Oszacowanie wpływu ustaleń październikowego szczytu unijnego na przyszłe ceny energii elektrycznej. Sławomir Skwierz

Transkrypt

1 Oszacowanie wpływu ustaleń październikowego szczytu unijnego na przyszłe ceny energii elektrycznej Sławomir Skwierz Słowa kluczowe: energia elektryczna, ceny energii, polityka klimatyczna, redukcja emisji CO 2, Streszczenie: W artykule zaprezentowano wyniki analiz mających na celu ocenę wpływu uzgodnień zawartych na szczycie unijnym z dnia października 2014 r. w Brukseli na ceny energii elektrycznej dla odbiorców końcowych. Przedstawiono szczegółowe porównania cen energii elektrycznej dla dwóch dużych grup odbiorców: przemysłu i gospodarstw domowych, dla scenariusza zakładającego realizację postanowień szczytu i scenariusza odpowiadającego przewidywaniom, co do kierunków rozwoju sektora energii i trendów kształtowania się cen energii elektrycznej sprzed szczytu. Celem dokonanych porównań było znalezienie odpowiedzi na pytanie, czy rzeczywiście wynegocjowana przez stronę polską pula uprawnień do emisji CO 2, które mogą zostać przyznane energetyce w okresie nieodpłatnie, umożliwi uniknięcie wzrostu cen energii elektrycznej dla odbiorców końcowych wynikającego z wdrażania w Polsce polityki klimatycznej. 1. WSTĘP Bardzo istotną kwestią z punktu widzenia gospodarki kraju, jak również zwykłego obywatela, wynikającą z ustaleń szczytu unijnego z dnia października 2014 r., jest ich wpływ na wysokość przyszłych rachunków za energię głównie elektryczną. Gdy emocje związane z tym wydarzeniem już opadły, przyszedł czas na dokonanie szczegółowych kalkulacji w celu znalezienia odpowiedzi na pytanie: czy rzeczywiście udało się uchronić polską gospodarkę i społeczeństwo przed przewidywanym wzrostem cen energii, związanym z wdrażaniem unijnej polityki klimatycznej. Należy mieć świadomość, że wiele z zawartych w konkluzjach Rady zapisów zostało przedstawionych w sposób bardzo ogólny i dopiero poszczególne akty wykonawcze do zaproponowanych rozwiązań pozwolą na szerszą ocenę sytuacji. Można powiedzieć, że po zakończeniu szczytu wiemy bardzo niewiele, jeśli chodzi o 1

2 osiągnięte dla nas kompromisy, natomiast to co z punktu widzenia funkcjonowania naszej gospodarki może stanowić duże wyzwanie, zostało zapisane stosunkowo czytelnie. W artykule zaprezentowano wyniki prac analitycznych przeprowadzonych w ARE S.A., których celem było oszacowanie przyszłych kosztów wytwarzania energii elektrycznej oraz poziomów cen energii elektrycznej dla odbiorców końcowych (przemysł i gospodarstwa domowe), przy założeniu realizacji postanowień szczytu. Scenariusz ten nazwano scenariuszem Dekarbonizacji (Scen_Dek). Następnie dokonano odpowiednich porównań, na podstawie których określono procentowe zmiany poziomów cen energii elektrycznej w odniesieniu do scenariusza Kontynuacji (Scen_Kont). Scenariusz Kontynuacji odpowiada przewidywaniom, co do kierunków rozwoju sektora energii i trendów kształtowania się kosztów wytwarzania i cen energii elektrycznej sprzed szczytu. Dodatkowo przeprowadzono stosowne obliczenia dla scenariusza Bez polityki klimatycznej (Scen_BPK), które również zamieszczono w porównaniach. Scenariusz BPK ma charakter czysto hipotetyczny z uwagi na nasze członkostwo w strukturach UE założono w nim brak polityki klimatycznej i konieczności ponoszenia kosztów z tytułu zakupu uprawnień w systemie ETS. Horyzont analizy został przyjęty do 2030 r., choć prawdopodobnie największe skutki przyjętych rozwiązań będą odczuwalne po tym okresie, ze względu na dalsze pogłębianie celów redukcyjnych, oraz wygaśnięcie mechanizmów mających na celu ich łagodzenie. 2. KLUCZOWE Z PUNKTU WIDZENIA ANALIZY USTALENIA SZCZYTU W ostatnim czasie w mediach przetoczyła się fala komentarzy, dyskusji i różnego rodzaju interpretacji dotyczących wyników szczytu i ich konsekwencji dla Polski. Podzielamy opinię większości z nich, mówiących o tym, że na tym etapie naprawdę trudno wyciągnąć w sposób jednoznaczny pełne wnioski z uwagi na to, że dokument zawierający konkluzje RE jest bardzo ogólny. Niemniej jednak, na jego podstawie można przyjąć klika najbardziej kluczowych założeń umożliwiających w miarę rzetelne przeprowadzenie obliczeń, szczegółowo opisanych w artykule. To co nie podlega dziś dyskusji po ogłoszeniu wyników szczytu, to fakt wejścia krajów UE na ścieżkę dekarbonizacji gospodarki zaproponowaną przez Komisje Europejską w styczniu 2014 r., oznaczającą w perspektywie 2030 r. redukcję emisji CO 2 o 40% na poziomie UE w odniesieniu do roku 1990 i bardzo prawdopodobne dalsze jej zaostrzanie w perspektywie 2050 r. Cel redukcji do 2030 r. został rozdzielony na dwa limity: unijny limit 2

