WYBRANE ASPEKTY EKONOMICZNE ELEKTROENERGETYKI POLSKIEJ W LATACH

Transkrypt

1 WYBRANE ASPEKTY EKONOMICZNE ELEKTROENERGETYKI POLSKIEJ W LATACH Autorzy: Henryk Kaproń, Zbigniew Połecki ( Rynek Energii nr 6/2013) Słowa kluczowe: ceny energii, sprzedaż energii, zysk, rentowność Streszczenie. W artykule zaprezentowano dane dla elektroenergetyki obejmujące lata w powiązaniu z wybranymi wskaźnikami makroekonomicznymi. Wskazują one na osiągnięcie zysków brutto na działalności energetycznej w analizowanych latach. Wynik ten jest rezultatem między innymi wzrostu cen energii (ok. 2%) i niewielkiego zwiększenia jej sprzedaży. Przedstawiono również podstawowe informacje o: poziomie sprzedaży, cenach energii, kosztach jej dostarczania do odbiorców hurtowych i detalicznych oraz wyniki finansowe dużych spółek energetycznych będących na giełdzie. 1. WSTĘP Według danych zawartych w [7,9] polska elektroenergetyka zamknęła lata zyskiem brutto. Zysk ten rozkłada się różnie we wszystkich obszarach działalności i dla ich oceny niezbędne są podstawowe informacje charakteryzujące rynek energii, czyli: - poziom i struktura popytu determinująca wielkość sprzedaży energii, - ceny hurtowe i detaliczne, - koszty wytwarzania i dostarczania energii, - koszty wspierania rozwoju energetyki odnawialnej i skojarzonej. O poziomie popytu na energię elektryczną w dużym stopniu decyduje sytuacja społeczno-gospodarcza. Ostatnie lata charakteryzują się zróżnicowanym poziomem wskaźników makroekonomicznych opisujących rozwój ekonomiczny. Jak wynika z tabeli 1 produkt krajowy brutto zmalał oraz zmalało spożycie ogółem.

2 2. SPRZEDAŻ ENERGII Całkowite zużycie energii elektrycznej w roku 2012 wyniosło 159,1 TWh, przy produkcji około 161,9 TWh (rys.1). Okazało się, że produkcja energii elektrycznej we wszystkich rodzajach elektrowni w roku 2012 spadła w stosunku do Spadek ten był podyktowany wzrostem ceny paliwa pierwotnego i mniejszym eksportem energii elektrycznej w stosunku do jej importu (różnica ok. 2,5 TWh). Najsilniej spadek koniunktury odczuli producenci spalający węgiel kamienny. Część rynku przejęły elektrownie na węglu brunatnym, w których produkcja wzrosła o ponad 2,5 TWh (rys. 2). Sprzyjało temu uruchomienie w 2011 roku bloku o mocy 858 MW w Bełchatowie. Produkcja energii odnawialnej osiągnęła w 2012 roku poziom 16,8 TWh, o 3,7 TWh więcej niż rok wcześniej. A zatem dynamika wzrostu była naprawdę wysoka, przekraczająca 28%. Na podobnym poziomie wzrosła produkcja z elektrowni wiatrowych i ze współspalania (po ok. 1,5 TWh). Oszacowanie na podstawie produkcji i zapotrzebowania na energię z OZE dla 2012 roku, wskazuje na ponad 4 TWh nadwyżki podaży nad popytem na zielone certyfikaty (tabela 2). Pomimo stabilizacji końcowego zapotrzebowania na energię, znacznie wzrosły obroty na

3 rynku hurtowym. Dokonało się to w ramach podsektora obrotu, więcej energii przedsiębiorstwa te sprzedawały pomiędzy sobą, jak również na giełdzie (tabela 3). O ile w roku 2011, po wprowadzeniu obowiązkowej sprzedaży energii poprzez giełdę, obroty w segmencie hurtowym w sektorze obrotu spadły, o tyle w roku 2012 obrót wewnętrzny zaczął się odbudowywać. Obroty w tym podsektorze są większe niż na giełdzie, gdzie trafia ok. 60% energii wyprodukowanej w elektrowniach cieplnych i 11% z elektrowni wodnych. Wyróżniają się dwie grupy firm, tj. prowadzące handel hurtowy i prowadzące sprzedaż detaliczną. Do pierwszej grupy należą spółki tworzone na polskim rynku od czasu, kiedy kolejne grupy

