Spis treści. ProPB.pl

Transkrypt

1 Lato 2013 PROGNOZOWANIE CEN ENERGII ELEKTRYCZNEJ DLA PRZEDSIĘBIORSTW Dr Robert ZAJDLER Celem raportu jest ukazanie tych zmiennych rynkowych, które mają największy wpływ na cenę energii elektrycznej w Polsce. Ich znaczenie zależy od obecnego modelu tego rynku i może ulegać zmianie wraz z pogłębianiem tendencji prorynkowych. Raport nadaje wartości tym zmiennym w oparciu o najbardziej aktualne dostępne na rynku dane, a dodatkowo wskazuje mechanizm szybkiej weryfikacji obecnej ceny energii elektrycznej. Zaprezentowany indeks WEX90 to indeks prognozujący zmianę ceny energii elektrycznej w okresie kolejnych 90 dni. Profesjonalne Publikacje Branżowe sp. z o.o.

2 Spis treści Wstęp... 3 I. Model rynku energii w Polsce Odbiorcy Sprzedawcy Wytwórcy Przesyłanie i dystrybucja Kontrola nad rynkiem... 6 II. Determinanty ceny energii elektrycznej Źródła pozyskania energii Towarowa Giełda Energii Kontrakty OTC Rynek bilansujący Koszty węgla Inwestycje w moce wytwórcze Koszty środowiskowe Konkurencja pomiędzy spółkami obrotu III. Index WEX Podsumowanie O Autorze

3 Wiedzę buduje się z faktów, jak dom z kamienia, ale zbiór faktów nie jest wiedzą, jak stos kamieni nie jest domem. Henri Poincare Wstęp Rynek energii elektrycznej w Polsce ukształtowany jest zarówno w oparciu o przyjęte rozwiązania regulacyjne na szczeblu krajowym (przepisy prawne, jak np. ustawa Prawo energetyczne, dokumenty strategiczne, jak np. Polityka energetyczna Polski do 2030 r.), na szczeblu Unii Europejskiej, jak również poprzez działania samych przedsiębiorstw (zwłaszcza odbiorców energii), którzy przez swoją aktywność na tym rynku wpływają na poziom jego konkurencyjności. Czynnikiem charakteryzującym rynek energii jest cena, za jaką odbiorcy nabywają energię elektryczną. Świadomość sposobu kształtowania tej ceny, a zatem czynników determinujących jej zmianę oraz wiedza na temat najbardziej prawdopodobnej jej zmiany w średnim i dłuższym horyzoncie czasu daje istotny potencjał do optymalizacji tego kosztu prowadzenia działalności gospodarczej. Widoczne jest to chociażby przez porównanie średniej ceny za 1 MWh płaconej przez odbiorców z różnych grup taryfowych. W IV kw r. średnia cena energii elektrycznej wyniosła dla odbiorców grupy taryfowej A PLN/MWh, grupy taryfowej B 272,4 PLN/MWh, grupy taryfowej C 329,2 PLN/MWh, co oznacza, różnicę na poziomie 30%. Różnica ta nie wynika tylko i wyłącznie z wolumenu odbieranej energii, ale również ze strategii zakupowej odbiorców. Uznanie energii elektrycznej za taki sam koszt prowadzenia działalności gospodarczej, jak koszty materiałów czy robocizny, a tym samym dążenie do optymalizacji tego kosztów obniża cenę, jaką przedsiębiorcy płacą za ten towar, a tym samym ma wpływ na rentowność prowadzonej przez nich działalności gospodarczej. Traktowanie energii elektrycznej jako sztywnego kosztu uniemożliwia optymalizację. Optymalizacja ceny wymaga wiedzy na temat czynników ją determinujących, Pozwalają one oszacować, gdzie i jaki jest potencjał do optymalizacji. Raport niniejszy ma na celu wskazanie tych składowych rynku energii elektrycznej, które wpływają na cenę, wskazuje również mechanizm prognozowania ceny w średnim okresie czasu indeks WEX90. I. Model rynku energii w Polsce Na rynku energii elektrycznej w Polsce funkcjonuje wiele podmiotów. Można je podzielić na dwie grupy. Pierwszą z nich są odbiorcy energii elektrycznej, podzieleni na grupy taryfowe A, B, C i G. Drugą są podmioty dostarczające energię elektryczną odbiorcom, których zakres działania uzależniony jest od ich miejsca w łańcuchu dostaw. Mamy zatem wytwórców energii elektrycznej, zajmujących się wytwarzaniem towaru, jakim jest energia, spółki obrotu zajmujące się sprzedażą energii elektrycznej odbiorcom, spółki dystrybucyjne oraz spółkę przesyłową (PSE S.A.), zajmujące się usługą transportu zakupionej przez odbiorców energii. Ta specjalizacja w zakresie prowadzonej działalności gospodarczej ma 3