3 dla sektora ETS redukcja o 43% do 2030 w odniesieniu do 2005 r., co oznacza zwiększenie liniowego współczynnika redukcji z 1,74% do 2,2% rocznie po roku 2020 oraz limit dla sektora non-ets 30% do 2030 r. w odniesieniu do 2005 r. (rys. 1) [3]. Cel UE: ograniczenie emisji CO2 do 2030 r. o conajmniej 40% w odniesieniu do 1990 r. ETS Redukcja 43% w odniesieniu do 2005 r non-ets Redukcja 30% w odniesieniu do 2005 r. Rys. 1. Cele redukcji emisji CO 2 w UE w perspektywie 2030 r. Jednym z ważniejszych elementów zaproponowanych przez KE, wydaje się być Mechanizm Rezerwy Stabilizacyjnej MSR (ang. Market Stability Reserve), który ma zostać wprowadzony w celu umożliwienia sterowania ilością uprawnień będących w obrocie w ramach systemu ETS, a tym samym wpływania na poziom cen uprawnień do emisji CO 2. Dzięki takiemu rozwiązaniu możliwe będzie podniesienie cen uprawnień do emisji CO 2 w sposób pseudorynkowy do poziomów, w których konwencjonalne jednostki węglowe stracą swoją konkurencyjność w odniesieniu do stosunkowo drogich technologii OZE. W zamian, strona polska wynegocjowała pewną pulę uprawnień, które będzie można przydzielać krajowym przedsiębiorstwom energetycznym nieodpłatnie (po spełnieniu przez beneficjentów takiej pomocy szeregu warunków m.in.: związanych z przeprowadzeniem odpowiednich inwestycji). Zgodnie z informacjami podanymi przez resort środowiska w okresie od , Polska będzie mogła maksymalnie przydzielić bezpłatne uprawnienia energetyce na ok. 282 mln ton CO 2 [1]. Dodatkowo energetyka może liczyć na wsparcie finansowe z funduszu modernizacyjnego mającego powstać wskutek sprzedaży rezerwy obejmującej 2 proc. uprawnień w zakresie systemu ETS. Udział Polski w tej rezerwie ma być równoważny uprawnieniom do emisji 135 mln ton CO 2, jednak wynikające z tej puli kwoty 3

4 pieniężne (ich wysokość będzie uzależniona od cen uprawnień) mają zostać przeznaczone głównie na rozwój OZE i poprawę efektywności energetycznej. Poniżej przedstawiono w celach porównawczych, diagramy podsumowujące liczbę przyznanych Polsce uprawnień dla okresu oraz przewidywaną liczbę uprawnień na lata mln ton [Pula uprawnień przydzielona Polsce do zbycia na aukcjach] w tym: 405 mln ton [Darmowe uprawnienia dla energetyki] mln ton [Pula uprawnień przydzielona Polsce dla sektorów narażonych na tzw. ucieczkę emisji (ang. carbon leakage)] = 1414 mln ton [Całkowita pula uprawnień przydzielona Polsce] 984 mln ton [Pula uprawnień przydzielona Polsce do zbycia na aukcjach] w tym: 282 mln ton [Darmowe uprawnienia dla energetyki] mln ton [Pula uprawnień przydzielona Polsce dla sektorów narażonych na tzw. ucieczkę emisji (ang. carbon leakage)] = 1329 mln ton [Całkowita pula uprawnień przydzielona Polsce] Rys. 2. Liczba uprawnień przyznana Polsce w ramach systemu ETS Przedmiotem ustaleń szczytu w zakresie regulacji emisji GHG był okres przypadający na lata Zarówno w pierwszym jak i drugim okresie mamy do czynienia z trzema rodzajami uprawnień: 4

