW - od 1 stycznia 2025 r. Obecni odbiorcy ryczałtowi będą stosować te współczynniki od 1 stycznia 2028 r.

Rosnące ceny gazu palącym problemem dla UE

Brak zwiększonych dostaw z Rosji przy niskim poziomie zapełnienia magazynów (szczególnie tych, których współwłaścicielem lub partnerem jest Gazprom) budzi zaniepokojenie w Europie i coraz częstsze sugestie, że strona rosyjska działa z premedytacją, chcąc w ten sposób doprowadzić do jak najszybszego uruchomienia gazociągu Nord Stream 2 - zauważa w swojej analizie Agata Łoskot-Strachota z Ośrodka Studiów Wschodnich

Ceny gazu ziemnego biją na giełdach w UE kolejne rekordy – wzrosły w tym roku o ok. 250–300%. Przyczyniają się do tego szybko rosnący po pandemii popyt, mroźna zima 2020/21, niski poziom zapełnienia magazynów, odpływ gazu skroplonego na wciąż atrakcyjniejsze rynki azjatyckie i niewielkie wzrosty dostaw od tradycyjnych dostawców, przede wszystkim Rosji. Wysokie ceny gazu (wraz m.in. z rosnącymi cenami uprawnień do emisji CO2) odbijają się na cenach energii elektrycznej, skutkują też znacznym ograniczeniem produkcji przez sektory gazochłonne, w tym przede wszystkim sektor nawozów sztucznych. Rosnące koszty energii, nawozów i metali przyczyniają się do dalszego wzrostu cen, m.in. żywności i produkcji przemysłowej. Już w lecie Hiszpania zaapelowała do Komisji Europejskiej o interwencję. Hurtowe ceny energii w tym kraju od grudnia 2020 r. wzrosły ponad trzykrotnie, dlatego Madryt planuje ustanowić w kraju limit ceny gazu, ograniczyć opodatkowanie energii elektrycznej i redystrybuować część dochodów firm energetycznych. Władze Hiszpanii domagają się od KE podjęcia konkretnych kroków politycznych i wypracowania wytycznych dla państw członkowskich, jak w sposób spójny i zgodny z regulacjami unijnymi przeciwdziałać wzrostom cen. Sugerują m.in. działania mające na celu ukrócenie spekulacji na rynku uprawnień do emisji CO2, stworzenie scentralizowanej platformy do wspólnych europejskich zakupów gazu ziemnego oraz strategicznych rezerw tego surowca, które zwiększałyby odporność Unii na fluktuacje cen na rynkach światowych. Wysokie ceny są też coraz mocniej odczuwane przez inne państwa UE i wywołały niemal kryzys na rynku brytyjskim.

polecamy również: Sytuacja na rynku energetycznym w Europie robi się bardzo skomplikowana

Tematem wysokich cen zajmowano się 22 września na nieformalnym spotkaniu unijnych szefów resortów energii w Lublanie. O wypracowanie unijnego mechanizmu wsparcia (funduszu z dochodów ze sprzedaży uprawnień w systemie ETS) dla gospodarstw domowych i firm w trakcie kryzysu energetycznego zaapelował przedstawiciel Grecji, o działania KE zabiegali też Rumunii. Hiszpania wnioskowała natomiast, by kwestia cen energii stała się tematem październikowej Rady Europejskiej, co poparli przedstawiciele Włoch, Węgier, Rumunii, Portugalii, Polski i Malty. Komisarz ds. energii Kadri Simson odrzuciła w trakcie konferencji prasowej sugestię, jakoby za część wzrostów cen odpowiadał unijny model rynku energii elektrycznej, twierdząc, że są one związane przede wszystkim z sytuacją na rynkach globalnych. Powiedziała też, że KE jest gotowa do przedstawienia zestawu krótkoterminowych i tymczasowych instrumentów (toolbox) mających pomóc państwom UE zmierzyć się z efektami globalnych wzrostów cen i chronić najbardziej narażonych odbiorców w sposób zgodny z unijnymi regulacjami, przy czym KE dąży równocześnie w długim okresie do ograniczenia zależności od importu oraz realizacji swoich celów klimatycznych.

