Energia tanieje, ale rachunki nie spadają. Najwięcej zapłacą najsłabsi

• Pomimo harmonizacji przepisów i postępującej integracji rynków energii w Unii Europejskiej rzeczywiste koszty dla odbiorców końcowych są nadal silnie zróżnicowane.
• Rzetelna dyskusja o kosztach transformacji energetycznej wymaga analizy pełnych kosztów ponoszonych przez odbiorców energii elektrycznej - nie zaś ograniczania się jedynie do cen giełdowych.
• Obecna struktura podziału kosztów nie jest ani sprawiedliwa społecznie, ani efektywna gospodarczo.

Transformacja energetyczna - jej kształt, tempo i sposób finansowania - zdeterminuje rozwój Polski na całe dekady - czytamy w raporcie „Zielony rachunek sumienia; prawdziwe koszty transformacji energetycznej - przyszłość cen energii i naszych rachunków" Centrum Strategii Rozwojowych.

Nie można mówić o odpowiedzialnej transformacji energetycznej bez spojrzenia na cały system. Po drugie - obecny sposób finansowania tej transformacji w Polsce uderza najmocniej w najsłabszych uczestników życia gospodarczego: małe firmy, punkty usługowe, gastronomię, domy pomocy. To oni ponoszą dziś największe koszty zmian, które miały być wspólne, sprawiedliwe i przyszłościowe. Ale nie tylko oni - także duży przemysł w Polsce, mimo ulg i preferencji, płaci dziś więcej niż jego konkurenci z Europy Zachodniej

- ocenia Kamil Orzeł, prezes zarządu, członek Rady Fundacji Centrum Strategii Rozwojowych.

Jak dodaje to realne zagrożenie dla konkurencyjności gospodarki i sygnał, że obecny model podziału kosztów wymaga gruntownego przemyślenia.

Zdaniem prezes CSR, transformacja musi być kontynuowana - ale musi też być racjonalna. Jak stwierdza, system kosztowy wymaga korekty: tak, by z jednej strony nie osłabiał konkurencyjności, a z drugiej - nie spychał odpowiedzialności na tych, którzy mają najmniej siły, by ją udźwignąć. Tylko uczciwa diagnoza daje szansę na wypracowanie optymalnych, realistycznych i sprawiedliwych rozwiązań.

Z raportu wynika także, że rzetelna dyskusja o kosztach transformacji energetycznej wymaga analizy pełnych kosztów ponoszonych przez odbiorców energii elektrycznej - nie zaś ograniczania się jedynie do cen giełdowych.

Na końcowy rachunek za energię składają się nie tylko koszty jej zakupu i dystrybucji, lecz także szereg opłat regulacyjnych związanych z finansowaniem systemów wsparcia dla nowych źródeł, utrzymaniem rezerw mocy oraz bieżącym bilansowaniem krajowego systemu elektroenergetycznego - w tym zapewnieniem równowagi między produkcją a zużyciem oraz stabilnych parametrów pracy sieci, takich jak częstotliwość i napięcie

- czytamy.

Autorzy dokumentu stwierdzają, że pomimo harmonizacji przepisów i postępującej integracji rynków energii w Unii Europejskiej rzeczywiste koszty dla odbiorców końcowych są nadal silnie zróżnicowane. Wynika to z lokalnych różnic w miksie energetycznym, sposobie alokacji kosztów systemowych oraz przyjętych zasad redystrybucji obciążeń.

W czasie kryzysu energetycznego większość państw UE wdrożyła tymczasowe mechanizmy ochronne - dopłaty, obniżki podatków i taryfy regulowane - które ograniczyły wzrost rachunków gospodarstw domowych. Jak jednak podkreślono - ceny płacone przez odbiorców indywidualnych nie odzwierciedlają pełnych kosztów systemu i nie powinny być traktowane jako miara efektywności polityki energetycznej.

Lepsze odzwierciedlenie rzeczywistych kosztów oferuje analiza wydatków odbiorców instytucjonalnych.

W ostatnich latach to właśnie najmniejsze firmy - takie jak podmioty usługowe, gastronomiczne czy handlowe - ponosiły najwyższe jednostkowe koszty energii, nawet kilkukrotnie wyższe niż przemysł ciężki. Wynika to m.in. z konstrukcji taryf dystrybucyjnych, braku siły negocjacyjnej i nieproporcjonalnego obciążenia kosztami regulacyjnymi

- pisze CRS.

Jak zauważono w raporcie, w większości państw UE odbiorcy przemysłowi są traktowani preferencyjnie. Tymczasem w Polsce ten model jest odwrócony - przedsiębiorstwa energochłonne nie korzystają ze wsparcia o skali podobnej do tego, którym cieszą się ich europejscy konkurenci, co przekłada się na spadek konkurencyjności krajowego przemysłu. Obecna struktura alokacji kosztów nie jest ani sprawiedliwa społecznie, ani efektywna gospodarczo.

W dokumencie podkreślono także, że przez lata Polska korzystała z przewagi kosztowej wynikającej z dwóch czynników: niskich kosztów eksploatacji zamortyzowanej infrastruktury oraz opóźnień we wdrażaniu odnawialnych źródeł energii, co oznaczało brak obciążeń związanych z systemami wsparcia - wymagających znacznych nakładów na początkowym etapie rozwoju technologii. Obie te przewagi zostały jednak utracone. Nakłady inwestycyjne na sieci dystrybucyjne wzrosły z 6,3 mld zł w 2020 r. do 9,9 mld zł w 2023 r., a w kolejnych latach przekroczą 12 mld zł rocznie.