4 odbiorców uzyskiwały możliwość skorzystania z prawa dostępu do sieci - przedsiębiorstwa obrotu (PO). Drugą grupę stanowią przedsiębiorstwa wyodrębnione w roku 2007 z istniejących wówczas spółek dystrybucyjnych przedsiębiorstwa obrotu spółek dystrybucyjnych (POSD). Te ostatnie większość energii, około 75%, kupują na rynku wtórnym od pośredników, a tylko 15% na giełdzie energii. Natomiast druga grupa firm wykupuje większość energii z giełdy, duża część ich zakupów pochodzi też od kolejnych pośredników. Bezpośrednio od dużych elektrowni i elektrociepłowni firmy obrotu kupują 20% energii. Przy minimalnym wzroście łącznego zapotrzebowania kraju na energię elektryczną (ok. 0,5%), sprzedaż energii do odbiorców końcowych wrosła w nieco wyższej skali. Na różnice w tempie zmian tych dwu wielkości wpłynęło obniżenie poziomu potrzeb własnych u wytwórców energii, związane z mniejszą produkcją oraz zmniejszenie produkcji elektrowni przemysłowych, przy nie zmniejszonym popycie ze strony przemysłu. Potwierdzeniem istnienia dwóch rodzajów przedsiębiorstw obrotu jest poziom realizowanej przez nie sprzedaży energii do odbiorców końcowych. Firmy z grupy PO nie zwiększyły sprzedaży, a tym samym udziału w rynku detalicznym. Natomiast w grupie POSD, przy niewielkim wzroście sprzedaży, nastąpiło blisko 30% zwiększenie ilości energii sprzedawanej na podstawie umów sprzedaży (tabela 4). W tabeli 5 zaprezentowano sprzedaż energii na rynku detalicznym dla grupy odbiorców zasilanych z różnych poziomów napięć. Jak wynika z

5 tabeli 5 rośnie zużycie energii elektrycznej dostarczanej na średnim napięciu. Wyhamowała natomiast sprzedaż energii gospodarstwom domowym i mniejszym firmom zasilanym z sieci niskich napięć. 3. CENY ENERGII I USŁUG DYSTRYBUCYJNYCH W 2012 roku nastąpił niewielki, 2,2% wzrost średnich cen energii elektrycznej. Ceny na rynku konkurencyjnym ogłaszane przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki wzrosły o 1,2%. Mocno spadły ceny na rynku bilansującym, gdzie jednak kierowane było niecałe 4% sprzedaży, tzn. 5,5 TWh. Jednocześnie wytwórcy kupili na tym rynku dwa razy tyle energii po cenie niższej o 6 zł na MWh (rys. 3). W 2011 roku nie było zasadniczych różnic w dynamice cen energii z poszczególnych grup źródeł wytwórczych (elektrowni na węglu brunatnym EWB, elektrowni na węglu kamiennym - EWK, czy elektrociepłowni EC). Były to zmiany w granicach od 1,8% dla EWK (na 205,4 zł/mwh), do 2,7% dla EC (na 199,9 zł/mwh). Przy opisanym poziomie cen hurtowych średnie ceny na rynku detalicznym (bez akcyzy) wynosiły w roku ,5 zł/mwh, wzrastając w skali roku o 3,1%. Wzrost cen wygenerowany został w przedsiębiorstwach wyodrębnionych, gdzie ceny wzrosły w różnym stopniu, ale dla wszystkich grup odbiorców (tabela 6). W przedsiębiorstwach grupy PO, które nie zwiększyły sprzedaży zachowując też prawdopodobnie tych samych klientów, ceny były stabilne dla największych i dużych odbiorców. Na niskim napięciu ceny wzrosły natomiast o blisko 4%. Największy wzrost cen energii dotknął gospodarstwa domowe oraz firmy pobierające energię z sieci niskiego napięcia, które nie zmieniły sprzedawcy i nadal korzystają z umów kompleksowych. Wystąpił około sześciu procentowy wzrost cen energii dla gospodarstw domowych, który spowodował istotne przekroczenie kosztów jednostkowych energii sprzedawanej gospodarstwom domowym w umowach kompleksowych (rys. 4).