Komentarz autorki analizy

  • Trwające od lata – zazwyczaj czasu mniejszego popytu i obniżonych cen na surowiec – rekordowe wzrosty kosztów gazu, utrzymujący się najniższy od dekady poziom zapełnienia magazynów w UE (średnio w ok. 72%) i niewystarczające dostawy na rynek europejski wróżą trudną zimę i kolejne zwyżki cen. Silne wzrosty związane są z coraz głębszą liberalizacją europejskiego rynku, gdzie w 2020 r. ok. 80% dostaw gazu było sprzedawanych po cenach rynkowych lub powiązanych z nimi. Sytuacja będzie szczególnie ciężka w przypadku długotrwałych mrozów, a utrzymujące się problemy i niepewność na rynku gazu i energii są dodatkowym czynnikiem wpływającym na zwyżki cen na giełdach. Nie jest jasne, czy w sytuacji utrzymujących się od kilku miesięcy wyzwań uda się pozyskać dodatkowe dostawy surowca w związku z rosnącym w sezonie zimowym popytem. Duża część niezakontraktowanego w długoterminowych umowach LNG płynie na rynki azjatyckie, gdzie za sprawą ożywionego popandemicznie popytu utrzymują się ceny wyższe od europejskich. Eksportu do Europy nie zwiększają też tradycyjni dostawcy. Nie rośnie eksport z Algierii (istotnego źródła surowca dla Francji, Włoch i Hiszpanii), a nawet pojawiają się doniesienia o możliwych problemach z dostawami z Algierii do Hiszpanii gazociągiem GME, związanych z narastającymi napięciami pomiędzy Algierią i Marokiem. Jedynym podmiotem gotowym obecnie zwiększyć dostawy na rynek UE jest norweski Equinor (firma zapowiedziała 20 września, że od października zwiększy o 2 mld m3 w skali roku produkcję i eksport ze złóż Oseberg i Troll). Wzrost ten, rozłożony na wiele miesięcy, będzie miał jednak w najbliższym czasie niewielki wpływ na sytuację na rynku w Europie.
  • Mimo zwyżkujących cen nie wzrasta wolumen dostarczanego surowca od największego dostawcy do UE – Rosji. Niewiele też wskazuje na to, by Gazprom zamierzał go zwiększyć w październiku. Koncern wywiązuje się ze zobowiązań wynikających z kontraktów długoterminowych, ale ograniczone rezerwacje dodatkowych przepustowości w trakcie kolejnych aukcji świadczą o tym, że nie planuje dużych dodatkowych dostaw. W trakcie ostatnio przeprowadzonych miesięcznych aukcji 20 września zarezerwowana została tylko około jedna trzecia przepustowości oferowanej w polsko-niemieckim punkcie granicznym Mallnow na gazociągu jamalskim (30,1 mln m3 z 86,5 mln m3 na dobę), a na punktach na granicy rosyjsko-ukraińskiej i serbsko-węgierskiej w ogóle nie zarezerwowano przepustowości.
  • Brak zwiększonych dostaw z Rosji przy niskim poziomie zapełnienia magazynów (szczególnie tych, których współwłaścicielem lub partnerem jest Gazprom) budzi zaniepokojenie w Europie i coraz częstsze sugestie, że strona rosyjska działa z premedytacją, chcąc w ten sposób doprowadzić do jak najszybszego uruchomienia gazociągu Nord Stream 2. Grupa 43 europosłów 16 września wezwała KE do jak najszybszego uruchomienia dochodzenia w sprawie możliwości celowych manipulacji sytuacją na europejskim rynku przez Gazprom i działań sprzecznych z unijnym prawem dotyczącym zasad konkurencji. W sprawie rekordowo wysokich cen gazu w UE 21 września oświadczenie wydała też Międzynarodowa Agencja Energii (IEA) – według niej, choć Rosja wywiązuje się ze swoich długoterminowych zobowiązań, to dostawy do Europy są niższe niż w 2019 r. IEA uważa, że Rosja mogłaby zrobić więcej, by zwiększyć dostępność gazu na rynku europejskim i zapewnić odpowiedni poziom zapełnienia magazynów przed sezonem