Energia dla przemysłu - raport

energetyka, energia elektryczna, słupy © Pixabay

Udostępnij:

Energia elektryczna jest jednym z decydujących czynników decydujących o kosztach produkcji i – co za tym idzie – konkurencyjności przedsiębiorstw.  Problem jest jednak w tym, że w Polsce głównym nośnikiem energii pierwotnej jest wysokoemisyjny węgiel, mocno kolidujący z polityką klimatyczną Unii Europejskiej, która zmierza do tzw. dekarbonizacji gospodarki. Obserwując sytuację w krajowej energetyce, na niedawno utworzonym u nas rynku mocy oraz giełdach, w odniesieniu do cen energii, węgla i uprawnień do emisji dwutlenku węgla, przedsiębiorcy mają powody do niepokoju.

W 2016 r. finalne zużycie energii w przemyśle krajowym wniosło 14,7 mln ton paliwa umownego (Mtoe), czyli tyle, ile 10 lat wcześniej, choć w międzyczasie wielkość produkcji przemysłowej powiększyła się 1,6 razy. Wskazuje to na znaczący postęp w ograniczaniu energochłonności przetwórstwa, do czego przyczyniły się: duże inwestycje w parki maszynowe i technologie odznaczające się mniejszym zapotrzebowaniem na energię, upowszechnienie cyfrowych systemów zarządzania energią i innymi mediami, umożliwiających m.in. raportowanie w czasie rzeczywistym danych o zużyciu energii przez poszczególne maszyny, ciągi technologiczne i działy, a także zmiany organizacyjne i mentalnościowe w firmach, skutkujące większą dbałością o racjonalne wykorzystywanie energii.

Do standardów obowiązujących w tym zakresie w UE wciąż nam jeszcze daleko. Polska gospodarka jest w stanie z jednej statystycznej jednostki energii wytworzyć znacznie mniej produktu krajowego brutto niż większość krajów zachodnioeuropejskich. Potwierdzają to dane Eurostatu, z których wynika, że w 2016 r. z każdego 1 kg toe w Polsce powstawało 4,3 euro PKB, podczas gdy np. w Irlandii było to 16,9 euro, w Wielkiej Brytanii – 11, we Włoszech – 10,2, w Niemczech – 9, a średnia unijna wynosiła 8,4 euro.

Wśród branż przemysłowych w strukturze zużycia energii finalnej dominują trzy zaliczane do branż energochłonnych: chemiczny, mineralny oraz hutniczy, o łącznym udziale wynoszącym w 2016 r. 53,4% – wobec 59,2% w 2006 r. Ponadto relatywnie dużych ilości energii potrzebują zakłady papiernicze i spożywcze (odpowiednio 3,75% w 2006 r. i 3,19% w 2016 r.). W przypadku energii elektrycznej wskaźnik przeciętnej energochłonności całego polskiego przemysłu wynosił w 2016 r. 6,1, co oznacza, że do wytworzenia produkcji sprzedanej o wartości 100 zł potrzebne było właśnie tyle kWh prądu. Produkcja szeregu wyrobów wymaga jednak znacznie większego nakładu energii elektrycznej – np. w przypadku cementu, wapna i gipsu wskaźnik energochłonności wynosił we wspomnianym roku aż 32,8, czyli był przeszło pięciokrotnie wyższy od przeciętnej dla przetwórstwa jako całości. Do szczególnie energochłonnych rodzajów produkcji należą również: wytwarzanie włókien sztucznych (wskaźnik na poziomie 29,5), masy włóknistej, papieru i tektury (24,8) oraz nawozów sztucznych i niektórych chemikaliów (24,5).


W Polsce najdrożej
Pokrycie całego zapotrzebowania polskiej gospodarki na energię elektryczną przy obecnych mocach wytwórczych elektroenergetyki nie jest możliwe. Chociaż w 2017 r. wytworzono w Polsce w sumie 165,9 TWh energii elektrycznej, to wobec zużycia na poziomie 168,1 TWh niezbędny był import prądu w ilości 2,3 TWh z Niemiec, Litwy i Szwecji. Głównym problemem polskiej energetyki jest jednak nie tyle zbyt mała w stosunku do potrzeb produkcja energii, ile fakt, że bazuje ona przede wszystkim na węglu, którego spalanie bardzo zanieczyszcza atmosferę dużymi ilościami CO2 oraz innych gazów i pyłów.

