Ceny energii elektrycznej spadły w minionym tygodniu do poziomów widzianych ostatnio wiosną tego roku. Mimo to są one bardzo wysokie względem roku poprzedniego. Skutkują one wysokimi marżami producentów energii. Zdaniem analityków Instytutu Jagiellońskiego największym motorem wzrostu cen nie jest paradoksalnie cena węgla czy uprawnień do emisji CO2, a braki mocy w produkcji prądu, co jest czynnikiem obiektywnym.

Czytaj więcej

Ceny energii spadły. To jednak nie efekt likwidacji obligo giełdowego

Dwa rynki

Po pierwsze, mówiąc o cenach hurtowych energii elektrycznej należy pamiętać, że mamy do czynienia z dwoma rynkami – mówią analitycy Instytutu Jagiellońskiego (IJ). Jeden segment to tzw. rynek terminowy (z dostawą energii w przyszłości, tj. za tydzień, miesiąc, kwartał, rok), a drugi to tzw. segment spot (z dostawą energii jutro lub dziś). Jak wynika z danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE), ok. 84 proc. łącznego obrotu energią na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) to terminowe kontrakty roczne, sprzedawane dziś na rok następny.

Średnia miesięczna cen energii na rynku dnia następnego (czerwona linia) i terminowego (linia czarna

Średnia miesięczna cen energii na rynku dnia następnego (czerwona linia) i terminowego (linia czarna).

rp.pl

Ceny energii na 2023 rok

Zdaniem Instytutu Jagiellońskiego, od wielu miesięcy ceny rocznego kontraktu terminowego (BASE_Y+1) na dostawy energii elektrycznej w 2023 r. w zasadzie idealnie podążają za przewidywanymi przez rynek kosztami wytwarzania z gazu ziemnego (opartymi o ceny gazu oraz CO2 na rok 2023). – Ponieważ koszty wytwarzania z węgla (paliwo i CO2) oszacowane dla warunków 2023 r. są znacząco niższe, sytuacja ta skutkuje odpowiednio wysokim marżami dla węgla na 2023 r. – piszą analitycy.

Średnia miesięczna cen energii na rynku terminowym (kontrakt na rok następny) dla poszczególnych tec

Średnia miesięczna cen energii na rynku terminowym (kontrakt na rok następny) dla poszczególnych technologii ( czarna linia – starsze elektrownie węglowe, niebieska linia – źródła gazowe, czerwona linia – cena energii na giełdzie).

rp.pl

Ceny na rynku dnia następnego

W przypadku rynku spot (dnia następnego), analitycy IJ podkreślają, że ceny są napędzane przez koszty wytwarzania (paliwo oraz emisje CO2), ale także przez bieżącą rezerwę mocy wytwórczych w elektrowniach. Im mniejsza rezerwa mocy (z uwagi na awarie, remonty, braki paliwa) tym większa presja na wzrost ceny energii spot. - W sierpniu średni poziom rezerw mocy wyniósł 11 proc. i był najniższy od wielu miesięcy. To korelowało z najwyższymi cenami spot energii elektrycznej. We wrześniu poziom rezerw wzrósł do średnio 12,4 proc., co koreluje ze spadkiem cen spot. W ujęciu wielomiesięcznym korelacja ta (tj. im niższy poziom rezerw, tym wyższa cena spot i na odwrót) jest bardzo silna – podkreślają analitycy.

Rezerwa mocy w polskim systemie elektroenergetycznym.

Rezerwa mocy w polskim systemie elektroenergetycznym.

rp.pl

Z czego składa się marża elektrowni i od czego zależy?

