Ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla są kulą u nogi dla elektrowni węglowych.
Polska Grupa Energetyczna przekazuje, że w pierwszym półroczu wyraźnie spadło wytwarzanie energii elektrycznej z węgla brunatnego w porównaniu z analogicznym okresem 2022 r. Wynik 14,85 TWh wyprodukowanego „brunatnego” prądu był o jedną czwartą niższy niż rok wcześniej. Ponadto wzrosło zadłużenie grupy – w końcu czerwca wyniosło ok. 19,3 mld zł, co oznacza wzrost w ciągu trzech miesięcy o ok. 5,5 mld zł. Główną przyczyną był zakup spółki PKP Energetyka.
Zysk operacyjny EBITDA PGE w II kw. wyniósł ok. 2,45 mld zł. To o 35 proc. mniej niż rok wcześniej. Najbardziej zyskownym obszarem działalności była dystrybucja (998 mln zł, wzrost o 47 proc.). Gorszy wynik zaliczył segment obrotu (374 mln zł, spadek o 41 proc.). W tym czasie odpis na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny wyniósł ok. 1,4 mld zł. W wyniki uderzyły również wysokie ceny węgla kamiennego, za który PGE zapłaciła o 800 mln zł więcej niż w podobnym okresie ub.r.
W samym II kw. wytwarzanie energii z węgla brunatnego wyniosło 6,68 TWh. To wynik o 30 proc. gorszy niż rok wcześniej.
Marcin Roszkowski, prezes Instytutu Jagiellońskiego, przypomina, że węgiel brunatny jest najbardziej emisyjnym źródłem energii, a przez to najdroższym. – Porównując rentowność produkcji 1 MWh, to źródło najmniej się opłaca. Ma to związek z wysoką ceną uprawnień do emisji CO2. Przy produkcji 1 MWh energii z węgla kamiennego uwalniane jest ok. 750 kg CO2, w przypadku węgla brunatnego jest to 1200 kg – wylicza ekspert.
Na początku kwietnia uprawnienie do emisji tony CO2 w ramach EU ETS kosztowało niemal 95 euro, obecnie cena oscyluje wokół 85 euro/t. PGE podaje, że w II kw. wydała na uprawnienia 650 mln zł więcej niż rok wcześniej.
Kamil Sobolewski, główny ekonomista Pracodawców RP, tłumaczy w rozmowie z DGP, że przyczyną spadku produkcji prądu jest również spadek zapotrzebowania ze strony przedsiębiorstw.
– Do firm, które nie były objęte dostawami energii w zamrożonej cenie, dotarł jasny sygnał, że jeśli wystąpią jakiekolwiek problemy z dostępnością energii i „wystrzały cen”, które obserwowaliśmy w niedalekiej przeszłości, to one będą musiały się zmierzyć z kosztami tego problemu. Nastąpiło pospolite ruszenie, jeśli chodzi o racjonalizację zużycia prądu – mówi ekspert.
Dodaje, że niektóre firmy odsuwały w czasie decyzje o uruchomieniu produkcji. – A niektóre firmy energochłonne ją zamknęły. Najczęściej widzieliśmy jednak ograniczanie zużycia. To samo dotyczy gospodarstw domowych – dopiero w kryzysie energetycznym Polacy zaczęli zwracać uwagę na to, ile energii zużywają – podkreśla.
Sobolewski zwraca uwagę, że przez to, że zapotrzebowanie spadło, spółki energetyczne mogły w stabilny sposób je pokryć, dzięki czemu system jest lepiej zbilansowany. Rozmówca DGP podkreśla jednak, że odbyło się to kosztem rozwoju gospodarczego: – Wskutek sytuacji na rynku energetycznym spadły wskaźniki produkcji przemysłowej i inwestycji – mówi.
W PGE największy wzrost produkcji energii elektrycznej w pierwszym półroczu zaliczyły jednostki opalane gazem ziemnym (wzrost o 43 proc. w porównaniu z podobnym okresem ub.r.) oraz elektrownie szczytowo-pompowe (wzrost o 33 proc.). Spółka posiada cztery tego typu obiekty: Żarnowiec (780 MW), Porąbka-Żar (552 MW), Solina (198 MW) oraz Dochów (90 MW). Ponadto jest planowana budowa ESP Młoty, która ma mieć moc 750 MW; jej uruchomienie jest planowane na 2030 r.
Kurs akcji PGE gwałtownie wzrósł w połowie lipca 2023 r. (z 7,2 zł do 8,3 zł) w momencie ogłoszenia przez rząd utworzenia Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego w III kw. Jednak parlament w tej kadencji nie zdążył przyjąć ustawy powołującej NABE, co negatywnie przełożyło się na notowania. Uderzyło w nie także odwołanie w kilka dni po ogłoszeniu nowej strategii firmy, która zakładała zakończenie wykorzystania węgla w 2030 r. We wtorek kurs akcji PGE wynosił nieco ponad 7,6 zł. ©℗