Polsce nie udało się zablokować niekorzystnych dla nas zmian w zasadach europejskiego handlu uprawnieniami do emisji CO2, w konsekwencji czego kraje UE, w tym także Polska, będą mogły liczyć na mniejszą pulę darmowych uprawnień, co z pewnością spowoduje wzrost ich ceny rynkowej. Jest to zresztą już widoczne – w czerwcu 2017 r. przeciętna cena uprawnień do emisji na Europejskiej Giełdzie Energii (EEX) oscylowała wokół 5 euro za tonę, a w czerwcu 2018 r. doszła już do 15 euro za tonę.

Na razie analitycy nie są zgodni co do tego, jak kształtować się będzie ona w dalszej perspektywie. Konieczność zakupu coraz większych ilości uprawnień do emisji CO2 jest jednak nieuniknione w warunkach energetyki węglowej, co z pewnością stymulować będzie wzrost cen energii. Czynnikiem sprzyjającym temu są także rosnące koszty wydobycia tego paliwa w Polsce, które zresztą sukcesywnie spada. W tej sytuacji potrzebny jest import – w ciągu pierwszych 5 miesięcy 2018 r. kupiliśmy za granicą ponad 7 mln ton, z czego większość w Rosji. Węgiel rosyjski jest tańszy od krajowego, ale ogólnie ceny na rynkach światowych utrzymują się na wysokim poziomie. Wszystko to razem sprawia, że koszty produkcji energii w elektrowniach i elektrociepłowniach węglowych będą rosły, co oczywiście wpłynie na ceny rynkowe prądu i ciepła.

Wzrost cen energii elektrycznej w Polsce potwierdzają również dane z warszawskiej Towarowej Giełdy Energii dotyczące pierwszej połowy 2018 r. O ile w latach 2015–2017 ceny energii elektrycznej na Rynku Dnia Następnego (RDN) oraz Rynku Terminowym Towarowym (RTT) zasadniczo pozostawały stabilne (wzrost ceny w całym tym okresie nie przekroczył 2%), o tyle w miesiącach wiosennych 2018 r. ostro poszły w górę i w czerwcu były wyższe w stosunku do poziomu ze stycznia o 70,02 zł za MWh (tj. 42,7%) w przypadku RDN oraz o 43,1 zł za MWh (26,3%) w przypadku RTT. Chociaż w pewnej mierze za wzrost cen prądu odpowiadają czynniki sezonowe (gorące lato i związane z tym powszechne używanie wentylatorów i klimatyzatorów), to jednak wynika on również z charakteru polskiego miksu energetycznego zdominowanego przez węgiel.

Już teraz cena energii elektrycznej w Polsce jest wyższa niż w sąsiednich krajach UE. Zgodnie z danymi Komisji Europejskiej w czwartym kwartale 2017 r. prąd w obrocie hurtowym był w Polsce o 16% droższy niż w Niemczech, ponad 14% droższy niż w Czechach i ponad 22% droższy niż w Szwecji. Choć w przypadku Szwecji w pierwszym kwartale 2018 r. różnice w hurtowej cenie energii elektrycznej w stosunku do jej poziomu w Polsce nieco się zmniejszyły (do 11,5%), to jednak w przypadku Niemiec jeszcze wzrosły – do 19,5%. Z kolei na Słowacji, gdzie w czwartym kwartale 2017 r. cena hurtowa energii elektrycznej było nieco wyższa niż w Polsce, w początkowych miesiącach 2018 r. prąd w handlu hurtowym znacząco potaniał i jego cena stała się o 13,4% niższa od ceny prądu w Polsce.