grzewczym. Z kolei amerykańska sekretarz energii Jennifer Granholm na konferencji prasowej podczas zorganizowanego online w Warszawie forum P-TECC (Partnership for Transatlantic Energy and Climate Cooperation) stwierdziła, że wzrosty cen budzą obawy o stabilność dostaw i ich bezpieczeństwo w Europie. Zapewniła, że Stany Zjednoczone chcą współpracować z europejskimi sojusznikami, by zapewnić stabilne, bezpieczne dostarczanie gazu tej zimy i pomagać dywersyfikować źródła energii w dłuższej perspektywie, tym bardziej że istnieją aktorzy mogący dla własnego zysku manipulować dostawami. Część ekspertów (m.in. z Oxford Institute for Energy Studies) i mediów branżowych (np. Bloomberg) twierdzi jednak, że Rosja nie ma obecnie możliwości znacznego zwiększenia eksportu ze względu na krótkoterminowe ograniczenia elastyczności produkcji, a także wysoki popyt wewnętrzny i konieczność zapełnienia rosyjskich magazynów gazu.
  • Rosnące ceny gazu i energii przekładają się na sytuację całych gospodarek i stają się coraz większym wyzwaniem dla UE. Kwestie działań związanych z celami klimatycznymi zaczynają schodzić na dalszy plan w kontekście nasilającego się kryzysu energetycznego. Rosnące ceny i brak adekwatnych kroków niwelujących skutki tego zwyżkowego trendu, szczególnie dla najbardziej wrażliwych grup odbiorców, mogą prowadzić do ograniczenia poparcia dla wdrażania ambitnych (i kosztownych) założeń Europejskiego Zielonego Ładu, co wprost zasugerowała zarówno Hiszpania we wrześniowym liście do KE, jak i federacja producentów metali nieżelaznych Eurometaux. Wzrost cen już odbija się w sposób niekorzystny dla celów transformacji energetycznej na unijnym miksie energetycznym – drogi gaz coraz częściej jest bowiem w obecnych warunkach rynkowych wypierany przez węgiel.
  • Wypracowanie adekwatnej politycznej odpowiedzi na problem cen energii jest tym istotniejsze, że wiele wskazuje na to, iż następuje strukturalna zmiana na rynku gazu ziemnego i nie ma perspektyw powrotu do stawek z lat 2019–2020. Dotychczas wysokie ceny zachęcały do inwestycji w kolejne złoża i infrastrukturę eksportową na świecie, tymczasem obecnie powszechne dążenie do dekarbonizacji gospodarek i odchodzenia w perspektywie kolejnych dekad od gazu ziemnego (względnie przestawiania się na „zielone” gazy) jest czynnikiem zniechęcającym do kosztownych i długoterminowych inwestycji w ten surowiec. Firmy naftowo-gazowe coraz więcej inwestują w nowe technologie, umożliwiające spełnianie wymogów klimatycznych.
  • Utrzymywanie się wysokich cen gazu w dłuższym okresie może stać się problemem w tych państwach UE, w których gaz ziemny miał odgrywać kluczową rolę w transformacji energetycznej i odchodzeniu od węgla. Sytuacja ta utrudniać będzie bowiem inwestycje w nową infrastrukturę oraz generację energii opartą na gazie, i tak już obecnie skomplikowane ze względu na coraz trudniejszy dostęp do finansowania unijnego. Może także niekorzystnie odbić się na realizacji projektów dywersyfikacyjnych w Europie Środkowej i Południowo-Wschodniej. Skutkami strukturalnie wyższych cen gazu mogłyby być – na co liczy Komisja Europejska – przyspieszenie prac nad nowymi technologiami i działań dekarbonizacyjnych, jak również zwiększenie atrakcyjności wykorzystywania energii atomowej. Niewykluczone jednak, że utrzymujące się wysokie ceny gazu i energii będą miały skutek odwrotny i przyczynią się do coraz powszechniejszego kwestionowania celów obecnej polityki energetyczno-klimatycznej UE.