5 1. Uprawnienia przydzielone do zbycia na aukcjach, zgodnie ze zweryfikowaną emisją (dla okresu pula przydzielonych uprawnień wynosi: 984 mln ton. 706 mln ton wyliczone wg historycznej emisji mln ton czyli 10% dla państw, których PKB jest mniejsze niż 90% średniej UE w 2013 r.) 2. Darmowe uprawnienia dla energetyki (dla okresu maksymalnie 282 mln ton, czyli zapisane w konkluzjach Rady 40% zweryfikowanych emisji historycznych) 3. Uprawnienia dla sektorów narażonych na tzw. ucieczkę emisji (dla okresu ich ilość przydzielona Polsce wynosi: 345 mln ton). 3. ZAŁOŻENIA DO OBLICZEŃ W ramach analizy, dokonano obliczeń dotyczących przewidywanych cen energii elektrycznej zgodnie z przyjętymi założeniami w scenariuszu Dekarbonizacji (Scen_Dek), a następnie porównano otrzymane wyniki ze scenariuszem Kontynuacji (Scen_Kont) i Bez polityki klimatycznej (Scen_BPK). W tym celu wyznaczono dla rozpatrywanych scenariuszy optymalną strukturę mocy i produkcji jednostek wytwórczych w KSE. Poszczególne scenariusze zostały sporządzone dla szeregu założeń wspólnych, wymienionych w dalszej części artykułu. Elementy różnicujące wyglądają następująco: 1. Scenariusz dekarbonizacji gospodarki (Scen_Dek) oparto na przyjętych w konkluzjach RE z dnia października ustaleniach. Założono w nim wzrost cen uprawnień do emisji CO 2 na podstawie scenariusza referencyjnego Energetycznej Mapy Drogowej 2050 r. (Impact Assessment) [2]. Ze względu na rosnące w czasie wymagania w zakresie redukcji emisji CO 2 oraz funkcjonowanie mechanizmu MSR w rozpatrywanym scenariuszu założono ceny uprawnień wyższe niż w scenariuszu Kontynuacji, choć i tak ich poziom należy uznać za stosunkowo konserwatywny (jest to najniższa z przedstawionych ścieżek w Impact Assesment). Ceny uprawnień do emisji CO 2 EUR/t (Scen_Dek) Przyjęto, że energetyka otrzyma darmowe uprawnienia do emisji CO 2 (282 mln ton) rozdzielone na poszczególne lata w okresie wg zamieszonego poniżej harmonogramu, opartego na szacunkach własnych. 5

6 mln ton Przydział darmowych uprawnień Rys. 3. Harmonogram przydziałów bezpłatnych uprawnień do emisji CO 2 w ramach systemu ETS w latach (szacunki własne). Ceny paliw przyjęto w oparciu o projekcje Międzynarodowej Agencji Energetycznej (World Energy Outlook New Policies Scenario) [4] 2. Scenariusz Kontynuacji (Scen_Kont) oparto na przewidywaniach co do kierunków rozwoju sektora energii sprzed szczytu. Ceny paliw oraz uprawnień do emisji CO 2 założono na podstawie projekcji MAE (WEO_2013 Current Policy Scenario) Ceny uprawnień do emisji CO 2 EUR/t (Scen_Kont) Scenariusz Bez polityki klimatycznej (Scen_BPK) charakteryzuje się przede wszystkim wyższymi cenami węgla i gazu ziemnego w porównaniu z pozostałymi scenariuszami i zerowymi kosztami zakupu uprawnień do emisji CO 2. Pozostałe założenia, które są wspólne dla rozpatrywanych scenariuszach opierają się na następujących przesłankach: wzrost PKB w kraju w okresie ok. 3,2 % średniorocznie spadek liczby ludności w latach z 38,5 mln do 37,6 mln kontynuacja dotychczasowych trendów w zakresie poprawy efektywności energetycznej i uwzględnienie wszelkich wymogów UE (z wyjątkiem tych, które dla poszczególnych scenariuszy zostały wyodrębnione w zakresie redukcji CO 2 ) funkcjonowanie systemów wsparcia dla OZE i wysokosprawnej kogeneracji do 2030 r. (dla elektrowni wiatrowych na morzu do 2035 r.) w oparciu o obowiązujące i 6

