Procesom liberalizacyjnym zachodzącym na europejskich rynkach energii poddany jest również polski sektor energetyczny. Wraz z postępem liberalizacji, poziom cen energii elektrycznej powinien się wyrównywać w całej Unii Europejskiej. Będzie to jednak proces długotrwały.

Przez pierwsze lata naszego członkostwa w Unii ceny energii elektrycznej w Polsce powinny być niższe niż średnia unijna, lecz po 2010 r., a w szczególności po 2015 r., sytuacja ulegnie istotniej zmianie. Duża część istniejących mocy krajowych będzie bowiem wymagała zastąpienia, a rosnące zapotrzebowanie na energię wymusi budowę nowych mocy.

Dostosowanie polskiej elektroenergetyki do zaostrzonych wymagań ekologicznych będzie miało duży wpływ na kształtowanie się cen energii elektrycznej. Pojawią się też różnice w cenach energii oferowanej przez poszczególnych wytwórców. Koszty wdrażania dyrektyw unijnych będą bowiem różne dla różnych wytwórców, zależnie od zakresu przeprowadzonych przez nich w ubiegłych latach modernizacji.

Przedsiębiorstwa energetyczne muszą liczyć się przede wszystkim z dwiema dyrektywami – dyrektywą 2001/80/WE, czyli LCP (Large Combustion Plants) w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń z dużych źródeł spalania paliw oraz dyrektywą 96/61/WE, tzw. IPPC (Integrated Pollution Prevention and Control) w sprawie zintegrowanego zapobiegania i ograniczania zanieczyszczeń. Według danych Ministerstwa Środowiska, wdrożenie samej dyrektywy LCP będzie kosztować polską energetykę ok. 25-35 mld zł (według wyliczeń energetyków ta kwota będzie wyższa i wyniesie do 2016 r. ok. 40 mld zł). Obniżeniu nakładów na inwestycje dostosowawcze, a tym samym przeciwdziałaniu wzrostowi cen produkowanej energii, ma służyć wprowadzenie m.in. krajowego systemu zbywalnych uprawnień do emisji zanieczyszczeń, tzw. handlu emisjami.

Ceny u wytwórców
Koszty produkcji energii elektrycznej w wielu polskich elektrowniach są jeszcze wciąż niższe od kosztów produkcji w krajach Unii Europejskiej, jednakże stale rosną. Od trzech lat wzrost cen znacznie przekracza wskaźnik inflacji.

Wpływ na kształtowanie się cen energii na rynku mają ceny pierwotnych nośników energii. Według danych URE, udział poszczególnych paliw w produkcji energii elektrycznej w Polsce (bez uwzględnienia odnawialnych źródeł energii) był w 2003 r. następujący: węgiel kamienny – 62,44%, węgiel brunatny – 35,06%, paliwa gazowe – 2,5%. Ze względu na wysoki udział węgla w strukturze paliwowej, jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej w naszym kraju są wyższe niż np. w Norwegii (kraju o znaczącym udziale energetyki wodnej), Francji (w której przeważający udział ma energetyka jądrową) czy Finlandii i Szwecji (gdzie współistnieją oba te rodzaje energii).

Obserwowany jest w Polsce stały trend wzrostu cen węgla kamiennego, podstawowego paliwa w większości polskich elektrowni. Obecnie ceny węgla kamiennego dla krajowej elektroenergetyki są wyższe od cen światowych. Koszt paliwa jest największym składnikiem kosztów produkcji energii elektrycznej.

Innym czynnikiem powodującym, iż mimo stosunkowo niskich obecnie cen produkcji energii elektrycznej jej cena dla odbiorców jest znacznie wyższa, są duże obciążenia fiskalne. Stosowany w Polsce podatek VAT w wysokości 22% jest jednym z najwyższych obciążeń fiskalnych w Europie. Wprowadzenie akcyzy na energię elektryczną w wysokości 20 zł/MWh zwiększyło fiskalizm w stosunku do kosztów produkcji energii elektrycznej o ok. 15% powodując, że obciążenia fiskalne energii elektrycznej w Polsce sięgają prawie 40%.

Jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej w Polsce są porównywalne z kosztami wytwarzania w elektrowniach węglowych w krajach Unii, pomimo znacznie niższych jednostkowych kosztów pracy w Polsce. Jedną z przyczyn takiego stanu rzeczy, poza m.in. uwarunkowaniami technologicznymi, w tym stosowaniem przestarzałych technologii opartych o węgiel kamienny, są utrzymujące się różnice w zakresie przeciętnego zatrudnienia na jednostkę mocy. Liczba zatrudnionych na jednostkę mocy wytwórczej w przedsiębiorstwach energetycznych w Polsce jest średnio kilka razy wyższa od liczby zatrudnionych w europejskich koncernach energetycznych. Wydajność pracy, czyli relacja produkcji sprzedanej do liczby zatrudnionych, w sektorze energetycznym była w 2003 r. wyższa o 29% niż średnia w przemyśle, ale dynamika tej wydajności jest w energetyce niekorzystna. Podczas gdy w ostatnich trzech latach wydajność pracy w przemyśle rośnie, energetyka zanotowała jej obniżenie.

Możliwy jest w przyszłości import względnie taniej energii elektrycznej z krajów sąsiednich, co stanowić będzie impuls do obniżenia cen jednostkowych energii elektrycznej na krajowym rynku. Zdolności przesyłowe połączeń granicznych z krajami UE sięgają 8000 MW, podczas gdy zdolności przesyłowe linii granicznych przy eksporcie z Polski to zaledwie 2000 MW. Oznacza to, że poprzez import może być pokryte 100% produkcji dużych polskich elektrowni w nocnej dolinie zapotrzebowania i ok. 75% w wieczornym szczycie zapotrzebowania.