Z opublikowanych w grudniu 2017 r. przez Instytut Energetyki Odnawialnej długoterminowych prognoz dotyczących cen energii w Polsce wynika, że po 2020 r. w obrocie hurtowym będziemy mieli najdroższy w UE prąd i najwyższe taryfy dla wszystkich grup odbiorców, a więc przemysłu, usług i drobnego biznesu oraz gospodarstw domowych.


TOP w kategorii




Ryzyko pogorszenia konkurencyjności
Wysokie koszty energii stanowią coraz wyraźniejszą barierę rozwojową polskiego przemysłu, zwłaszcza tam, gdzie zużycie energii na jednostkę produkcji jest szczególnie duże. Mimo że branże energochłonne w minionych kilkunastu latach zainwestowały miliardy w nowoczesne technologie produkcji i systemy chroniące środowisko, to pozycja rynkowa stalowni, cementowni, zakładów nawozów sztucznych itp. jest zagrożona właśnie przez rosnące obciążenia finansowe związane z pozyskiwaniem energii. Sytuacja pod tym względem raczej się nie poprawi z uwagi na rolę węgla w krajowej energetyce, którą coraz trudniej będzie pogodzić z polityką klimatyczną UE promującą niskoemisyjne nośniki energii. Rzecz idzie o dużą stawkę, ponieważ zgodnie z ustaleniami firmy doradczej EY (dawniej Ernst & Young) w energochłonnej części przetwórstwa powstaje blisko 11 proc. wartości dodanej brutto generowanej przez przemysł krajowy i pracuje łącznie ok. 500 tys. osób.

Potrzebna jest zatem korekta polityki przemysłowej, która w większym niż dotychczas stopniu uwzględniać będzie specyfikę branż energochłonnych. W innych krajach UE korzystają one na ogół z ochrony i wsparcia ze środków publicznych, w Polsce natomiast muszą ponosić rosnące koszty regulacyjne, które są konsekwencją zmian w prawie.
Przedsiębiorcy obawiają się, że tak właśnie będzie w przypadku ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy, która wprowadziła mechanizm wspomagania inwestycji w energetyce konwencjonalnej (węglowej) oraz wynagradzania elektrowni za gotowość dostarczenia określonej mocy. Formalnie rzecz biorąc, ustawa ta przewiduje ulgę dla podmiotów energochłonnych w tzw. opłacie mocowej, ale z wyliczeń ekspertów wynika, że nawet przy pełnym wykorzystaniu tej ulgi koszty pozyskania energii wzrosną o 9–10 mln zł za każdy 1 TWh zakupionego prądu. Ponadto możliwość zastosowania ulgi w opłacie mocowej wymaga notyfikacji w Komisji Europejskiej, która zwykle bardzo długo rozpatruje tego rodzaju wnioski, a przecież opłata mocowa zacznie być doliczana do rachunku za prąd już od 1 października 2020 r.

W warunkach rynku mocy zatem pozycja konkurencyjna krajowego przemysłu, w tym zwłaszcza branż energochłonnych, nawet przy pomyślnym przebiegu procedury notyfikacji może ulec pogorszeniu. W tej sytuacji przedsiębiorcom nie pozostaje nic innego, jak szukać możliwości ograniczenia zużycia energii, w czym z pewnością pomoże wdrożenie programu zarządzania energią obejmującego wszystkie obszary działalności firm, nie tylko produkcję, choć ona będzie tutaj najważniejsza. W wielu firmach taki program już funkcjonuje, ale zawsze warto dokonać ponownego jego przeglądu, szukając rozwiązań poprawiających efektywność energetyczną przedsiębiorstwa.

Duży wzrost cen energii w Polsce przy obecnej strukturze miksu energetycznego wydaje się nieuchronny. To, w jakim stopniu wpłynie to na konkurencyjność polskiego przemysłu, zależeć będzie od aktywności przedsiębiorców w poszukiwaniu rozwiązań racjonalizujących zużycie energii, a także od skuteczności polityki państwa ukierunkowanej na wspieranie działań przedsiębiorstw w tym zakresie.

Udostępnij:

Drukuj





Andrzej Ostrowski



Chcesz otrzymać nasze czasopismo?
Zamów prenumeratę
Zobacz również