Sytuacja wytwórców energii może skutkować wzrostem cen prądu
Andrzej Diakun zrezygnował z funkcji prezesa Elektrotimu
31 października 2019
KGHM „zatrudni” psy do ratowania ludzi
31 października 2019
„Konieczność ponoszenia przez wytwórców energii wysokich kosztów zakupu uprawnień i sfinansowania dodatkowych inwestycji modernizacyjnych skutkować będzie wzrostem cen energii elektrycznej dla odbiorców końcowych, w tym odbiorców przemysłowych, obniżając konkurencyjność polskiej gospodarki” – uważają analitycy PKO BP.
Sytuacja wytwórców energii będzie w najbliższym czasie stabilna – pisze w swoim raporcie Anna Senderowicz, z departamentu analiz ekonomicznych PKO BP. I dodaje, że wysoka cena hurtowa energii i zielonych certyfikatów będzie sprzyjać wyższym przychodom, natomiast po przeciwnej stronie będą m.in. rosnące ceny uprawnień do emisji CO2 i spadek produkcji z konwencjonalnych źródeł energii.
„W kolejnych latach kontynuowane będą inwestycje w nowe moce wytwórcze. Większość projektów inwestycyjnych realizowanych przez spółki energetyczne ma opóźnienia w stosunku do pierwotnie deklarowanych terminów, niektóre projekty wypadły z planów inwestycyjnych. Ostatnio ukończono rozbudowę Elektrowni Opole, wkrótce gotowe będą bloki w Stalowej Woli, Jaworznie, Turowie” – pisze w analizie Senderowicz.
W 2018 r. największymi wytwórcami energii elektrycznej w Polsce byli: PGE (42,9 proc. całkowitej produkcji energii elektrycznej, -0,6 pkt. proc. r/r), Energa (17 proc.) i Tauron (10 proc.). PGE po przejęciu spółek energetycznych grupy EDF stała się również liderem na rynku sprzedaży do odbiorców końcowych, wyprzedzając dominującą przez wiele lat grupę Tauron.
I tak, w I pół. 2019 r. poprawiły się wyniki ekonomiczne wytwórców ze względu na wyższą dynamikę przychodów ogółem (+42,7 proc. r/r) niż kosztów działalności (+37,6 proc. r/r).
„Wzrost przychodów, mimo wyraźnego spadku produkcji energii ze źródeł konwencjonalnych, wynikał m.in. z większego wolumenu energii pochodzącej z OZE, wyższej rynkowej ceny energii elektrycznej (średnia cena na rynku konkurencyjnym w I kw. 2019 r. wynosiła 241,81 zł/MWh; +38,2 proc. r/r, w II kw. 2019 r. wzrosła do 247,21 zł/MWh; +32,8 proc. r/r), a także wyższych przychodów ze sprzedaży praw majątkowych z OZE. Wzrost kosztów był związany z zakupem droższych uprawnień do emisji CO2 oraz wyższymi cenami krajowego węgla. Rentowność sprzedaży netto zwiększyła się osiągając wartość 9,5 proc. na koniec I pół. 2019 r. vs 6,5 proc. na koniec I pół. 2018 r. Bieżąca płynność finansowa w I pół. 2019 r. poprawiła się r/r, osiągając poziom 1,07 (vs 0,91 w I pół. 2018 r.)” – czytamy w analizie.
Jak podają analitycy banku, w pierwszych 3 kwartałach tego roku rynek uprawnień do emisji CO2 charakteryzował się bardzo dużą zmiennością cen. Różnica pomiędzy minimum a maksimum notowań wyniosła 11 euro (min. 18,70 euro/t 21.02; max. 29,77 euro/t 23.07)
„Czynnikami, które kształtowały sytuację na rynku uprawnień do emisji były: – niepewność co do przyszłości Wielkiej Brytanii w UE, a tym samym w systemie EU ETS; – rozliczenie przez KE emisji za 2018; – kształtowanie się cen surowców energetycznych oraz – poziom produkcji z OZE. Średnia cena notowań EUA w I-III kw. 2019 r. wyniosła 24,85 euro/t (+72,7 proc. r/r)” – pisze Senderowicz.
Rozwojowi odnawialnych źródeł energii ma pomóc nowelizacja ustawy o OZE, która weszła w życie w sierpniu tego roku. Dzięki tegorocznym aukcjom (25.11-13.12.19) – czytaj także: Prezes URE ogłasza kolejne terminy aukcji OZE – będą mogły powstać odnawialne źródła energii o mocy 3,4 GW.
Jak czytamy w analizie, ceny hurtowe energii w krajach ościennych są niższe niż w Polsce ze względu na różnice w miksie paliwowo-technologicznym. W I pół. 2019 r. średnia cena energii w Polsce była wyższa niż w Niemczech (o 63 zł/MWh), Czechach (o 55 zł/MWh) i w Szwecji (o 54 zł/MWh).
Według URE w latach 2018-32 przedsiębiorstwa energetyczne planują oddać do eksploatacji łącznie ponad 11,9 GW nowych mocy wytwórczych; jednocześnie liczba planowanych wycofań mocy wytwórczych z eksploatacji w tym okresie wyniesie ok. 11,8 GW.
Koszty, wprowadzonego w zeszłym roku, rynku mocy w latach 2021- 30 szacowane są na niemal 30 mld zł, poniosą je odbiorcy końcowi w postaci tzw. opłaty mocowej.
„Moc jest towarem, który można kupować i sprzedawać. Jednostki, wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, polegającego na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu w okresach napiętego bilansu mocy (tzw. okresach zagrożenia), będą wynagradzane. Koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu w postaci tzw. opłaty mocowej począwszy od 2021. Koszt rynku mocy w latach 2021-30 szacuje się na niemal 30 mld zł” – czytamy w analizie.
rb