Agata Łoskot-Strachota
Ośrodek Studiów Wschodnich
Sytuacja na rynku energetycznym w Europie robi się bardzo skomplikowana

Od pewnego czasu obserwujemy gwałtowny wzrost cen gazu ziemnego. Jest to wynikiem jednoczesnego wzrostu popytu i problemów z podażą, co wraz z innymi czynnikami sprawiło, że ceny energii elektrycznej osiągają rekordowe pułapy w wielu krajach Europy.

Rosnące koszty gazu ziemnego i energii elektrycznej wywołały swoisty szok cenowy w Europie. Problemy z dostawą gazu wpłynęły na wzrost kosztów produkcji prądu od Hiszpanii po Wielką Brytanię, w wielu państwach odnotowuje się rekordowo wysokie ceny, które nałożyły się na czas ponownego otwierania gospodarek, w związku z czym wiele przedsiębiorstw wznawia swoje funkcjonowanie, pracownicy wracają do pracy stacjonarnej, a to dodatkowo zwiększa ich mobilność i zapotrzebowanie na transport, czyli przekłada się na jeszcze wyższy popyt na prąd.

Eksperci agencji finansowej Bloomberga uważają, że jest to jeden z czynników napędzających inflację i może przyczynić się do zahamowania spodziewanego ożywienia gospodarczego, bo konieczność pokrywania wysokich rachunków za prąd zmniejsza budżet na pozostałe wydatki w gospodarstwach domowych, jednocześnie podnosząc koszty tych gałęzi przemysłu, które wykorzystują większe ilości prądu – od produkcji nawozów po stal. W konsekwencji wzrastają ceny praktycznie wszystkiego, na przykład wyższe ceny energii podnoszą koszt (i cenę) nawozów, co wpływa na wyższe koszty rolników przekładających je na wyższe ceny zbóż, warzyw czy owoców, a to znów oznacza, że konsument będzie musiał płacić więcej za żywność (oraz za własne rachunki za prąd).

Za stan rzeczy odpowiada gaz ziemny

Możemy wskazać jednego z głównych winowajców tej patowej sytuacji ekonomicznej, to gaz ziemny. Od wielu lat nie był on tak drogi. Julius Bars ocenia, że jednocześnie sytuacja na rynku energetycznym w Europie robi się bardzo skomplikowana: „Silne rozkręcenie gospodarki światowej w połączeniu z przestawieniem się na gaz ziemny ze względów środowiskowych sprawia, że rynki osiągają maksimum swojej wydolności, a przerwy w produkcji w Ameryce Północnej i Europie doprowadzają rynek do granic wytrzymałości”.

zobaczmy również: Od stycznia ceny gazu ziemnego w Europie wzrosły o ponad 170% i dalej będą rosły

„Huragan Ida wpłynął na produkcję gazu ziemnego w czasie, gdy USA już doświadczały wyższych cen z powodu wzrostu eksportu, silnego krajowego zużycia gazu ziemnego i stosunkowo »płaskiej« produkcji gazu ziemnego” – powiedział w oświadczeniu Steve Nalley, szef amerykańskiej Agencji Energii (EIA).

„Zmniejszenie produkcji w połączeniu z obecnymi warunkami rynkowymi ograniczyła naszą zdolność do tworzenia zapasów gazu ziemnego, dlatego spodziewamy się, że w najbliższym czasie ceny pozostaną wyższe, niż sądziliśmy” – powiedział ekspert EIA.

„Problem jeszcze się nie zaczął” – ostrzega Julien Hoarau, dyrektor EnergyScan, jednostki analitycznej francuskiego koncernu energetycznego Engie. „Europę czeka bardzo ostra zima” – przypomniał Bloombergowi. Już w tej chwili Europa musi importować gaz. Wydobycie w największym w Europie złożu gazu ziemnego – Groningen w Holandii – może za chwilę zostać wstrzymane, natomiast huragany powodują zakłócenia w produkcji na Morzu Północnym i w Zatoce Meksykańskiej. Wszystko to mocno obciąża międzynarodowy rynek gazu.