7 projektowane prawo w tym zakresie (do cen dla odbiorców końcowych wliczono koszty wsparcia, które są znaczne szczególnie w przypadku OZE) polityka fiskalna państwa w zakresie opodatkowania energii elektrycznej nie ulegnie zmianie wypełnienie przez sektor wytwórczy wszelkich norm emisyjnych nałożonych przez prawodawstwo unijne dotyczących SO 2, NOx i pyłów. Parametry techniczno ekonomiczne istniejących jednostek wytwórczych przyjęto do obliczeń na podstawie danych statystycznych gromadzonych w bazie danych ARES, natomiast dla nowych, na podstawie parametrów przyjętych w PPEJ [5]. 4. WYNIKI Przeprowadzone analizy względnego wzrostu kosztów wytwarzania energii elektrycznej w jednostkach konwencjonalnych, które w tym rozpatrywanym okresie nadal będą odgrywały kluczową rolę w strukturze produkcji, wskazują, że należy spodziewać się wzrostu tych kosztów od co najmniej 6% na początku do 18% na koniec rozpatrywanego okresu, wynikającego z przyjętych ustaleń na szczycie w Brukseli (Scen_Dek) w porównaniu z projekcjami dla scenariusza Kontynuacji (Scen_Kont). Wzrost ten nastąpi głównie na skutek zwiększenia kosztów zakupu uprawnień do emisji CO 2, wynikającego w dużym stopniu z założonego stopnia redukcji emisji w systemie ETS (2,2% rocznie zamiast 1,74%) oraz funkcjonowania Mechanizmu Rezerwy Stabilizacyjnej. Wspomnianego wzrostu kosztów związanego z zakupem uprawnień do emisji CO 2 (nawet przy stosunkowo konserwatywnych założeniach odnośnie ich cen w ramach systemu ETS) nie będzie w stanie zrekompensować przyznana Polsce pula darmowych uprawnień. Sektor energetyczny będzie musiał kupować mniej uprawnień, ale za to znacznie drożej co z kolei znajdzie swoje bezpośrednie przełożenie na ceny energii. Z kolei gdyby nie było polityki klimatycznej ceny energii elektrycznej rosłyby znacznie wolniej i byłyby niższe o 20-30% w porównaniu ze scenariuszem Kontynuacji i do 25-40% niższe w porównaniu ze scenariuszem Dekarbonizacji ale jak już wspomniano na wstępie jest to rozważanie czysto hipotetyczne. 7

8 % % % -19% -20% -28% Scen_Dek Scen_Kont Scen_BPK Rys. 4. Porównanie średnich kosztów wytwarzania energii elektrycznej w jednostkach konwencjonalnych w rozpatrywanych scenariuszach. W strukturze kosztów wytwarzania energii elektrycznej w konwencjonalnych jednostkach wytwórczych dla lat 2020 i 2030 (rys. 5) widać znaczny udział kosztów związanych z zakupem uprawnień do emisji CO 2, a w 2030 r. wzrost kosztów związanych z inwestycjami w kapitałochłonne elektrownie jądrowe, których budowa podyktowana jest koniecznością redukcji emisji CO 2 w skali kraju. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% Koszt emisji CO2 Koszt paliwa Koszt zmienny O&M Koszt stały O&M Koszt inwestycyjne (nowe źródła i modernizacje) 0% Rys. 5. Struktura kosztów wytwarzania energii elektrycznej w jednostkach konwencjonalnych 8

9 PLN'2014/MWh PLN'2014/MWh Na rys. 6 i 7 przedstawiono porównanie wyników obliczeń dotyczących cen dla odbiorców przemysłowych i gospodarstw domowych. Ceny dla odbiorców przemysłowych w scenariuszu Dekarbonizacji są wyższe o 3-11% w porównaniu ze scenariuszem Kontynuacji, natomiast dla gospodarstw domowych 2-8%. W wartościach bezwzględnych wzrost cen w odniesieniu do scenariusza Kontynuacji dla przemysłu i gospodarstw domowych jest podobny, ponieważ założono równomierne rozłożenie kosztów. Natomiast różnice procentowe wynikają z różnic w wartościach bazowych % +5% +11% % -10% -16% Scen_Dek 320 Scen_Kont 270 Scen_BPK Rys. 6. Porównanie względnego wzrostu cen energii elektrycznej dla odbiorców przemysłowych w rozpatrywanych scenariuszach % -6% +3% -7% +8% -12% Scen_Dek Scen_Kont Scen_BPK Rys. 7. Porównanie względnego wzrostu cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych w rozpatrywanych scenariuszach. 9

