W ostatnich miesiącach z wypiekami na twarzy obserwujemy ceny energii na giełdach. Ale ile dostawcy naprawdę płacą za prąd, który nam sprzedają?

Polacy przeszli w ostatnich miesiącach kurs wiedzy na temat giełdowych cen energii. W internecie i mediach drukowanych co i rusz pojawiały się nagłówki o horrendalnych cenach prądu. Sęk w tym, że te ceny dotyczyły z reguły niewielkiego procenta transakcji zakupu energii. Większość dużych dostawców kupuje prąd w tzw. kontraktach terminowych, z wyprzedzeniem. Zarówno jedne (bieżące), jak i drugie (na rynku terminowym) ceny energii ostatnio spadły, choć wciąż pozostają wysokie. Jak to się wszystko skończy i czy możemy liczyć na szybki powrót do normalności?

Ceny energii na giełdach spadły w ostatnich miesiącach, ale pozostają wciąż dużo wyższe niż przed wojną, a rząd postanowił wprowadzić radykalne zmiany, ustalając ceny maksymalne dla gospodarstw domowych, małych i średnich spółek oraz samorządów. Warto wiedzieć, że zamrożenie cen energii nie spowoduje, że będzie ona tańsza. Ktoś będzie musiał za to zapłacić: albo firmy energetyczne (będą kupowały drożej, sprzedawały taniej), albo państwo (czyli na koniec podatnicy), refundując energetykom konieczność tańszego sprzedawania energii.

Ciekawe? Po przeczytaniu wróć tutaj, kliknij i odkryj sprawdzone patenty Samcika na ochronę przed inflacją

Koszty będą liczone w dziesiątkach miliardów złotych. Dlaczego tak dużo? Przecież patrząc na wysokie ceny energii na giełdach, wygląda na to, że firmy energetyczne dziś zarabiają krocie na sprzedawaniu energii. A więc nie ucierpią, jeśli będą sprzedawały dużą część tego prądu po zamrożonej cenie z zeszłego roku.

Bieżące ceny energii: kto kupuje prąd za takie pieniądze?

Kłopot w tym, że trudno policzyć realny bilans zysków i strat firm energetycznych, bo bieżąca cena rynkowa prądu na rynku tak naprawdę niewiele mówi. Na rynku tzw. spot kupuje się energię w małych ilościach, „interwencyjnie”, gdy danemu odbiorcy jej chwilowo brakuje.

Większość zakupów prądu – zwłaszcza tych większych – zawiera się na rynku terminowym, z dużym wyprzedzeniem. To oznacza, że ani sprzedawcy z reguły nie sprzedają prądu po cenie bieżącej (spot), ani kupujący nie kupują jej zwykle na takich warunkach. Zwykle są to zakupy energii w ramach kontraktów terminowych.

Zawierane na rynku surowców i energii elektrycznej transakcje zasadniczo dzielą się na dwie grupy: spotowe i terminowe. Kontrakty spotowe zawierane są na sprzedaż od razu, z bieżącą dostawą. W przypadku energii elektrycznej jest to tzw. rynek dnia bieżącego i następnego, co oznacza, że dziś sprzedana energia elektryczna zmieni właściciela tego samego lub kolejnego dnia. Ceny energii elektrycznej na rynku spotowym mogą się wahać nawet o kilkadziesiąt procent w ciągu doby i są zależne od aktualnego popytu na energię, produkcji prądu z OZE, od cen uprawnień do emisji CO2 oraz cen surowców.

Na rynku spot kupuje się energię do bieżącego zużycia. W większości przypadków jednak ilość potrzebnej w danym czasie energii da się z wyprzedzeniem przewidzieć. I do tego służą kontrakty terminowe. To takie zabezpieczenie sprzedawcy i producenta energii przed wahaniami cen.

Producent energii, mając zawarty taki kontrakt, wie, ile energii sprzeda, a więc ile musi zabezpieczyć surowców i jakich przychodów może się spodziewać. Sprzedawca z kolei, dzięki kontraktowi terminowemu ma pewność, że otrzyma zamówioną energię, którą będzie mógł sprzedać odbiorcom po ustalonej wcześniej cenie. No i tę cenę dla odbiorcy też może łatwiej ustalić, wiedząc, po ile w przyszłości kupi energię.

