Przedsiębiorcy boją się rachunków za prąd

Zmiany są blisko: wystarczy spojrzeć na to, jak biznes w naszym badaniu postrzega transformację energetyczną. 65,6 proc. ankietowanych w naszym badaniu zalicza proces związany z adaptacją do nowych potrzeb i modeli energetycznych za wyzwanie czekające firmy w najbliższym czasie. To grupa większa nawet niż firmy, które wyzwania dopatrują się we wzroście płac (58,8 proc.). Jednocześnie automatyzację postrzega w ten sposób dwukrotnie mniej przedsiębiorców (32,8 proc.), analogicznie – sztuczną inteligencję (31,3 proc.).

Czym tłumaczyć to przeświadczenie, że największe trudności czekają biznes właśnie w związku z energetyką? Zapewne po części medialnym rozmachem, jaki towarzyszy dyskusjom o konieczności dokonania transformacji energetycznej. Ale też temu, że ta transformacja nie zależy wyłącznie od wysiłku firm – w większej nawet mierze może zależeć od wysiłków państw, ich inwestycji oraz wprowadzanych przez nie regulacji, a także – od procesów, na które biznes ma nikły wpływ, jak sytuacja międzynarodowa czy rozwój zielonych technologii. A konsekwencje zaniechania zmian, choć dziś dosyć abstrakcyjne, mogą być poważniejsze niż w przypadku innych zjawisk, którym trzeba dziś stawiać czoła.

Z dolin na wyżyny. I prawie z powrotem

Kryzys zawitał na rynek energetyczny już jesienią 2021 roku, o czym mało się dziś pamięta – głównie za sprawą Gazpromu, który wówczas postanowił ograniczyć dostawy do swoich europejskich klientów. Ale prawdziwa katastrofa zaczęła się kilka miesięcy później, wraz z rosyjską agresją na Ukrainę: cena energii elektrycznej w szybkim tempie została wywindowana na poziom rzędu 2 tysięcy złotych za MWh.

Z perspektywy czasu tak astronomiczne ceny to już przeszłość. Europa w stosunkowo krótkim czasie zdołała stworzyć alternatywną sieć dostawców, częściowo przebudowała strukturę źródeł wytwarzania, utorowała drogę odnawialnym źródłom energii, wraca do energetyki atomowej. Ceny energii na rynku spadły bardziej niż czterokrotnie w stosunku do apogeum z 2022 r. „Średnia ważona wolumenem obrotu cena na RDN ukształtowała się w kwietniu br. na poziomie 357,93 zł/MWh” – oceniała Towarowa Giełda Energii w swoim podsumowaniu transakcji z kwietnia br. „Na RTPE średnia ważona cena kontraktu rocznego z dostawą pasmową w roku 2025 (BASE_Y-25) wyniosła w kwietniu 2024 r. 466,97 zł/MWh”. A w marcu było jeszcze taniej.

To wciąż więcej niż przed kryzysami, które dotknęły rynek energii – zwłaszcza w okresie pandemii, kiedy gospodarka wyhamowała, wiele firm ograniczało lub zawieszało działalność, przyhamowała produkcja w fabrykach, stanęła część usług. Wtedy energia była tania, producenci pospiesznie szukali możliwości zbytu, rynek mierzył się z katastroficznymi prognozami. Późniejsze odbicie gospodarcze wyznaczyło moment, w którym ceny odbiły się od dna. I na dziś trzeba sobie jasno powiedzieć, że w przewidywalnej perspektywie do cen z czasów pandemii już powrotu nie będzie. – Energia jest droga i droga pozostanie. Ale nie w efekcie kryzysu energetycznego, ale naszego przestarzałego miksu energetycznego – podsumowywał swego czasu w rozmowie z „Rzeczpospolitą” Łukasz Batory, ekspert do spraw energetyki w Kancelarii Modrzejewski i Wspólnicy.

Kopalne brzemię Polski

Trudno z nim dyskutować. Z danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych za kwiecień br. wynika, że elektrownie zasilane węglem kamiennym odpowiadały w tym czasie za 40,26 proc. produkcji, a te na węglu brunatnym – 20,07 proc. Czyli niemal dwie trzecie prądu w Polsce nadal pochodzi z węgla. A biorąc pod uwagę udział elektrowni zawodowych gazowych – 8,40 proc. – możemy mówić o daleko ponad dwóch trzecich. Elektrownie wiatrowe odpowiadają dziś w miksie energetycznym za 15,95 proc. wyprodukowanej energii elektrycznej, inne OZE – za 12,77 proc., natomiast elektrownie zawodowe wodne – za 2,55 proc.