4 znaczenie dla optymalizacji kosztów tego elementu łańcucha dostaw, a tym samym finalnej ceny za MWh, która jest oferowana odbiorcom. 1. Odbiorcy Odbiorcy energii elektrycznej, których jest ok mln nie są grupą jednorodną, a ich podział zależy od ilości zużywanej energii elektrycznej oraz sieci elektroenergetycznej, do której są podłączeni (sieci wysokich i najwyższych napięć, sieci średnich napięć czy też sieci niskich napięć). Około 14.3 mln odbiorców to gospodarstwa domowe przyłączone do sieci niskich napięć (grupa taryfowa G). Kolejną grupę stanowią przedsiębiorcy w liczbie ok. 1.7 mln, którzy podobnie jak gospodarstwa domowe przyłączeni są do sieci niskich napięć (grupa taryfowa C). Prawie 30 tys. odbiorców podłączonych jest do sieci średnich napięć (grupa taryfowa B), a zaledwie ok. 300 do sieci wysokich napięć (grupa taryfowa A). Liczba odbiorców nie przekłada się jednak na zużycie prądu. Na podstawie danych z czwartego kwartału najwyższy udział w konsumpcji energii elektrycznej ma grupa taryfowa B, na drugim miejscu znajduje się najliczniejsza grupa klientów gospodarstwa domowe, na trzecim grupa A, a na końcu grupa C. Poniższy wykres przedstawia udział grup taryfowych w konsumpcji energii oraz liczbę odbiorców w ramach tych grup. Aktywność tych grup odbiorców jest różna na rynku energii. Z uwagi na znaczenie energii elektrycznej w kosztach produkcji najbardziej aktywni są odbiorcy grupy taryfowej A, gdyż koszt energii jest dla nich istotnym czynnikiem produkcji. Ich aktywność przekłada się również na najniższą cenę za MWh przez nich płaconą (o czym w dalszej części Raportu). Pozostałe grupy przedsiębiorstw (grupa taryfowa B i C) są stosunkowo mniej aktywnymi uczestnikami tego rynku. Widać jednak zmianę trendu, chociażby w postaci tworzenia tzw. grup zakupowych, które integrując indywidualnych przedsiębiorców w grupy zużywające większe ilości energii elektrycznej są w stanie wynegocjować z dostawcami energii dużo tańszą cenę za MWh. 4