Oczywiście kontrakty terminowe na energię też są wahliwe, ale nie w takim stopniu jak ceny na rynku spot. Wpływ na cenę kontraktu na dostawę energii na przyszły rok mają np. kontrakty terminowe na surowce niezbędne do produkcji energii (głównie węgiel i gaz), ale również koszty zakupu unijnych uprawnień do emisji dwutlenku węgla (to jest główny element wahliwości cen kontraktów).

Popyt na energię w ramach kontraktów terminowych jest znacznie bardziej wrażliwy na cenę niż na rynku spot. Jeśli ktoś musi kupić energię, bo jutro będzie jej potrzebował jak tlenu – to kupuje, niezależnie od ceny. Jeśli zaś kontraktuje energię potrzebną mu na kolejny rok – może czekać na odpowiednio atrakcyjną cenę kontraktu terminowego.

W sierpniu, przy najwyższych w historii notowaniach kontraktów terminowych, zostało zawartych bardzo niewiele transakcji. Dlatego nawet ceny kontraktów terminowych nie mówią nam wszystkiego o tym, po jakiej cenie energia jest realnie sprzedawana prawdziwym odbiorcom.

Analizując wzrost cen, warto brać pod uwagę średnią wartość wszystkich zawartych kontraktów terminowych na energię elektryczną z dostawą na dany rok. Ta w przypadku kontraktów na 2023 r. wzrosła, ale tylko dwukrotnie, nie siedmiokrotnie, jak (w pewnym momencie) cena na rynku spot. To znacznie mniej od okresowych wzrostów cen surowców – węgla w portach ARA, węgla na rynku krajowym i gazu, a także uprawnień do emisji CO2. Dynamika zmian cen poszczególnych elementów tego rynku jest duża, dlatego ocena tego, ile zarabiają producenci energii, jest trudna.

Czytaj też: Skąd wzięła się zasada, że o cenie energii decyduje ostatnia, najdroższa megawatogodzina? Oszczędzać energię czy zmieniać zasady gry?

Ile naprawdę kosztuje „zrobienie” prądu?

W okresie największej paniki ceny kontraktów energii na 2023 r. (Base-Y23) skoczyły w Polsce do poziomu 2500 zł/MWh w stosunku do ceny 450 zł/MWh w roku poprzednim. Taki poziom powodował, że praktycznie każdy odbiorca energii w Polsce – gdyby rzeczywiście musiał tyle płacić – byłby narażony na bankructwo. Ale ostatnio nastąpił spadek cen kontraktów na 2023 r. do poziomu ok. 930 zł/MWh.

Są to poziomy niewątpliwie bardziej uzasadnione obecną sytuacją rynkową i prawdopodobnie do zaakceptowania przez większość przedsiębiorców. Co spowodowało spadek tych cen i czy ta tendencja będzie trwałą? Czy decyzje o zamrożeniu cen prądu nie zaowocują efektem odwrotnym od pożądanego i – po okresie krótkiego spokoju – znowu będziemy się musieli zmierzyć z rosnącymi cenami energii?

Żeby odpowiedzieć sobie na te pytanie, trzeba spojrzeć na mix energetyczny w Polsce i zrozumieć, jakie są prawdziwe koszty wytworzenia energii w poszczególnych typach elektrowni. Trzeba zrozumieć, które rodzaje paliwa są obecnie najtańsze przy wytwarzaniu energii elektrycznej, a które najdroższe, i jak to wpływ na ostateczną cenę energii. Jak jest faktyczna zależność pomiędzy popytem na energię elektryczną a ostateczną ceną.

Najniższy koszt wytwarzania energii elektrycznej mają elektrownie oparte o zieloną energię, w tym przede wszystkim elektrownie wiatrowe i solarne. Właściwie główny koszt, jaki muszą pokryć to koszt amortyzacji i usług serwisowych, pozostałe koszty, czyli koszt paliwa oraz koszt CO2, czy też zielonych certyfikatów w praktyce dla nich nie istnieją. Oczywiście każdy producent zielonej energii ma trochę inny koszt, ale w sumie większość z nich mieści się w przedziale 50-100 zł/MWh.