Taka struktura produkcji w oczywisty sposób odbija się na cenach: użycie kopalin wiąże się zarówno z koniecznością ich pozyskania, jak i opłatami za emisję gazów cieplarnianych wynikającymi z systemu EU ETS. Ciąży to zarówno producentom energii elektrycznej, jak i – w jeszcze większym stopniu, biorąc pod uwagę, że polskie ciepłownictwo ma jeszcze bardziej niekorzystny miks – cieplnej. Przy czym zarówno ceny kopalin są dalekie od szczytów, na które wspięły się w 2022 i 2023 r., jak i wysokość opłat z systemu EU ETS jest dziś niska. Jeśli w marcu 2023 r. można było mówić o rekordzie – opłata dobiła poziomu 105 euro/t, to już rok później spadła do progu 55 euro/t, w marcu zaś średnio wyniosła 58,2 euro/t.

Choć ceny energii były istotnym wątkiem ubiegłorocznej kampanii wyborczej, to ani zmiana rządu, ani też pierwsze miesiące jego władzy nie przyniosły istotnych zmian w energetyce. Wiemy już, że raczej nie będzie większego przyspieszenia: po urealnieniu harmonogramu budowy elektrowni atomowej na Pomorzu można zakładać, że będzie ona oddana do użytku później, niż zapowiadał to – z nadmiernym optymizmem, bo któżby to był w stanie zweryfikwać – poprzedni rząd. Raczej nie przyspieszymy terminarza wyłączania elektrowni opartych na kopalinach. Innymi słowy, z tym przestarzałym miksem pozostaniemy jeszcze długo.

Promyk nadziei

Odrobinę optymizmu mogą jednak dać biznesowi i indywidualnym konsumentom energii zapowiedzi PSE. Nadzorca polskiego systemu elektroenergetycznego w marcu br. ogłosił, że w ciągu dekady na rozbudowę i modernizację sieci przesyłowych oraz innej infrastruktury energetycznej zamierza wydać rekordowe 64 mld złotych. Można tu mówić zatem o ponaddwukrotnym przyspieszeniu tempa inwestycji. Za tym jednak powinny pójść co najmniej analogicznie zwiększone inwestycje koncernów energetycznych, które odpowiadają za dystrybucję energii na szczeblu lokalnym. To na tym poziomie od lat są problemy z podłączaniem OZE i zapewne tu także kryją się źródła nagminnych w ostatnich miesiącach wyłączeń źródeł zielonej energii z powodu... nadprodukcji.

To bowiem paradoks polskiego rynku energetycznego. OZE mogłyby odpowiadać za większy odsetek produkowanej energii: przybywa inwestycji tego typu, rozwija się potencjał, przybywa mocy. Ale na rynku odbija się to w nieproporcjonalnie małym stopniu, o czym świadczyła duża liczba odmów przyłączenia do sieci, przeciągające się terminy przyłączenia, a w ostatnim czasie wspomniane wyłączenia.

Ubocznym skutkiem tej sytuacji może być jednak bardziej dynamiczny rozwój rynku kontraktów PPA (power purchase agreement), czyli de facto bezpośredniego zakupu zielonej energii u jej dostawców, w coraz większej mierze realizowanych też w oparciu o własną infrastrukturę dystrybucyjną. „Dotychczas w Polsce zawarto około 80 ujawnionych umów PPA, z czego zdecydowana większość przypada na okres ostatnich dwóch lat oraz oparta jest o źródła fotowoltaiczne i wiatrowe na lądzie” – oceniają eksperci firmy konsultingowej Deloitte w analizie opublikowanej kilka tygodni temu na firmowym blogu. Opisują stopniowy wzrost cen w takich kontraktach, z poziomu 250 zł/MWh do 450 zł/MWH na cenowej „górce”. – W zależności od technologii wytwarzania, możliwe do zabezpieczenia poziomy cenowe w ryzykownym z perspektywy odbiorcy modelu pay-as-produced oscylują w przedziale 350–400 zł/MWh, przy cenie rocznych kontraktów terminowych na TGE na poziomie ok. 450 zł/MWh. (…) Rozwój technologii oczywiście obniża koszty budowy i utrzymania, niemniej, dopóki stopy procentowe kształtować się będą na aktualnych poziomach, może być trudno zakładać powrót do cen w umowach PPA poniżej 300 zł/MWh, niezależnie od warunków panujących na rynku energii elektrycznej” – prognozują.