Marża elektrowni zależy z jednej strony od kosztu paliwa oraz kosztu zakupu uprawień do emisji CO2 (koszty te określane są jako koszty zmienne wytwarzania), a z drugiej strony – od ceny energii elektrycznej. Spółki energetyczne mają w swoim parku wytwórczym różne elektrownie oparte na węglu kamiennym, brunatnym i gazie. Jednostki różnią się także sprawnością co znaczy, że nowoczesne bloki węglowe jak np. blok B11 w Kozienicach czy Opole B5 i B6 przy takiej samej porcji węgla są w stanie wyprodukować więcej energii przy mniejszej emisji CO2 niż starsze bloki węglowe. Takich jednostek jak B11 w Kozienicach czy B5 i B6 w Opolu jest w Polsce jednak niewiele (5 na węgiel kamienny, 4 na węgiel brunatny), a dominują bloki z lat 80, 70 i 60 (ponad 60 bloków). Jak więc oszacować marżę dla tak zróżnicowanego portfela elektrowni? W uproszczeniu można przyjąć, że nowoczesne jednostki pracują z wyższą sprawnością, w polskich warunkach ok. 45 proc. (czyli ich koszty są niższe), a starsze – z niszą sprawnością, ok. 35 proc. (mają wyższe koszty). Musimy pamiętać także o przywołanym wcześniej podziale rynku energii elektrycznej na dwa segmenty (terminowy oraz spot) i w sposób współmierny oszacować koszty.

Cena węgla – największa niewiadoma

Aby poprawnie uchwycić marże wytwórców energii elektrycznej, należy od ceny energii odjąć koszty wytwarzania, szacowane dla tych samych warunków. Dla rynku spot, cena energii powinna być zestawiona ze spotowymi kosztami wytwarzania; dla rynku terminowego cena energii powinna być zestawiona ze terminowymi kosztami wytwarzania – wskazują analitycy IJ. Jednocześnie zauważają, że o ile dla gazu ziemnego oraz CO2 publicznie dostępne są ceny spot oraz terminowe, o tyle pojawia się problem z cenami węgla. Dotychczas jedyne oficjalnie liczby na jakich można bazować to ceny węgla podawane przez Agencję Rozwoju Przemysłu z dwumiesięcznym opóźnieniem – tzw. indeks PSCMI_1. Jak podaje Agencja, jest to cena ustalana jako średnia ważona z transakcji zrealizowanych na polskim rynku węgla energetycznego, zafakturowanych w danym miesiącu kalendarzowym. Można więc uznać, że odzwierciedla warunki spot, ale nic nie mówi na temat cen na rok przyszły. Na europejskim rynku węgla ceny spot oraz terminowe ilustruje tzw. indeks ARA, obliczany dla różnych horyzontów czasowych.

ARP podaje, że indeks PSCMI_1 wynosił za lipiec 16,2 zł za GJ. Co ciekawe, związkowcy górniczej Tauron Wydobycie ujawnili, że do elektrowni Tauron Polska Energia, a więc z tej samej grupy, trzy kopalnie Taurona sprzedają węgiel po 25 zł za GJ. „Jest to cena gwarantowana tylko na miesiąc wrzesień. Natomiast na rynku zewnętrznym elektrownie płacą od 45 do 50 zł za GJ (dostawy spotowe – red.). Na rynkach ARA ta cena jest jeszcze wyższa” – ujawnili związkowcy. Informacje podane przez związkowców rzucają nowe światło na ceny węgla w Polsce, generalnie owiane w kraju tajemnicą. Co więcej jak zdradził „Rzeczpospolitej” prezes Bumechu (właściciel prywatnej kopalni Silesia) Artur Siewierski ceny węgla w transakcjach zawieranych od II kwartału 2022 r. i w transakcjach jednorazowych czy krótkoterminowych stabilizują się na poziomach istotnie powyżej notowań ARA.

Jak wyglądają marże wytwórców energii elektrycznej?

Analitycy Instytutu Jagiellońskiego przy wszystkich niedoskonałościach danych o cenach węgla w Polsce, od miesięcy szacują marże dla poszczególnych typów jednostek wytwórczych. Patrząc na cenę terminową energii na Towarowej Giełdzie Energii notowaną we wrześniu br., wynosiła ona średnio 1782 zł za MWh w kontrakcie na 2023 r. i jak wspomniano powyżej, odzwierciedla koszty wytwarzania z gazu ziemnego (znacząco wyższe niż koszty wytwarzania z węgla). Wyliczony dla elektrowni na węgiel kamienny o sprawności 35 proc. koszt zakupu uprawnień do emisji CO2 wynosił ok. 322 zł za MWh, a koszt paliwa – ok. 569 zł za MWh (przy założeniu cen węgla ARA z dostawą na przyszły rok; jak tłumaczy IJ, koszt paliwa obliczono na podstawie notowań ARA, z uwagi na brak rynku terminowego węgla w Polsce.). Po odjęciu powyższych kosztów zmiennych od ceny energii, marża dla warunków roku 2023 r. to ok 891 zł za MWh.

