Polski przemysł płaci za prąd najwięcej w regionie

Polski przemysł traci konkurencyjność wobec firm podobnego typu działających w sąsiednich krajach – wynika z analizy Instytutu Jagiellońskiego.

Już teraz duzi odbiorcy prądu płacą 69 euro za 1 MWh, czyli najwięcej w regionie (wobec 57 euro w przypadku przedsiębiorstw czeskich i 38 euro – niemieckich, po uwzględnieniu rekompensat dla przemysłu energochłonnego). Ta różnica będzie się utrzymywać w kolejnych latach. W perspektywie 2023 r. – jak wskazuje Instytut – można oczekiwać 78 euro w Polsce (w tym powyżej 65 euro/MWh na rynku hurtowym), 68 euro w Czechach i 48 euro w Niemczech.

Czytaj także: Prąd spycha firmy na skraj rentowności. Chcą rekompensat

Ze względu na zużycie energii niezbędnej do wytworzenia finalnych produktów aktualnie obserwowane wzrosty cen energii będą najsilniej odczuwalne w sektorze chemicznym. Insttut Jagielloński wskazuje tu na Grupę Azoty, Orlen, Lotos, Ciech, ale też huty (zarówno stali jak i szkła), przemysł elektromaszynowy, cementownie i górnictwo.

„Nie bez znaczenia pozostaje wzrost kosztów transportu spowodowany wzrostem cen energii zarówno dla transportu pasażerskiego, ale przede wszystkim dla transportu towarowego, który znajdzie przełożenie w kosztach innych producentów wpływając na pogorszenie konkurencyjności naszej gospodarki oraz pogorszenie wskaźników inflacyjnych” – czytamy w analizie. Eksperci widzą ryzyko przenoszenia produkcji do krajów z niższymi kosztami energii. A to oznacza, że na znaczeniu straci argument niższych kosztów pracy.

Sposobem na optymalizację kosztów dla odbiorców instytucjonalnych (przedsiębiorstwa, samorządy) mogą być tzw. grupy zakupowe (po ewentualnej zmianie zasad ich funkcjonowania) czy bezpośrednie kontraktowanie z wytwórcą (tzw. corporate PPA), co jest już popularne w Skandynawii, Wielkiej Brytanii i Holandii.

Wzrost cen energii spowodowany rosnącymi cenami uprawnień do emisji CO2 stawia w trudnej sytuacji także spółki handlujące prądem. Różnica pomiędzy ceną sprzedaży a ceną kupna na europejskich rynkach towarowych mocno urosła w ostatnich miesiącach. Niektóre spółki obrotowe głosiły z tego powodu upadłość. Co więcej, mniejsi gracze na tym rynku – licząc na spadek ceny i wypracowanie marży – nie zabezpieczyli kontraktów zawieranych z klientami, co przyczyniło się do podniesienia cen.

W trudnej sytuacji mogą się też znaleźć dystrybutorzy. Bo droższa energia może skutkować wprowadzaniem ograniczeń w jej pobieraniu ze względów ekonomicznych. To zaś doprowadzi do zmniejszenia przychodu regulowanego właścicieli sieci. „Stosowana od lat przez URE polityka ograniczania poziomu wzrostu cen energii dla gospodarstw domowych doprowadziła do sytuacji w której ceny końcowe nie pokrywają kosztów ponoszonych przez sprzedawców będących operatorami systemów dystrybucyjnych (OSD), a pomimo tego muszą dokonywać tej sprzedaży w ramach cen taryfowych. Poniesione w obszarze gospodarstw domowych straty były zawsze „odzyskiwane” w marżach osiąganych w ramach sprzedaży do odbiorców, jednak już same wzrosty cen ze względu na wzrosty cen hurtowych są dla wielu odbiorców nie do przyjęcia” – czytamy w raporcie. W ocenie ekspertów Instytutu, w lepszej sytuacji są OSD, którzy w ramach pionowo zintegrowanych grup energetycznych posiadają własne kopalnie i źródła wytwórcze, gdyż w całym łańcuchu kosztów mogą stosować ceny pozbawione marż. Z kolei grupy bez własnego wytwarzania są zakładnikiem wzrostu cen energii i każdy wzrost musi zostać przełożony na wzrost ceny dla odbiorcy końcowego.

Pewnym antidotum na hurtowy wzrost cen energii miało być wprowadzenie przez Ministerstwo Energii stuprocentowego obliga giełdowego. Jednak Instytut Jagielloński wskazuje, że trudno oczekiwać spadków cen hurtowych biorąc pod uwagę analizę fundamentalną strony kosztowej. -Wyprodukowanie jednej megawatogodziny energii elektrycznej to koszt nawet rzędu ponad 270 zł biorąc pod uwagę cenę węgla na poziomie 100 USD/tonę i cenę uprawnienia do emisji CO2 na poziomie 25 euro/tonę – wskazują eksperci.