Na drugim miejscu mamy elektrownie oparte o węgiel brunatny. Według szacunków przedstawionych w październiku br. w raporcie BloombergNEF, koszt polskiego węgla brunatnego może oscylować wokół 14–28 euro za tonę (65–130 zł, 15–30 dolarów), a jego wartość energetyczna wynosi ok. 2 000 kcal, czyli trzy razy mniej niż w przypadku węgla kamiennego sprzedawanego na świecie. Z kolei posłanka PiS Małgorzata Janowska w wywiadzie do Rzeczpospolitej (08.10.22) przekazała, że koszt produkcji energii elektrycznej z węgla brunatnego bez certyfikatów CO2 to 210 zł/MWh, natomiast po uwzględnieniu kosztów CO2 wynosi ok. 530 zł/MWh.

Nie wiem, czy te wyliczenia uwzględniają koszty amortyzacji instalacji i jej serwisowania, ale można bezpiecznie przyjąć, że elektrownia na węgiel brunatny powinna wyjść na swoje przy cenie energii elektrycznej na poziomie ok. 600 zł/MWh.

W następnej kolejności są elektrownie oparte o węgiel kamienny, z tym że tu jest duże zróżnicowanie w efektywności tych elektrowni (od 30% w przypadku starych bloków o mocy 200 MW do 45% w przypadku najnowszych bloków nadkrytycznych o mocach ok. 900-1000 MW). Dlatego zastosujemy tu pewne uproszczenie i przyjmiemy, że do wyprodukowania 1 MWh energii potrzeba ok. 0,5 tony węgla. Ceny węgla też mogą znacznie się różnić ze względu na fakt, że część koncernów energetycznych posiada swoje własne kopalnie, a część nie.

Z oficjalnych danych publikowanych przez PGE możemy dowiedzieć się, że koszt zakupionego węgla to aktualnie 350 zł/t. Doliczając do tego koszt certyfikatów CO2 ok. 320 zł/t, koszt amortyzacji i napraw kolejne 50 zł/MWh, wychodzi nam, że elektrownie opalane węglem kamiennym są droższe niż brunatnym, gdyż koszt wytworzenia w ich przypadku wynosi ok. 545 zł/t, ale jeśli uwzględnić marżę – to już 600 zł/MWh powinno być satysfakcjonujące dla takiego wytwórcy.

Jest jednak jedno „ale” – mówimy o węglu krajowym, który, jak wiemy, nie pokrywa wszystkich potrzeb energetyki węglowej. Natomiast węgiel importowany jest dużo droższy i może kosztować w okolicach 1000-1200 zł/t. Taki koszt węgla powoduje, że cena wytworzenia w elektrowni węglowej rośnie z 545 zł/MWh do 970 zł/MWh, a to jest już dużo.

Pojawia się więc podstawowe pytanie, jakie jest zapotrzebowanie energetyki na węgiel importowany. W 2021 r. wydobyliśmy 42 mln ton węgla energetycznego, a spaliliśmy 57 mln ton. Różnicę w połowie pokryło wykorzystanie większości z rekordowych zapasów powstałych w czasie pandemii (w tym zapasów zgromadzonych przez Rządową Agencję Rezerw Strategicznych), a w połowie import (głównie z Rosji).

W tym roku zapasów już jednak nie ma, więc pozostał nam import, bo wydobycie węgla energetycznego może wzrosnąć najwyżej symbolicznie. To oznacza, że drogi importowany węgiel będzie stanowił 26% całości zużytego węgla w energetyce. Biorąc pod uwagę cenę węgla krajowego oraz importowanego wychodzi na to, że średni koszt produkcji z takiego miksu to 656 zł/MWh.

Zgodnie z propozycjami rządowymi od 1 grudnia do końca 2023 r. maksymalna cena prądu dla mikro, małych i średnich firm będzie wynosić 785 zł/MWh netto. Taka cena powinna pokryć z nawiązką koszty wytworzenia w większości elektrowni poza elektrowniami opartymi o gaz, oczywiście przy obecnych cenach węgla oraz CO2. Zakładając optymistyczny scenariusz – ta cena powinna obowiązywać również w dłuższym okresie.