5 2. Sprzedawcy Odbiorcy są zazwyczaj zaopatrywani w energię elektryczną przez sprzedawców, zwanych powszechnie spółkami obrotu 1. Spółki obrotu można podzielić na te, które wchodzą w skład zintegrowanych grup energetycznych, łączących w ramach jednego przedsiębiorstwa ( spółki matki ) działalność w zakresie wytwarzania energii elektrycznej, obrotu oraz jej dystrybucji (np. Tauron Sprzedaż sp. z o.o. czy też PGE Obrót S.A.) oraz te, które są podmiotami niezależnymi od tych grup energetycznych, konkurując z nimi na rynku. Według stanu na początek sierpnia 2013 r. istnieje w Polsce ponad 370 spółek obrotu. Daje to odbiorcom energii elektrycznej potencjalne możliwości wyboru oferty, rodząc również konieczność śledzenia zmian na rynku energii, zwłaszcza w kontekście średnioterminowej zmiany ceny (1-3 lata), gdyż może to wpływać na podjęcie zobowiązań umownych do kupna energii powyżej ceny rynkowej. W tym celu przydatnym są wszelkie instrumenty mogące pomóc oszacować tendencje na tym rynku, jak np. WEX90 (zob. poniżej). Spółki obrotu zaopatrują się w energię elektryczną w trzech źródłach, tj: 1. na Towarowej Giełdzie Energii S.A % wolumenu, 2. bezpośrednio u wytwórcy, na podstawie umowy dwustronnej (tzw. kontrakty OTC) % wolumenu lub 3. na rynku bilansującym, służącym rozliczeniu różnicy pomiędzy zamówioną w danym dniu ilością energii elektrycznej a fizycznie odebraną energią przez odbiorcę, co coraz wyraźniej daje możliwość dostosowania ceny i warunków dostawy energii elektrycznej do potrzeb konkretnego odbiorcy, w tym zwłaszcza odbiorcy grupy taryfowej A i B. 3. Wytwórcy Polski rynek wytwórców energii elektrycznej jest jednakże mocno skoncentrowany. W 2012 r. pięciu największych wytwórców odpowiadało za ponad 75% wytworzonej energii elektrycznej. Należą do nich PGE, Tauron, EDF, Enea oraz PAK, co utrudniać może poszukiwanie tańszej energii na rynku, zwłaszcza dla odbiorców zużywających mniejsze ilości energii. Spółki obrotu poszukujące energii w dużych ilościach lub o jasno sprofilowanej charakterystyce konsumpcji mogą uzyskać lepsze warunki dla odbiorców mniejszych lub takich których konsumpcja jest mniej przewidywalna. Polski rynek energii posiada możliwości importu energii za pośrednictwem istniejących połączeń transgranicznych (tzw. interkonektorów). Od pięciu lat niezmiennie Polska jest eksporterem energii elektrycznej netto, jednak w relacjach z poszczególnymi państwami saldo bywa zarówno dodatnie, jak i ujemne, w zależności od wahań popytu i cen na rynkach ościennych. Daje to jednak możliwość zakupu tańszej energii z zagranicy. Konieczne jest jednak śledzenie trendów na zagranicznych rynkach energii. Znaczenie tego źródła dostaw będzie rosło w miarę rozbudowy możliwości importowych energii do Polski, co będzie następowało w najbliższych latach. 1 Część dostarczanej na rynek energii elektrycznej pochodzi bezpośrednio od wytwórców, stanowi to jednak ok 1.9 TWh, czyli 1% rynku. 5

6 4. Przesyłanie i dystrybucja Równolegle, obok instytucji związanych z wytwarzaniem i sprzedażą energii istnieją podmioty zajmujące się usługą fizycznej dystrybucji energii elektrycznej, do których należy jeden operator systemu przesyłowego (PSE S.A.) oraz 159 operatorów systemów dystrybucyjnych, spośród których 4 największe związane są grupami energetycznymi PGE, Enea, Tauron i Energa oraz RWE Polska (obsługująca aglomerację warszawską). Ten aspekt rynku energii ma pośrednie znaczenie dla odbiorców, gdyż opłaty płacone przez nich za usługi przesyłu i dystrybucji są administracyjnie regulowane przez Prezesa URE. Pomimo tego, świadomość własnego profilu konsumpcji może pozwolić na precyzyjne dostosowanie parametrów technicznych dostawy do potrzeb, co wpłynąć może na obniżenie tych opłat. 5. Kontrola nad rynkiem Organem nadzoru nad rynkiem energii elektrycznej jest Prezes Urzędu Regulacji Energetyki (URE). Jego rolą jest dbanie o to, aby odbiorcy energii mieli adekwatną siłę i pozycję na rynku w stosunku do dostawców energii. Wszelkie działania mogące naruszać interesy odbiorców, zarówno co do warunków umownych, jak i co do ceny, podlegają monitorowaniu, a w pewnych sytuacjach interwencji ze strony Prezesa URE. Organ ten jest również odpowiedzialny za kształtowanie cen energii dla grupy taryfowej G, tj. gospodarstwa domowe. Cena przez nich płacona nie jest określana przez rynek, ale w drodze decyzji administracyjnej, co utrudnia wykształcenie się w pełni rynkowych mechanizmów. Powyżej wskazana charakterystyka rynku energii elektrycznej wpływa na czynniki determinujące jej cenę dla odbiorców. Poniżej przedstawione zostaną główne determinanty tej ceny. 6