10 Na rys. 8 i 9 znajduje się zestawienie struktury kosztów dla omawianych grup odbiorców. W obu przypadkach widoczny jest wzrost udziału ceny energii sprzedanej, co związane jest z przewidywanym wzrostem kosztów wytwarzania w jednostkach konwencjonalnych. Cena energii sprzedanej zawiera takie składniki jak: cena hurtowa energii elektrycznej, opłaty handlowe, rezerwa mocy i usługi systemowe. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Podatki Przesył i dystrybucja Kolorowe certyfikaty Cena energii sprzedanej Rys. 8. Struktura ceny energii elektrycznej dla odbiorców końcowych (przemysł) 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Podatki Przesył i dystrybucja Kolorowe certyfikaty Cena energii sprzedanej Rys. 9. Struktura ceny dla odbiorców końcowych (gospodarstwa domowe) 10

11 Wnioski 1. W wyniku ustaleń październikowego szczytu ceny energii elektrycznej dla odbiorców końcowych wzrosną w okresie w porównaniu ze scenariuszem Kontynuacji o co najmniej 3-11% dla odbiorców przemysłowych oraz 2-8% dla gospodarstw domowych, przy założeniu, że ceny uprawnień do emisji CO 2 będą się kształtowały na najniższym z przedstawionych w dokumencie KE Impact Assessment poziomie. 2. Za główną przyczynę wzrostów odpowiadać będą wyższe ceny uprawnień do emisji CO 2, stymulowane dodatkowo funkcjonowaniem Mechanizmu Rezerwy Stabilizacyjnej, którego wprowadzenie może stanowić duże zagrożenie dla polskiej gospodarki. 3. Wynegocjowana pula darmowych uprawnień dla energetyki nie zrekompensuje w pełni kosztów związanych z koniecznością zakupu uprawnień po znacznie wyższych cenach. 4. Wzrost kosztów wytwarzania w jednostkach konwencjonalnych energii elektrycznej oraz kosztów funkcjonowania systemów wsparcia (głównie OZE) przełoży się bezpośrednio na wysokość rachunków dla odbiorców końcowych, przy jednoczesnym spadku marż w przedsiębiorstwach energetycznych, będących w większości własnością Skarbu Państwa. 5. Skutki podjętych na szczycie decyzji będą najbardziej odczuwalne po 2030 r., czyli w okresie, w którym następowała będzie dalsza redukcja emisji bez możliwości ich łagodzenia. 6. Istnieje pilna potrzeba przebadania wielu innych potencjalnych skutków unijnej polityki dekarbonizacji dla polskiej gospodarki takich jak m.in.: transfer kapitału za granicę (zakup niskoemisyjnych technologii), transfer kapitału na zakup brakujących uprawnień do emisji CO 2, utrata wielu miejsc pracy w energochłonnych gałęziach przemysłu i zwiększenie skali ubóstwa energetycznego w kraju. 11

12 Literatura 1. Chojnacki Ireneusz, Wirtualny Nowy Przemysł: Ile uprawnień CO2 przywiozła energetyce premier Kopacz? 2. Komisja Europejska: Impact Assessment A Roadmap for moving to a competitive low carbon economy in Bruksela, 2011 r. 3. Konkluzje przyjęte przez Radę Europejską na posiedzeniu 23 i 24 października 2014 r. w Brukseli. 4. Międzynarodowa Agencja Energetyczna: World Energy Outlook Paryż, 2013 r. 5. Program polskiej energetyki jądrowej. Ministerstwo Gospodarki, Warszawa, wersja z dnia Sławomir Skwierz Evaluating the impacts of the European summit negotiation outcomes on future electricity prices Abstract The paper presents the results of the analysis, aimed to evaluate the impacts of the European summit outcome, which took place in Brussels on th of October 2014, on the future electricity prices for final consumers. Detailed comparison of electricity prices for two different scenarios and two large group of final consumers (industry and residential) has been shown in the study. The first scenario takes into account outcomes of the summit, while the second one assumes predictions about energy system development, generating costs and electricity prices coming from the time before the summit. The main aim of the carried out comparisons was to find the answer, whether negotiated by polish representatives amount of free CO 2 allowances will be sufficient to avoid increase in electricity prices in years ? KEY WORDS: electricity, electricity prices, climate policy, CO 2 abatement 12