W efekcie benchmarkowe europejskie kontrakty terminowe na gaz osiągają nieprawdopodobne ceny zarówno na rynku holenderskim, jak i brytyjskim. W Wielkiej Brytanii nawet „krótkoterminowa energia” osiągnęła najwyższy poziom, a tę tendencję możemy zaobserwować już niemal w całej Europie.

Przy ciepłej pogodzie i słabych wiatrach zwalnia też produkcja energii odnawialnej, przez co wzrasta jej pozyskiwanie z paliw kopalnych, głównie węgla – ciągnąc przy tym w górę także ceny tego surowca. Cena węgla w Europie wzrosła o przeszło 70 proc. w stosunku do roku poprzedniego. Jednak tendencje ekologiczne sprawiły, że wzrosły także koszty prawa do emisji dwutlenku węgla do atmosfery, ich poziom jest obecnie najwyższy w historii.

Już po minionej zimie – zdaniem ekspertów Bloomberga – stan magazynowy gazu ziemnego był wyjątkowo niski, przez wzgląd na bardzo niskie temperatury i konieczność większego ogrzewania. Odbudowa zapasów w tej chwili nie jest łatwa. Rosja będąca głównym dostawcą gazu ograniczyła jego przepływ do Europy, a wiele gazu w skroplonej formie trafia na rynek azjatycki (przeważnie do Chin).

Rynek wymknął się spod kontroli

„Wygląda na to, że rynek energetyczny, w tym gaz ziemny, ceny energii i uprawnienia do emisji dwutlenku węgla, wymknęły się spod kontroli. Ceny najwyraźniej pozostają w silnym ruchu wzrostowym, przebijając wieloletnie maksima lub nowe rekordowe poziomy, podobnie jak w Europie” – twierdzą eksperci Julius Baer.

Na obecny stan wpłynęła nieprzewidziana dynamika rynkowa, niedoszacowanie kosztów przyspieszonej transformacji energetycznej oraz zbytnie rozluźnienie rynku. Światowa gospodarka gwałtownie ożywiła się po pandemii, a nowe ekologiczne tendencje zwiększyły zainteresowanie gazem ziemnym jako lepszą alternatywą dla węgla, co nadwyrężyło możliwości łańcuchów dostaw.

czytamy również: Na całym świecie rosną ceny węgla. Sprawdzamy dlaczego?

Kiedy popyt przewyższył podaż gazu (i innych czystych energii, np. wiatrowej), przedsiębiorcy ponownie zwrócili się w stronę paliw kopalnych, ale to wywołało kolejny przykry efekt – wzrost cen praw do emisji zanieczyszczeń, których podaż też okazała się niewystarczająca, a pokrywanie dodatkowych emisji jest bardzo drogie.

Europa ofiarą burz

„Rynek europejski wydaje się miejscem, które najintensywniej odczuwa skutki tej globalnej dynamiki, zwłaszcza biorąc pod uwagę jego zależność od importu paliw kopalnych. W ostatnich dniach tymczasowe zakłócenia w dostawach związane z huraganami i przestojami na Morzu Północnym zwiększyły stres i obawy o zapasy paliw przed zimą” – twierdzą eksperci Julius Baer.

„Jeśli będziemy mieli do czynienia z ekstremalnymi zjawiskami pogodowymi, nie zdziwiłbym się, gdyby ceny osiągnęły poziom trzycyfrowy” – mówi Hoarau.

Przed nadchodzącą zimą już teraz ostrzegają dyrektorzy austriackiego koncernu naftowo-gazowego OMV oraz włoskiego giganta energetycznego Enel SpA. Citigroup szacuje, że u konsumentów detalicznych w Europie ceny za gaz i energię elektryczną mogą podrożeć o 20 proc.

„Widmo ubóstwa paliwowego może tej zimy gwałtownie opaść na całą Europie” – piszą w komunikacie analitycy Citi. W Wielkiej Brytanii przedsiębiorstwa użyteczności publicznej takie jak Electricite de France czy EOE, już podniosły krajowe taryfy.