7 II. Determinanty ceny energii elektrycznej W 2007 r. wprowadzono regulacje prawne w Polsce, na podstawie których odbiorcy energii (z wyłączeniem gospodarstw domowych) mogą samodzielnie ustalać cenę, za jaką kupują energię elektryczną. Biorąc pod uwagę, że np. w 2012 r. gospodarstwa domowe (grupa taryfowa G) odpowiadała za 24% konsumpcji energii elektrycznej, 76% energii elektrycznej na rynku (czyli ok. 93 TWh/r) było sprzedawanych po cenach rynkowych. Każdy element powyższego łańcucha dostaw na rynku energii elektrycznej ma wpływ na cenę energii płaconą przez odbiorcę. Cena energii elektrycznej składa się zasadniczo z dwóch składników: opłaty za towar, jakim jest energia elektryczna (w MWh) oraz opłaty za usługę dostarczenia tego towaru do miejsca konsumpcji (tzw. opłata dystrybucyjna). W związku z tym, że transport, tj. przesył i dystrybucja, energii elektrycznej opiera się na naturalnych monopolach, a taryfy spółek transportujących energię elektryczną do odbiorców zatwierdza Prezes Urzędu Regulacji Energetyki w oparciu o wskaźniki uwzględnione w przepisach prawa, niniejszy Raport skupi się jedynie na tych elementach ceny energii elektrycznej, które związane są z samym towarem. 1. Źródła pozyskania energii Wyprodukowana energia elektryczna trafia na rynek poprzez jeden z trzech kanałów dostawy. Największy obecnie udział ma rynek giełdowy (administrowany przez Towarową Giełdę Energii S.A. (TGE), który odpowiadał w 2012 r. za 61,82% wolumenu dostawy energii elektrycznej wyprodukowanej w Polsce. Jedna trzecia wolumenu (32,9%) została zakontraktowana w umowach dwustronnych (ang. over-the-counter, OTC) zaś resztę stanowił rynek bilansujący. Te wielkości mają również znaczenie dla odbiorcy, ponieważ także przekładają się na cenę. Rynek giełdowy, który jeszcze w 2010 r. prawie nie istniał, a jego udział w całości wolumenu energii w Polsce wynosił zaledwie 4% stał się obecnie główną platformą transakcji między wytwórcami, spółkami obrotu i odbiorcami. Do niedawna istniały w Polsce dwie platformy giełdowe, na których cena energii elektrycznej była ustalana przez stronę popytową i podażową. Od końca I kw r. zniknęła z rynku Platforma Obrotu Energią Elektryczną, a TGE została jedynym podmiotem giełdowym w zakresie obrotu energią elektryczną. Wolumen obrotu oraz jego centralizacja wpływają na rynkowość ukształtowania ceny na tym rynku Towarowa Giełda Energii Na TGE funkcjonuje kilka rynków związanych pośrednio lub bezpośrednio z energią elektryczną. Kluczowym jest rynek dnia następnego (RDN), oprócz którego funkcjonuje również rynek terminowy. Odbiorcy kupują na tych rynkach energię elektryczną w ilościach odpowiadających wielokrotności MWh na określone okresy. Ceny energii elektrycznej na TGE podlegają wahaniom i są zależne od licznych czynników. Po pierwsze, warunkuje je koszt produkcji energii elektrycznej. Po drugie w związku z brakiem możliwości magazynowania energii elektrycznej, ceny na RDN odzwierciedlają popyt na energię w danym momencie. Obecnie brak jest na giełdzie znaczącego wpływu popytu innego niż krajowy, co jednak ulegnie zmianie wraz z większą praktyczną integracją 7