6 Podobna sytuacja ma miejsce dla pozostałej sprzedaży w umowach kompleksowych, gdzie ceny przekraczają koszty jednostkowe o 20 zł/mwh, rekompensując straty na sprzedaży wg umów rozdzielonych (rys. 5). Rachunek ten potwierdza, że na rynku detalicznym wciąż toczy się walka o klienta. Wszyscy sprzedawcy chcą uzyskać jak największą część rynku, na razie chyba kosztem rentowności tego segmentu. Także w grupie przedsiębiorstw hurtowych, mających ok. 8% rynku odbiorców końcowych, marże na energii są ujemne. Te firmy stawiają jednak w większości na rynek hurtowy, gdzie realizują dodatnie marże i pokrywają straty. Mowa tu o większości dużych graczy, bowiem nawet wśród oddziałów polskich dużych europejskich koncernów energetycznych nie wszyscy uzyskali w ubiegłym roku dodatnie wyniki na obrocie energią. O wzroście detalicznych cen energii zadecydował przede wszystkim wzrost cen hurtowych oraz kosztów własnych w przedsiębiorstwach wyodrębnionych. Obciążenia z tytułu systemów wsparcia dla energii kolorowej nieco zmalały. Był to skutek spadku cen świadectw pochodzenia energii z wysokosprawnej kogeneracji i energii odnawialnej w roku Ceny zielonych certyfikatów spadały systematycznie w ciągu całego roku, natomiast dla certyfikatów czerwonych gwałtowny spadek nastąpił w ostatnim kwartale Certyfikaty żółte, dla elektrowni gazowych, miały lekkie załamanie w połowie roku, ale spadek ich cen

7 nie był duży. O ile ceny samej energii wzrosły na podobnym poziomie dla odbiorców na niskich napięciach posiadających umowy kompleksowe (grupa C i G ), o tyle wzrost łącznej ceny, zawierającej również opłaty dystrybucyjne, dotknął najbardziej małe firmy, które skorzystały z grupy taryfowej bez kontroli poboru mocy. Ceny wzrosły dla nich o ponad 12%, osiągając, bez akcyzy, poziom 530 zł/mwh (rys. 5). Najwyższe jednak ceny łączne płacili odbiorcy komercyjni na niskim napięciu, dla których kontrolowany jest pobór mocy, a którzy nie skorzystali z prawa do zmiany sprzedawcy. Tam energia, wraz z dostawą, kosztowała 546 zł/mwh (również bez akcyzy). 4. KOSZTY DOSTARCZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ Poziom jednostkowych kosztów energii w elektrowniach i elektrociepłowniach systemowych wzrósł w ubiegłym roku o 8% (rys. 7), przy wzroście technicznego kosztu wytwarzania o 9%. Jednostkowe koszty przekroczyły średnie ceny energii sprzedawanej przez tych wytwórców o 4 złote na megawatogodzinie. Podstawowe przyczyny wzrostu kosztów wytwarzania w ubiegłym roku to:

8 - wzrost cen węgla kamiennego i gazu, - większe zużycie biomasy (ok. 40%), której cena zbliżona jest do cen gazu, - zwiększona amortyzacja w związku z uruchomieniem nowego bloku w elektrowni Bełachatów, - wzrost wynagrodzeń, - mniejsza produkcja energii. Opisana grupa wytwórców energii obejmuje elektrownie cieplne i źródła kogeneracyjne spalające różne rodzaje paliw węgiel, gaz, biomasę. Obok nich funkcjonują elektrownie wodne i rozwijające się dynamicznie (przynajmniej do końca ubiegłego roku) elektrownie wiatrowe. Każdą z tych technologii wytwarzania charakteryzuje inny poziom kosztów. W ubiegłym roku energia była wytwarzana najdrożej w dedykowanych dla biomasy blokach uruchomionych w dużych elektrowniach i elektrociepłowniach systemowych i w kolejności, w elektrociepłowniach gazowych i wiatrowych. Te ostatnie, ze względu na wysoki poziom kosztów finansowych, charakteryzowała największa różnica pomiędzy kosztami wytwarzania a kosztami sprzedanej energii. Najtaniej produkują energię elektrownie spalające węgiel brunatny. Dotychczasowe systemy wspierania rozwoju energetyki odnawialnej i wysokosprawnej kogeneracji okazały się najkorzystniejsze dla większych, zamortyzowanych elektrowni wodnych oraz elektrociepłowni węglowych. W elektrowniach wodnych energia sprzedawana była po cenie niższej niż koszty jednostkowe ale przychody ze sprzedaży certyfikatów zapewniły wysoką rentowność. W elektrociepłowniach węglowych koszty jednostkowe były niższe od cen energii i dodatkowo uzyskiwano certyfikaty, chociaż należy pamiętać o tym, że ich ceny, w szczególności ceny świadectw pochodzenia dla energii z wysoko-sprawnej kogeneracji, w ubiegłym roku bardzo spadły. Wysokie koszty wytwarzania w elektrowniach na węglu kamiennym powodowane są również rosnącym zużyciem biomasy W przedsiębiorstwach obrotu główny składnik (ok. 80%) kosztów jednostkowych stanowi energia elektryczna (tabela 7). Jej ceny w ubiegłym roku były nieco wyższe niż rok

9 wcześniej, średnio o 1,3%. Pozostałe składniki kosztów nie wzrosły, co utrzymało średnie koszty w podsektorze na poprzednim poziomie. Przy wzroście cen na rynku detalicznym poprawiło to nieco sytuację w przedsiębiorstwach wyodrębnionych. W pozostałych przedsiębiorstwach, działających głównie na rynku hurtowym i przy stabilizacji cen w sprzedaży na tym rynku, rentowność się pogorszyła, chociaż i tak była już bardzo niska. Przedsiębiorstwa wyodrębnione kupowały energię drożej niż pozostałe, co wynika ze struktury rynku hurtowego opisanej wcześniej. W tych przedsiębiorstwach także koszty własne są nadal dużo wyższe niż w pozostałych przedsiębiorstwach obrotu (rys. 8), przede wszystkim ze względu na poziom zatrudnienia. Bez wątpienia o takich różnicach decyduje liczba klientów, którą obsługują obie grupy firm, tzn. 16,5 mln w przypadku przedsiębiorstw wyodrębnionych i 1,5 tys. w przypadku pozostałych firm obrotu, chociaż duże grupy energetyczne i w tym obszarze zapowiadają racjonalizacje kosztów wiążącą się z programami ograniczania zatrudnienia. W obu grupach firm podobny jest poziom kosztów wynikających z obowiązku umarzania świadectw pochodzenia dla energii kolorowej, zł/mwh, co więcej, jest on niższy niż

10 rok wcześniej, czyli powinien był oddziaływać hamująco na wzrost ceny dla odbiorców końcowych. Jednostkowe koszty dostarczania energii i ich dynamikę przedstawiono w tabeli 8. Wzrost kosztów jednostkowych nastąpił głównie w związku ze wzrostem kosztów własnych oraz zmniejszeniem ilości przesyłanej energii. W strukturze kosztów własnych dystrybucji najbardziej znaczącą pozycją jest amortyzacja (ponad 30%), która wzrosła w ubiegłym roku o 11%. Najbardziej, o ok. 1/3, wzrosły również koszty usług obcych, które stanowią ponad 12% kosztów własnych. Koszty energii kupowanej na pokrycie różnicy bilansowej pozostały na podobnym poziomie jak rok wcześniej, a obniżenie przez Prezesa URE opłat przejściowych na rok 2012 spowodowało zmniejszenie ich poziomu o 1,7 zł/mwh. 5. WYNIKI FINANSOWE I RENTOWNOŚĆ Łączny wynik sektora elektroenergetycznego osiągnięty na działalności energetycznej w roku 2012 przekroczył nieco poziom roku wcześniejszego. Jednak jego struktura uległa zmianom (rys. 10). Przede wszystkim zaznacza się niemal całkowity brak zysku w elektrowniach spalających węgiel kamienny. Poza wysokimi, w stosunku do uzyskiwanych cen energii, kosztami jednostkowymi przyczyniło się do tego, w dużym stopniu, przeszacowanie majątku elektrowni Dolna Odra. Bardzo dobrze wypadły natomiast elektrownie spalające węgiel brunatny uzyskując 4,6 mld zł zysku, więcej niż rok wcześniej o 1,2 mld zł trzeba pamiętać, że przy dużej różnicy