Energia z KDT i na wolnym rynku
Od kilku lat rynek wytwórców energii elektrycznej w Polsce dzieli się na dwie odrębne części: sprzedających energię w ramach kontraktów długoterminowych (część niekonkurencyjna) oraz sprzedających energię poza kontraktami długoterminowymi (część poddana mechanizmom konkurencji). Niekonkurencyjny obszar podlega ciągłym ograniczeniom, co znajduje odbicie w strukturze rynku energii elektrycznej. Maleje udział w sprzedaży w segmentach kontraktów długoterminowych, sprzedaży przedsiębiorstwom obrotu oraz rynku bilansującym. Następuje wzrost udziału w segmencie konkurencyjnym sprzedaży bezpośredniej dla spółek dystrybucyjnych, odbiorców korzystających z TPA i Giełdy Energii.

Według danych URE, średnia cena energii elektrycznej oferowanej przez wytwórców wynosiła w 2003 r. 145,09 zł/MWh i wzrosła o 5,36% w porównaniu do 2002 r., tj. powyżej inflacji. Wzrost ten spowodowany był głównie zwyżką średniej ceny w segmencie kontraktów długoterminowych do 169,83 zł/MWh (o 8,81%). W części rynku podlegającej mechanizmom konkurencji średnie ceny energii elektrycznej kształtowały się na poziomie 123,46 zł/MWh, a ich wzrost ukształtował się na poziomie 2,86%. W segmentach sprzedaży do spółek dystrybucyjnych i przedsiębiorstw obrotu, gdzie obrotowi podlega główna część energii poddanej mechanizmom gry rynkowej, średnia cena kształtowała się na poziomie nie przekraczającym 120 zł/MWh. Odbiorcy uprawnieni, którzy korzystali z prawa dostępu do usług przesyłowych, kupowali energię elektryczną bezpośrednio od wytwórców po średniej cenie 112,65 zł/MWh. Mimo wzrostu o 7% w porównaniu do 2002 r., cena ta była niższa od średnich cen sprzedaży energii spółkom dystrybucyjnym czy przedsiębiorstwom obrotu.
Najwyższy poziom średnich cen nadal występuje w segmencie sprzedaży do PSE SA w ramach kontraktów długoterminowych. Średnie ceny energii elektrycznej ośmiu wytwórców systemowych, którzy w 2003 r. sprzedawali energię elektryczną PSE SA w ramach KDT, różnią się pomiędzy sobą niekiedy nawet o 100%. Najwyższy wzrost średnich cen zanotowano w Elektrowni Opole SA oraz w Południowym Koncernie Energetycznym SA.

W najbliższych latach poziom cen energii elektrycznej powinien spaść dzięki realizacji programu restrukturyzacji KDT oraz programów konsolidacyjnych w sektorze. Restrukturyzacja kontraktów ma umożliwić oddłużenie wytwórców, którzy powinni obniżyć ceny energii elektrycznej do poziomu uzyskiwanego w rynkowych kontraktach bilateralnych. Wprowadzenie do obrotu zwolnionej energii z KDT ma przyczynić się do stabilizacji cen energii na akceptowalnym przez odbiorców poziomie.

W budżetach domowych i budżetach przedsiębiorstw
Zwykło się uważać, iż w porównaniu z krajami Unii Europejskiej ceny energii elektrycznej w Polsce są niskie. I rzeczywiście, stosując przeliczenie według kursu walutowego jest ona tańsza, ponieważ ogólny poziom cen jest w Polsce niższy niż w krajach Unii. Właściwe porównanie powinno jednak eliminować różnicę poziomów cen, by wyrażone w jednej walucie koszyki dóbr w różnych krajach miały tę samą wartość. Po przeliczeniu cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych parytetem siły nabywczej okazuje się, iż były one w 2001 r. w Polsce wyższe o 40% niż średnio w UE.

Według „Bilansu korzyści i kosztów przystąpienia do UE” przygotowanego przez Urząd Komitetu Integracji Europejskiej, do 2020 r. ceny energii elektrycznej w Polsce wzrosną dla gospodarstw domowych o ok. 18% w stosunku do 2001 r. Wzrost będzie następował stopniowo i średniorocznie (rok do roku poprzedniego) wyniesie ok. 2,4%. Takie podwyżki nie powinny być odczuwalne dla domowych budżetów, zwłaszcza iż zarobki Polaków mają rosnąć.

Wraz ze ujednolicaniem sytuacji na polskim rynku w stosunku do sytuacji na rynkach Unii Europejskiej, ceny energii elektrycznej dla przemysłu powinny ulegać obniżeniu. Relacja cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych do cen dla przemysłu w Polsce wynosi obecnie 1,6, natomiast w Unii Europejskiej 2,14 (średnia ważona dla ośmiu krajów dawnej „piętnastki”). O spadku cen energii elektrycznej dla przedsiębiorstw można będzie mówić po wyeliminowaniu zjawiska subsydiowania skrośnego. Podstawę do realizacji tego zadania da nowelizacja ustawy Prawo energetyczne, prawne rozdzielenie działalności przesyłowej w odniesieniu do operatorów sieci przesyłowej i dystrybucyjnej oraz restrukturyzacja kontraktów długoterminowych.

Dokończenie znajdziesz w wydaniu papierowym. Zamów prenumeratę miesięcznika ENERGIA GIGAWAT w cenie 108 zł za cały rok, 54 zł - za pół roku lub 27 zł - za kwartał. Możesz skorzystać z formularza, który znajdziesz tutaj

Zamów prenumeratę