Trendy i prognozy cen hurtowych energii elektrycznej Energia elektryczna z powodu rosnącego zapotrzebowania i wysokich cen staje się coraz ważniejszym elementem gospodarki. Wartość rynku energii elektrycznej wyniosła ponad 50 miliardów złotych. Mimo prób bezpośredniej regulacji, zasadnicze powody wzrostu cen są możliwe do określenia, a przy jasno określonych założeniach również możliwe do prognozowania. Niepokojące trendy na rynku hurtowym Na rynku towarowym terminowym kontrakty forward rozpoczęły niewielki trend wzrostowy już od lipca 2017 r. (Rysunek 1). W sposób zdecydowany ceny zaczęły rosnąć od początku 2018 r., a w szczególności gwałtownie w drugiej połowie roku. Raz podniesione indeksy, pozostały przez cały ostatni rok na podobnym poziomie 260–270 zł/MWh. Kluczowym czynnikiem zewnętrznym mającym wpływ na ceny energii w Polsce jest cena uprawnień do emisji CO2 – EUA1. Wskazująca na nie, jako jedyny powód, narracja antagonizująca politykę Unii, idącą coraz ostrzej w stronę dekarbonizacji energetyki, jest trudna do podważenia. Jednakże pogłębiona analiza prowadzi do bardziej złożonych wniosków. W pewnym uproszczeniu podaż na Rynku Terminowym zależy od jednostek wytwórczych opartych na węglu kamiennym2. Postępujące w ostatnich 3 latach ceny węgla kamiennego napędzały stabilny wzrost cen energii. Pole oznaczone "pozostały koszt" zawiera konglomerat: koszty operacyjne, inwestycyjne, oraz potencjalne zyski. W pierwszym półroczu 2018 r. widoczny jest znaczący spadek sumy tych kosztów – w tym okresie spółki wytwórcze najprawdopodobniej ponosiły straty. W drugiej połowie 2018 r., kiedy ceny EUA nadal pięły się w górę, sytuacja odwróciła się. Można zaryzykować tezę, że sektor wytwarzania wykorzystał sytuację i pod pretekstem faktycznie szybujących w II półroczu 2018 r. kosztów uprawnień (skok z 15 do 25 Euro/t CO2) zawyżył bardziej, niż wynikałoby to z faktycznego wzrostu kosztów EUA, cenę na rynku hurtowym, osiągając pułap ponad 270 zł/MWh (skok o 80 zł/MWh). 19 grudnia 2018 r. prezes URE zarządził postępowanie wyjaśniające w tej sprawie. Złożono również zawiadomienie o podejrzeniu popełnienia przestępstwa. 29 maja 2019 r. złożył kolejne zawiadomienie dotyczące możliwości manipulacji cenami energii elektrycznej na rynku hurtowym, argumentując, że rosnące ceny uprawnień nie są wystarczającym powodem ostatnich wzrostów na giełdzie. Już na początku 2019 r. ceny spadły do oczekiwanych poziomów i od tego momentu są dokładniej skorelowane z cenami uprawnień, które z niewielkimi wahaniami podążają za trendem wzrostowym. Zmiany w organizacji rynku uprawnieniami do emisji (implementacja MSR3) oznaczają większą ingerencję w wolnorynkową naturę systemu ETS – powstrzymanie nadpodaży i rosnące ceny.  Potrzeba prognoz Ustalenie przyczyn wzrostu cen energii jest niezbędne do rozpoczęcia merytorycznej rozmowy na temat polityki energetycznej (aspekt dotychczas pomijany w debatach energetycznych) oraz oceny możliwości trwałego odwrócenia niepokojącego trendu w Polsce (w szczególności w sytuacji spadku cen w innych krajach UE)4. Postawiony problem wymaga badań symulacyjnych odniesionych do fundamentalnych założeń krajowej polityki energetycznej. Przeprowadzone analizy odnoszą się do nich wprost i są oparte na wynikach modelowania kosztów przeprowadzonych w kompleksowym raporcie "Średniookresowa prognoza kosztów wytwarzania i cen energii elektrycznej do 2040 roku – Raport i wyniki symulacji w formacie Excel". Analiza uzyskanych wyników jest uzupełniona o dyskusję i porównania z innymi prognozami.    Opis modelu prognostycznego Bieżące zjawiska w otoczeniu energetyki i trendy cenowe są niepokojące, ale jedocześnie trudne do przełożenia na prognozy. Wskazują raczej na konieczność odejścia od analiz statystycznych wyników historycznych i ekstrapolacji dotychczasowych trendów w stronę modelu kosztowego opierającego się na technicznych, ekonomicznych i politycznych założeniach, które składają się na długoterminowe trendy, na które nie wpływa sezonowość, a wpływ ewentualnych spekulacji na rynek i ceny zostaje automatycznie ograniczony. Rozpatrując polski system elektroenergetyczny z perspektywami znaczącej skali inwestycji i dywersyfikacji źródeł wytwarzania konieczny jest model prognostyczny uwzględniający wszystkie główne typy technologii i ich indywidualne charakterystyki. Opracowany przez IEO model opiera się na obliczeniach średniorocznych kosztów dla określonych technologii wytwórczych.  