11 pomiędzy ceną a kosztem w tych elektrowniach, wyprodukowały one również znacznie więcej energii. Wyższe zyski wygenerowały również przedsiębiorstwa sieciowe oraz duże farmy wiatrowe. Zysk tej ostatniej grupy powiększył się m.in. ze względu na przyrost ich mocy i produkcji. Osiągnięte zyski poprawiły znacznie rentowność przedsiębiorstw sieciowych. Wskaźniki dla spółek dystrybucyjnych osiągnęły poziom uzyskiwany w poprzednich latach tylko przez podsektor wytwarzania. Jego rentowność, średnia obniża się z kolei z roku na rok, pomimo coraz lepszej sytuacji elektrowni na węgiel brunatny. Rewelacyjną rentowność uzyskują natomiast większe elektrownie wodne, choć w roku ubiegłym była ona niższa niż wcześniej. Poprawiła się również rentowność elektrowni wiatrowych. Przepływy finansowe trzech największych grup energetycznych w roku 2012, będących na giełdzie, tj. PGE, Tauron PE i ENEA, pokazano w tabeli 9.

12 Warto przyjrzeć się bardziej szczegółowo tym firmom, chociażby ze względu na fakt, że ich łączny udział w wytwarzaniu energii w Polsce wynosi 70%, w rynku hurtowym 50% i blisko 70% w detalicznym rynku energii. Najkorzystniej ubiegły rok wypadł dla spółki Tauron Polska Energia i to pomimo posiadania przez nią wyłącznie droższych elektrowni konwencjonalnych, tzn. elektrowni spalających węgiel kamienny. Wszystkie segmenty działalności przyniosły zyski, z czego największą część, ponad 1 mld zł wygenerował obszar dystrybucji energii. Skonsolidowany zysk brutto to 1,9 mld zł. PGE oraz ENEA osiągnęły zyski niższe niż rok wcześniej, pogorszyła się również ich rentowność, zarówno jeśli chodzi o sprzedaż jak i kapitały. Zysk PGE wyniósł 4,1 mld zł, z czego blisko połowę dało wytwarzanie energii, a ¼ jej dystrybucja. W grupie ENEA z 980 mln zysku brutto blisko połowę uzyskano w segmencie dystrybucji i 1/3 w segmencie wytwarzania. Łączny zysk brutto omawianej trójki wyniósł 6,9 mld zł, był zatem niższy o 1,8 mld zł. Najbardziej obniżył się zysk Polskiej Grupy Energetycznej, z 6,1 na 4,1 mld zł. Interesująca wydaje się nawet pobieżna analiza przepływów finansowych tych firm (tabela 9). Pomimo niższych zysków, większych wypłat z tytułu dywidendy oraz poniesienia większych nakładów inwestycyjnych, udało im się wygenerować około 1 mld zł dodatnich przepływów i powiększyć pulę posiadanych środków do poziomu 5,8 mld zł. Z drugiej strony, najbliższe zobowiązania inwestycyjne PGE, Tauronu i ENEI m.in. budowa bloków w elektrowniach Opole i Kozienice, modernizacji bloków w elektrowniach Bełchatów i Jaworzno III, budowy farm wiatrowych przez Tauron oraz inwestycje w modernizację i rozbudowę sieci dystrybucyjnych, opiewają łącznie na kwotę 17,4 mld zł. 6. PODSUMOWANIE Pod względem wyników finansowych rok 2012 nie był najgorszym rokiem dla elektroenergetyki, ale też nie wszystkie przedsiębiorstwa sektora i nie wszystkie podsektory mogą zaliczyć go do udanych. Korzystne rezultaty działania uwarunkowane były w dużej mierze istnieniem wsparcia ze strony państwa, przede wszystkim, systemami kolorowych certyfikatów, nawet pomimo istotnego spadku ich cen. Także regulacja w postaci zatwierdzania poziomu stawek opłat, czyli zatwierdzania taryf dla działalności sieciowej (monopol naturalny), sprzyjała wzrostowi rentowności firm dystrybucyjnych i przesyłania energii. Trzeba przyznać, że wraz ze wzrostem zysków coraz większe środki przeznaczane są przez dystrybutorów na rozwój. Przy obecnej strukturze wytwarzania energii w Polsce oraz poziomie cen energii, bardzo dobre wyniki uzyskują również elektrownie spalające węgiel brunatny. Korzystają one z możliwości sprzedaży energii po cenach bardzo zbliżonych do cen uzyskiwanych przez znacznie droższe elektrownie na węglu kamiennym.