rp.pl

W przypadku elektrowni o wyższej sprawności (45 proc.) szacowana przez IJ na podstawie danych za wrzesień 2022 marża to ok. 1089 zł.

rp.pl

Jak te wyliczenia na 2023 r. mają się do danych dla warunków spot? Średnia cena energii elektrycznej na tym rynku wynosiła we wrześniu 855 zł za MWh. Koszty emisji CO2 (blok 35 proc.) oszacowano na 322 zł za MWh, a koszty węgla kamiennego na 167 zł za MWh (w oparciu o wskaźnik PSCMI_1), co daje szacowaną marżę rzędu 366 zł za MWh.

rp.pl

Dla bloku na węgiel kamienny o wyższej sprawności (45 proc.), marża dla warunków spot wyniosła 475 zł.

rp.pl

Jak na sprawę zapatrują się spółki?

Drugi co do wielkości producent prądu w Polsce, poznańska Enea podkreśla w odpowiedzi na pytania „Rzeczpospolitej”, że obserwowane ceny energii nie mają bezpośredniego związku z jednostkowymi marżami osiąganymi przez wytwórcę w danej instalacji - czy to instalacji odnawialnego źródła energii, czy też konwencjonalnych zasilanych węglem kamiennym, czy wreszcie gazowych, a tu marży od czasu kryzysu gazowego nie ma. Straty na MWh przy wysokiej cenie gazu wynoszą nawet 811 zł na rynku spot w efekcie rekordowych cen paliwa gazowego.

Enea tłumaczy także, że w przestrzeni publicznej mylona jest marża z zyskiem. - Marża spółek energetycznych to nie jest ich zysk. Koncerny są zobowiązane do realizacji miliardowych inwestycji w odnawialne źródła energii oraz dystrybucję. Są one niezbędne, by na przestrzeni nadchodzących lat ograniczać wzrost cen i utrzymać bezpieczne dostawy energii. Jednocześnie na bardzo trudnym rynku spółki energetyczne muszą zabezpieczać dostawy surowców oraz kupować drożejące prawa do emisji dwutlenku węgla w systemie EU ETS – wyjaśnia Enea.

Rynek mówi sprawdzam

Mimo to, rynek ma nadal wątpliwości czy nie dochodzi do zmowy cenowej. Firma doradcza w sektorze energii, Energy Solution informowała w sierpniu, że wystąpił z apelem do rządu i władz instytucji nadzoru przyczyn ponadprzeciętnych wysokich marż wytwórców energii i wdrożenie mechanizmów, które ukrócą takie praktyki i doprowadzą do rzetelnej wyceny energii. Jej zdaniem wysokie ceny za prąd nie przekładają się na średnią ceny węgla i kosztu zakupu uprawnień do emisji CO2. Teraz podmiot ten zdecydował się na podjęcie kroków formalnych w związku z brakiem działań rządu w kierunku urealnienia wycen energii elektrycznej. Pierwszym z nich jest skarga do prezesa UOKiK (Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów).– W naszej opinii, PGE i Enea wykorzystały swoją dominującą pozycję na rynku wytwarzania energii elektrycznej oferując zakup tej energii z rażąco wygórowaną marżą. Możliwość zastosowania takiej marży wynikała ze struktury rynku wytwarzania energii elektrycznej w Polsce – wskazuje Artur Sarosiek, prezes Energy Solution.

UOKiK jeszcze w wakacje przekazywał, że wpłynęły pierwsze tego typu skargi. Będziemy się przyglądać temu rynkowi w ramach narzędzi, którymi dysponujemy. – Jednocześnie wyjaśniamy, że Prezes UOKiK ani nie zatwierdza cen prądu dla gospodarstw domowych (to kompetencja Prezesa URE), ani nie może ingerować w wysokość opłat ustalanych przez przedsiębiorców w ofertach rynkowych (np. dla nowych klientów) – zastrzegał jeszcze w lipcu UOKiK.