8 rynku krajowego z rynkiem energii UE, która nastąpi w momencie znaczniejszego rozwoju połączeń transgranicznych. Poniższy wykres przedstawia średnią ważoną cenę 1 MWh na TGE w okresie od stycznia 2010 r. do końca marca 2013 r. Można z niej odczytać sezonowość cen energii, ale i dużą zmienność cen w kolejnych miesiącach z widocznym trendem spadku od sierpnia 2012 r. oraz znacznym spadkiem w pierwszych trzech miesiącach 2013 r. Giełda daje rynkowi szansę na tworzenie ceny oparciu o liczne uwarunkowania. Im bardziej dojrzała giełda tym bardziej odzwierciedla rzeczywiste warunki na rynku. Już dzisiaj cena energii na TGE w znacznej mierze odpowiada realiom rynkowym, a opisane powyżej spadki cen energii znajdują swoje odzwierciedlenie w wydarzeniach wpływających na podaż i popyt Kontrakty OTC Kolejną możliwość zakupu energii elektrycznej dają odbiorcy umowy dwustronne (OTC), tj. bezpośrednio od wytwórcy, najczęściej funkcjonującego w ramach tej samej grupy kapitałowej, albo od spółki obrotu. O ile jeszcze w 2010 r. ten model zaopatrywania się w energię elektryczną był dominującym na polskim rynku, z udziałem na poziomie prawie 90%, o tyle w ciągu ostatnich 1-2 lat, udział ten stanowi ok. 1/3 rynku zbytu dla wytwórców. Ta zmiana wiąże się ze zmianą regulacji na polskim rynku, wymuszającą sprzedaż energii przez giełdę. Kontrakty OTC są kanałem zakupu, który gwarantuje spółce obrotu względną stałość ceny, ale jednocześnie przy skoncentrowanym rynku wytwarzania stwarza zagrożenie utrzymania realnego monopolu na rynku energii. Wymóg sprzedaży energii poprzez giełdę pozwala spółkom obrotu na zakup energii na giełdzie lub w hurcie po cenach bardziej odzwierciedlających realia rynkowe w danym momencie Rynek bilansujący Rynek bilansujący jest rynkiem technicznym mającym na celu bilansowanie w czasie rzeczywistym zapotrzebowania na energię oraz energii wprowadzonej do sieci w celu niezakłóconej realizacji zobowiązań. Rynek bilansujący stanowi niezbędny element systemu 8