Równocześnie rosną zobowiązania wynikające z rozstrzygniętych aukcji OZE, przede wszystkim z kontraktów różnicowych (CfD), a także planowanych wypłat wsparcia dla morskiej energetyki wiatrowej

- czytamy.

Autorzy dokumentu oceniają, że dynamiczny przyrost mocy zainstalowanej w OZE był możliwy dzięki korzystnemu splotowi okoliczności:

• dostępności wolnych mocy przyłączeniowych;
• spadającym kosztom inwestycyjnym;
• wysokim cenom energii na rynku oraz atrakcyjnym systemom wsparcia, które zapewniały inwestorom satysfakcjonujący zwrot z kapitału.

Obecnie jednak większość tych czynników traci na znaczeniu - koszty inwestycyjne przestały spadać, przyłączanie nowych instalacji wymaga kosztownej rozbudowy sieci, a rosnąca konkurencja między źródłami odnawialnymi prowadzi do tzw. efektu kanibalizacji, czyli obniżania cen uzyskiwanych przez producentów (capture price). W nadchodzących latach ceny te mogą spaść nawet poniżej 50 proc. średnich cen SPOT. Oznacza to, że wykorzystaliśmy rezerwy proste transformacji.

W raporcie stwierdzono także, że dalszy wzrost mocy zainstalowanej w OZE będzie prowadził do coraz częstszych okresów z bardzo niskimi, a nawet ujemnymi cenami energii.

Zjawisko to wynika w dużej mierze z nieefektywności obowiązujących mechanizmów wsparcia. Instalacje odnawialne - zwłaszcza te objęte net meteringiem - kontynuują generację nawet wtedy, gdy wiąże się to z koniecznością dopłaty do energii oddawanej do sieci, ponieważ korzystają z gwarantowanych przywilejów prawnych. Ze względu na konstytucyjną ochronę praw nabytych zmiana tych zasad dla już istniejących instalacji jest niemożliwa. W konsekwencji należy spodziewać się, że zjawisko ujemnych cen energii będzie towarzyszyć polskiemu systemowi elektroenergetycznemu jeszcze przez co najmniej kilkanaście lat.

Autorzy przyznają, że nie można jednoznacznie przesądzić, czy dalszy rozwój OZE przełoży się na obniżenie średnich kosztów energii dla odbiorców końcowych - przede wszystkim ze względu na rosnące koszty systemowe wynikające ze zmieniającej się struktury rynku. Kluczowym czynnikiem będzie tutaj wzrost kosztów rynku mocy, związany ze spadającą rentownością konwencjonalnych jednostek wytwórczych, które - mimo coraz rzadszej pracy - muszą pozostawać w gotowości na wypadek okresów niedoboru generacji z OZE (tzw. Dunkelflaute).

Jak wynika z dokumentu, równolegle będą rosły koszty systemów wsparcia dla OZE. Zjawisko to będzie efektem trzech nakładających się na siebie procesów: zwiększającego się wolumenu energii objętej wsparciem, inflacyjnej indeksacji stawek gwarantowanych oraz spadku cen rynkowych w okresach wysokiej generacji ze źródeł odnawialnych - co skutkuje rosnącą różnicą pomiędzy ceną rynkową a ceną gwarantowaną i generuje wyższe dopłaty.

Transformacja energetyczna nie jest jednorazowym wysiłkiem modernizacyjnym, lecz procesem ciągłym - cyklem odtwarzania i wymiany infrastruktury, który będzie towarzyszył gospodarce przez kolejne dekady - podkreślono w raporcie.

Dotyczy to zarówno źródeł wytwórczych, jak i infrastruktury sieciowej. Wbrew powszechnemu przekonaniu zakończenie jednego z etapów transformacji nie oznacza trwałych oszczędności - urządzenia ulegają zużyciu, technologie się starzeją, a w obszarze bezpieczeństwa systemowego pojawiają się coraz to nowe wyzwania.

Jak zauważa CSR, pomimo licznych wyzwań inwestycje w nowe moce wytwórcze są niezbędne - wiele obecnie funkcjonujących jednostek ma ponad 40 lat i wymaga kosztownych modernizacji lub całkowitego zastąpienia. Kształt przyszłego miksu energetycznego będzie w dużej mierze zależał od kierunku polityki państwa oraz przyjętych mechanizmów wsparcia. Dalsza transformacja wymaga rzetelnej kalkulacji długofalowych kosztów - dodano w dokumencie.

W ocenie autorów raportu, transformacja prowadzona zbyt szybko i bez analizy pełnych kosztów może doprowadzić do utrwalenia nieoptymalnych rozwiązań, których obciążenia będą odczuwalne przez odbiorców przez dziesięciolecia - jak w przypadku opłaty przejściowej, która wciąż funkcjonuje, mimo że wynika z decyzji sprzed ponad 20 lat.

Ciekawe, że analiza danych z państw europejskich z lat 2019-2023 nie potwierdza tezy, że wyższy udział odnawialnych źródeł energii - w szczególności fotowoltaiki i energetyki wiatrowej - prowadzi do niższych rachunków za energię dla odbiorców końcowych. Zaobserwowana korelacja była słaba i statystycznie nieistotna.

- Choć technologie niskowęglowe charakteryzują się niskimi kosztami zmiennymi, to jednocześnie generują znaczne koszty inwestycyjne i systemowe - związane m.in. z budową infrastruktury, zapewnieniem bezpieczeństwa, gospodarką odpadami czy subsydiami. Finalnie wszystkie te koszty są przenoszone na odbiorców końcowych - czytamy.