Pozostaje kwestia elektrowni opartych o gaz ziemny. Jak pokazuje powyższy wykres, stanowią one zaledwie 8% ogólnej produkcji energii elektrycznej w Polsce. W horyzoncie nawet jednego roku można ograniczyć udział tych elektrowni dwoma sposobami: po pierwsze ograniczyć zużycie energii elektrycznej, na co po cichu liczy chyba rząd i po drugie, zwiększyć skalę inwestycji w fotowoltaikę i energię wiatrową. Jeśli chodzi o energię wiatrową, to pierwsze farmy na morzu będą uruchomione za min. 4 lata, natomiast w kwestii wiatraków na lądzie, Sejm ciągle nie uchwalił nowej ustawy.

Mamy tu więc prosty scenariusz: albo rząd odblokuje inwestycje w farmy wiatrowe na lądzie i będziemy mogli liczyć na spadek cen energii już za 2 lata, albo to się nie stanie i wtedy musimy się liczyć z tym, że ceny energii nie spadną, a nawet nieznacznie wzrosną do czasu uruchomienia farm wiatrowych na morzu. Drugą zmienną są ceny węgla i gazu na świecie i tutaj musimy bacznie obserwować rozwój energetyki odnawialnej w UE, USA oraz Chinach.

Czytaj też: Mamy własny węgiel, a za prąd płacimy jak za zboże. Czy zniesienie obowiązku handlu prądem na giełdzie coś zmieni?

Czytaj też: Ile prądu zużywają urządzenia, które masz w domu? Czy masz szansę zmieścić się w limicie 2000 kWh rocznie? Czy opłaca się zmienić taryfę?

Bieżące ceny prądu wysokie? Czy zielona energia je obniży?

Unia Europejska poczyniła w ostatniej dekadzie bardzo duże inwestycje w odnawialne źródła energii. Niestety postanowiła też w międzyczasie ograniczyć produkcję energii elektrycznej z węgla oraz atomu, zastępując ją importowanym z Rosji gazem. To zaowocowało obecnym kryzysem, kiedy UE została odcięta od dostaw gazu z Rosji. Pytanie, jak długo ten kryzys może potrwać i co musiałoby się stać, żeby szybko przywrócić rynek do względnej równowagi.

Generalnie produkcja energii elektrycznej z gazu wynosi ok. 550 TWh rocznie, co stanowi 19% całkowitej pozyskanej energii w UE. W tym jest 172 TWh wyprodukowanych z gazu rosyjskiego, czyli ok. 31%.

Całkowita produkcja energii elektrycznej w krajach EU-27 wyniosła w 2021 r. mniej więcej 2 840 TWh, co oznacza, że produkcja energii z rosyjskiego gazu stanowiła zaledwie 6% całkowitej produkcji energii.

Drugim elementem jest wzrost produkcji ze źródeł odnawialnych, który w długim okresie powinien pozwolić w dużej mierze uniezależnić się od źródeł kopalnych. Jak wynika z analizy Eurostatu, w 2020 roku udział odnawialnych źródeł energii w unijnym miksie energetycznym wyniósł 37%. Najwięcej energii przyniosła energetyka wiatrowa (36%), a zaraz potem energetyka wodna (33%), fotowoltaika (14%) oraz biomasa (8%). Największy udział OZE w produkcji energii odnotowano w Austrii – zielona energia pokryła 78,2% zapotrzebowania kraju. Polska znalazła się dopiero na 22. miejscu z udziałem OZE wynoszącym 16,2%. Aktualny plan zakłada, że w roku 2030 udział zielonej energii elektrycznej będzie na poziomie ok. 45%.

Udział zielonej energii w ogólnym miksie energetycznym w UE i cel na 2030 r.