W obliczeniach kosztowych uwzględniane są: - koszty stałe: + eksploatacyjne + nakłady inwestycyjne, - koszty zmienne: + koszty paliwa + koszty uprawnienia do emisji CO2 + pozostałe koszty operacyjne. Obliczony na tej podstawie średnioważony koszt generacji (uwzględniający odpowiedni wolumen wytworzonej energii) powiększony o marżę stanowi średni koszt wytworzenia energii elektrycznej. Ta wielkość stanowi z kolei podstawę do obliczeń cen hurtowych. Ceny hurtowe w modelu są obliczane jako średni koszt wytworzenia energii pomniejszony o opłaty – parapodatki, które innymi kanałami (poza rynkiem hurtowym) są przenoszone bezpośrednio na odbiorcę końcowego.  W ramach "parapodatków" uwzględniono: - opłatę OZE, - opłatę przejściową, - opłatę mocową, - opłatę kogeneracyjną. Szacunki i prognozy wysokości powyższych opłat zostały przeprowadzone na podstawie założeń ustaw (OSR) i/lub już faktycznych efektów ich wprowadzenia (np. efektów przeprowadzonych aukcji). Powyższe założenia mają swoje ograniczenia – nie uwzględniają spekulacji i niedoskonałości rynku (silna monopolizacja rynku energii prowadzić będzie do wyższych cen energii w stosunku do wyników symulacji).   Większość niezbędnych danych do symulacji została bezpośrednio zaczerpnięta z Krajowego Planu na Rzecz Energii i Klimatu – m.in. struktura generacji, prognozy cen paliw, koszty eksploatacyjne. Działanie modelu zostało w pełni dostosowane do struktury danych KPEiK wymuszonych na wszystkich krajach członkowskich UE przez Komisję Europejską w rozporządzaniu o zarządzaniu unią energetyczną. W prognozie cen energii Instytut przyjął scenariusz PEK (tzw. Plan na Rzecz Energii i Klimatu) jako bazowy. W odróżnieniu od scenariusza ODN (odniesienia) jest bardziej spójny z polityką UE i dostosowany do wymagań Komisji Europejskiej.  Wyniki analiz Symulacje wskazują, że wzrosty cen energii są nieuniknione – najpierw głównie przez ceny uprawnień, w dalszym okresie przez nakłady inwestycyjne. Przy istniejących założeniach KPEiK największe wzrosty kosztów wytwarzania energii dokonały się częściowo w 2018 r., koszty rosną nadal (nawet jak w pełni nie mają przełożenia na ceny, które wzrosną spektakularnie w 2020 r.). Z uwagi na długoterminowe skutki wcześniejszych decyzji, nawet ewentualna zmiana polityki energetycznej nie wpłynie istotnie na zmianę wyników prognozy kosztów, przynajmniej do 2030 r. Natomiast prognozy cen energii, a zwłaszcza bieżące ich fluktuacje, wymagały głębszych analiz. Warto podkreślić, że ceny hurtowe w latach 2020–2025 będą w wysokim stopniu nieskorelowane z kosztami wytwarzania – zmieniająca się opłata OZE i opłata przejściowa, wprowadzenie opłaty mocowej i kogeneracyjnej gwarantują, że część kosztów zostanie przeniesiona z sektora wytwórczego do detalicznego w taryfach. Pomimo tego, że ustawa z 28 grudnia 2018 r. o zmianie Ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw częściowo obniża niektóre składniki ceny energii dla odbiorców (zmniejszona akcyza i opłata przejściowa), odbiorca końcowy w rachunku za energię odczuje całkowity ciężar wzrostów cen z powodów fundamentalnych, mimo że indeksy giełdowe na TGE mogą pokazywać inne trendy. Z uwagi na różne obciążenie cen energii kosztami u różnych odbiorców (wpływ polityki na rynek energii), różnie będą też kształtować się taryfy.    Weryfikacja modelu Założenia KPEiK użyte przez IEO w modelu prognostycznym pozwalają na reprodukcję wartości instrumentów giełdowych (Rysunek 3). Warto zaznaczyć ograniczoną obiektywność rzeczywistych indeksów giełdowych w formie notowanych na TGE kontraktów terminowych (w perspektywie 1–3 lat). Ceny energii z dostawą po 2020 r. są wnioskowane i ustalane na podstawie nieznacznych wolumenów – to nie bieżące kontrakty, ale kontrakty zawarte w przyszłości będą miały kluczowe znaczenie dla średnich cen hurtowych i kolejnych indeksów giełdowych rynku energii. Uwzględniając powyższe ograniczenia i bazując na znanych danych historycznych, dokonano weryfikacji ex post modelu prognostycznego IEO. Trendy i kształt zmian według modelu jest poprawny, a uzyskane wyniki stanowią podstawę do korekty i modyfikacji założeń, by zapewnić jak największą poprawność prognoz na lata do przodu.    Autorzy: Michał Jędra, Grzegorz Wiśniewski Instytut Energetyki Odnawialnej sp. z o.o. << powrót