„W najbliższych miesiącach, w miarę jak ceny hurtowe będą w coraz większym stopniu przekładać się na taryfy detaliczne, można się spodziewać, że wzrośnie zainteresowanie rolą rządów w łagodzeniu skutków wyższych cen” – mówi Glenn Rickson, szef działu analiz energetycznych w S&P Global Platts w Londynie.

Repolonizacja aktywów ciepłowniczych korzystna dla PGE

Repolonizacja ciepłownictwa była konieczna, a cały proces zakończył się sukcesem dla Grupy PGE. Przejęcie aktywów pozwoliło nam na uzyskanie dodatkowych uprawnień do emisji CO2, które sprzedaliśmy za 1,4 mld zł. Dzisiaj je modernizujemy i rozwijamy jako niskoemisyjne jednostki - mówi Wojciech Dąbrowski, Prezes Grupy PGE

Przypomnijmy. W 2017 przejęła polskie aktywa EDF. Została w ten sposób największym producentem ciepła w naszym kraju i umocniła się na pozycji największego producenta energii elektrycznej. Kwota transakcji opiewała na 4,27 mld złotych. Już w momencie sprzedaży transakcja oceniana była przez analityków rynku kapitałowego za atrakcyjną dla PGE, wskaźniki EV/EBITDA szacowano na poziomie 4-5x/EBITDA. 

Przejęte aktywa EDF Polska zmieniły nazwę na PGE Energia Ciepła. W efekcie PGE o 25 proc. - do niemal 16 GW - zwiększyła swoją moc zainstalowaną elektryczną i o ok. 113 proc. - do ponad 5,7 GW - moc zainstalowaną cieplną, co uczyniło ze spółki największego producenta ciepła w Polsce.

Czy z perspektywy czasu transakcja przejęcia aktywów EDF miała biznesowe uzasadnienie? Zauważmy, że o repolonizacji aktywów energetycznych mówią także inni uczestnicy rynku m.in. PGNiG. Wojciech Dąbrowski, Prezes Grupy PGE ocenia całą transakcję jednoznacznie pozytywnie.

"Repolonizacja ciepłownictwa była konieczna, a cały proces zakończył się sukcesem dla Grupy PGE. Już w momencie sprzedaży transakcja oceniana była przez analityków rynku kapitałowego za atrakcyjną dla PGE, wskaźniki EV/EBITDA szacowano na poziomie 4-5x/EBITDA. Przejęcie aktywów pozwoliło nam na uzyskanie dodatkowych uprawnień do emisji CO2, które sprzedaliśmy za 1,4 mld zł. Gdyby je uwzględnić to transakcja wyniosła nas ok. 3 mld zł, czyli w przybliżeniu tyle ile te aktywa już wypracowały funkcjonujące w PGE. Dzisiaj je modernizujemy i rozwijamy jako niskoemisyjne jednostki. Kapitalne znaczenie ma fakt zapewnienia przez PGE bezpiecznych dostaw ciepła dla Polaków co jest priorytetem dla PGE, a ten aspekt nie ma żadnej ceny”

Obecnie, po I półroczu 2021 segment ciepłowniczy PGE wypracował bardzo dobry wynik finansowy. Półroczna EBITDA wyniosła ok. 0,7 mld złotych na co wpływ miał wysoki poziom sprzedaży ciepła, będący konsekwencją niższych temperatur. PGE Energia Ciepła nadal jest największym w Polsce producentem energii elektrycznej i ciepła, wytwarzanych w procesie wysokosprawnej kogeneracji. Posiada ok. 25% udziału w rynku ciepła z kogeneracji, 16 elektrociepłowni (o mocy cieplnej 6,8 GWt, mocy elektrycznej 2,5 GWe) i sieci ciepłownicze o długości 672 km.

PGE Energia Ciepła najpóźniej do 2025 r. podejmie decyzje inwestycyjne dotyczące zmiany paliwa węglowego na gazowe we wszystkich 16 ciepłowniach w kraju. Środki na ten cel będą pochodzić z wypracowywanego co roku przez spółkę zysku.