Źródło: European Environment Agency

Przy utrzymaniu założonego tempa wzrostu produkcji zielonej energii już w 2024 r. zużycie gazu w celach energetycznych mogłoby spaść o wielkość, którą zapewniał nam gaz rosyjski. Ten cel możemy osiągnąć wcześniej z dwóch powodów:

– po pierwsze w UE tak jak i w Polsce będzie bardzo duża presja na ograniczenie konsumpcji energii elektrycznej. Jeśli uda się obniżyć tę konsumpcję o zaledwie 3% spowoduje to spadek zapotrzebowania na energię elektryczną o 85 TWh, czyli 50% tego, co uzyskiwaliśmy z rosyjskiego gazu;

– po drugie rządy europejskie już od początku wojny w Ukrainie bardzo mocno wspomagają inwestycje w odnawialne źródła energii. Dlatego przyrost produkcji zielonej energii o 170 TWh możemy osiągnąć szybciej.

Są oczywiście ryzyka związane z tym scenariuszem, gdyż dużo będzie zależało od aktualnej produkcji energii elektrycznej w elektrowniach atomowych we Francji i Niemczech. Jak na razie rząd niemiecki uległ presji przedsiębiorców i wydłużył okres działania elektrowni atomowych. Innego typu ryzyka to np.: warunki pogodowe typu wietrzność, temperatura w zimie, nieplanowane awarie dużych elektrowni w UE, czy też stan wód w rzekach.

Ale na to wszystko nie mamy wpływu, więc tempo rozbudowy mocy w energetyce odnawialnej będzie tu kluczowe, jeśli chodzi o ceny energii i uniezależnienie się od gazu jako aktualnie najdroższego nośnika energii.

——————–

POSŁUCHAJ TEŻ PODCASTU:

W 132. odcinku podcastu „Finansowe Sensacje Tygodnia” rozmawiamy o cenach energii i o tym, jak możemy zredukować nasze rachunki za prąd. Wspólnie z Włodzimierzem Cupryszakiem, ekspertem ds. regulacji w Polskim Komitecie Energii Elektrycznej, próbujemy odpowiedzieć na pytanie, czy zamrożenie cen energii to dobry pomysł, kto za to wszystko zapłaci, jakie są szanse na tańszy prąd oraz jak ograniczyć wzrost rachunków za energię. Zaprasza Maciej Samcik. Do posłuchania pod tym linkiem.

———————–

Ile będzie kosztował prąd za kilka lat?

Sytuacja, jeśli chodzi o ceny energii, wydaje się być opanowana, przynajmniej w Polsce. Natomiast to, czy nastąpi dalszy spadek cen energii w roku 2024, jest mocno uzależnione od postępów jeśli chodzi o rozwój energetyki odnawialnej zarówno w Polsce oraz UE. W przypadku UE to jesteśmy o to spokojni, jako że obecne ceny energii są niezwykle atrakcyjne jeśli chodzi o plany inwestycyjne prywatnych firm.

W związku z tym możemy się spodziewać istotnego przyspieszenia tychże inwestycji już w przyszłym roku, co pozwoli na automatyczne obniżenie cen energii. Co więcej, kontrakty na ceny energii w Niemczech na kolejne 3 lata pokazują, spadek tychże cen z poziomu ok. 450 euro/MWh w 2023 r. do poziomu 230 euro/MWh w 2024 r. oraz 190 euro/MWh w 2025 r. Przeliczając to na złote, mówimy o cenach na poziomie ok. 1000 zł/MWh w latach 2024-2025. Spadek cen będzie jeszcze większy pod koniec roku, kiedy będzie już wiadomo jakiej zimy możemy się spodziewać.

Jeśli chodzi o Polskę, to sytuacja jest mniej przewidywalna, ze względu na mieszanie się polityków w sprawy gospodarcze. Natomiast jesteśmy przekonani, że wiele firm prywatnych wykaże się tu oddolną inicjatywą w zakresie ograniczenia zużycia energii elektrycznej i zwiększaniu inwestycji w panele słoneczne, co spowoduje, że nawet mizerne postępy w budowie nowych farm wiatrowych na lądzie w Polsce, zostaną skompensowane przynajmniej dużymi oszczędnościami w zużyciu energii na poziomie 6-8% w 2023 r.

————————————–

W artykułach poświęconych kształtowaniu cen energii korzystamy z danych Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej, Partnera blogu „Subiektywnie o Finansach”

zdjęcie tytułowe Wim vam t’Einde/Unsplash