13 Perspektywy na najbliższe lata oceniane są jednak przez sektor bardzo krytycznie, przede wszystkim ze względu na dużą niepewność warunków działania związanych z brakiem ostatecznych uregulowań prawnych w prawie energetycznym a dotyczących głównie załamania się mechanizmów wsparcia dla kogeneracji węglowej i gazowej oraz znacznego obniżenia cen na Rynku Praw Majątkowych OZE. LITERATURA [1] Biuletyny kwartalne: Sytuacja w elektroenergetyce, ARE S.A. [2] Biuletyn kwartalny: Monitoring zużycia biomasy w energetyce, 2012, ARE S.A. [3] Janik W.: Sytuacja finansowa przedsiębiorstw sektora elektroenergetycznego w Polsce. Politechnika Lubelska, Lublin [4] Janik W., Kaproń H., Paździor A., Połecki Z.: Potrzeby inwestycyjne sektora elektroenergetycznego i możliwości ich sfinansowania przez koncerny energetyczne. Rynek Energii 2013, nr 2 (105), str [5] Kaproń H., Połecki Z.: Eksploatacja podsystemu wytwórczego w Polsce w latach Rynek Energii 2012, nr 6 (103). [6] Matusiak B.: Modele biznesowe na nowym, zintegrowanym rynku energii. Wydawnictwo Uniwersytetu Łódzkiego, Łódź [7] Mikołajuk H.: Sprzedaż i wyniki finansowe elektroenergetyki w roku Wyniki finansowe elektroenergetyki-kryzysowe? Elektroenergetyka 2012-wyniki finansowe. Zeszyt Tematyczny Rynku Energii, odpowiednio numery I(VI)/2011, I(VII)/2012, I(VIII)/2013. [8] Pieniądz w przedsiębiorstwach elektroenergetycznych 2011, ARE S.A. [9] Praca zbiorowa pod redakcją A. Paździora Sytuacja finansowa przedsiębiorstw sektora elektroenergetycznego w Polsce. Wyd. Politechniki Lubelskiej, Lublin [10] Roczniki: Statystyka elektroenergetyki polskiej. ARE S.A. [11] Sprawozdana skonsolidowane grup energetycznych za lata [12] Strony internetowe: cire.pl, wnp.pl, ure.gov.pl

14 SOME ECONOMIC ASPECTS OF POLISH POWER SECTOR IN Key words: energy prices, energy sales, financial results, profitability Summary. In this paper some economic data of power sector in and macroeconomic indicators are presented. Preliminary data indicate that the electricity industry has achieved the level of gross profits similar to the previous two years. This result is a consequence of the electricity price growth by about 2% and of the small increase in the electricity sales volumes. The paper presents basic information on the sales level, electricity pric-es, electricity supply costs and some financial indicators of main power sector companies have been in the stock market. Henryk Kaproń, profesor dr hab., Politechnika Warszawska, Wydział Mechaniczny Energetyki i Lotnictwa, Instytut Techniki Cieplnej, Zakład Racjonalnego Użytkowania Energii. hkapron@itc.pw.edu.pl Zbigniew Połecki, dr inż., Politechnika Lubelska, Wydział Elektrotechniki i Informatyki, Katedra Sieci i Zabezpieczeń. z.polecki@pollub.pl