9 rynku energii, a udział podmiotów nabywających energię jest na nim obowiązkowy. Wielkość tego rynku jest w miarę stała i nie stanowi dużego udziału w całości sprzedanej energii w Polsce. W 2012 r. na rynek bilansujący dostarczono ok. 4,8 TWh, czyli niewiele ponad 3% wolumenu sprzedanego w kraju. Ceny na rynku bilansującym nie mają dużego znaczenia dla odbiorcy końcowego, ponieważ jest to rynek o małym udziale w całości sprzedanej energii w kraju. Powyższa charakterystyka możliwości pozyskania energii przez odbiorcę pokazuje, iż podstawowym źródłem pozyskania energii staje się giełda. TGE wyznacza również trend w cenie energii elektrycznej na rynku, do którego odnoszą się umowy zawierane przez niektórych odbiorców (zazwyczaj z grupy taryfowej A), których cena umowna indeksowana jest do cen na TGE. Z uwagi na wolumen obrotu na giełdzie (wskaźnik churn na poziomie ok. 1,1), średnia cena na TGE nie jest jednoznacznie wskazywana za uzasadnioną. Dlatego też istotne są inne narzędzia analityczne (jak np. WEX90), które potwierdzać będą zasadność ceny generowanej przez TGE. Umowy zawierane w ramach OTC w przypadku coraz bardziej wiarygodnej wyceny MWh przez giełdę odnosić się będą docelowo do tego mechanizmu wyceny energii. 2. Koszty węgla Energia elektryczna wytwarzana jest w Polsce w 88,6% w oparciu o technologie węglowe. Udział węgla brunatnego wynosi ok. 40%, podczas gdy węgla kamiennego stanowi 60% wolumenu energii wytworzonej ze źródeł konwencjonalnych. W 2012 r. Polska była największym producentem węgla kamiennego oraz drugim największym producentem węgla brunatnego w Unii Europejskiej 2. Szacuje się, że koszty zakupu paliw stanowią ok. 2/3 całości kosztów wytworzenia energii elektrycznej przez elektrownie węglowe w Polsce. Jako dwa główne paliwa stanowią one istotny czynnik kosztowy jednostki energii sprzedawanej na polskim rynku energii elektrycznej. Wydobycie węgla brunatnego w Polsce skupione jest w ramach dwóch grup energetycznych, będących w gronie pięciu największych wytwórców energii elektrycznej. Ze względu na specyfikę węgla brunatnego, nie transportuje się go na duże odległości, a wydobycie w ramach grup kapitałowych służy zaspokojeniu potrzeb paliwowych tych grup. Brak rynkowości węgla brunatnego znajduje swoje odzwierciedlenie w tym, że jego cena jest uwarunkowana głównie czynnikami o charakterze lokalnym oraz kosztami produkcji. Zupełnie innym rynkiem jest rynek węgla kamiennego, który jako paliwo nietracące w istotnym stopniu na kaloryczności w transporcie, jest przedmiotem handlu międzynarodowego. Inna jest także specyfika podmiotów na rynku węgla kamiennego w Polsce. Produkcja węgla kamiennego odbywa się w znacznej mierze w podmiotach państwowych lub z większościowym udziałem Skarbu Państwa (82%). Poza wydobyciem w ramach grupy Tauron, stanowiącej 7% krajowej produkcji, węgiel wydobywa się w ramach grup niepowiązanych z podmiotami energetycznymi. Oznacza to z jednej strony, że cena węgla podlega mechanizmom rynku międzynarodowego, a zatem firmy górnicze konkurują o klienta energetycznego, nie mając zapewnionego rynku zbytu. Z drugiej strony, węgiel kamienny transportowany jest na znaczne odległości, co daje wytwórcom energii elektrycznej możliwość zakupu paliwa w odległych miejscach. Dowodem na poparcie tego 2 Eurocoal. 9

10 zjawiska jest największy udział węgla kamiennego w masie przewiezionych towarów w kolejowych przewozach towarowych (40% całości przewozów). Łatwość transportu i wysoki udział węgla kamiennego w polskim miksie energetycznym czyni nasz rynek atrakcyjnym dla zagranicznych podmiotów, co przy globalnej cenie węgla kamiennego niższej od ceny ze źródeł krajowych może skutkować zwiększaniem importu w wyniku działań optymalizacji kosztowej producentów energii elektrycznej. Import węgla do Polski wyniósł w 2012 r. ok. 11 mln ton. Długoterminowo jednak nie można spodziewać się znacznych obniżek na rynku węgla kamiennego ze względu na szybki rozwój państw azjatyckich, których gospodarki, podobnie jak Polska, w znacznej mierze opierają się na wykorzystaniu węgla. W świetle analiz The Boston Consulting Group 3, Chiny, Indie, Indonezja i kraje Ameryki Południowej będą odpowiadały za 90% wzrostu zapotrzebowania na energię do 2030 r. Węgiel stanowi istotny udział kosztu produkcji energii elektrycznej, który różni się w zależności od sprawności bloku energetycznego wytwarzającego energię elektryczną. Ceny węgla na polskim rynku nie odzwierciedlają w pełni cen na rynkach europejskich, za których wskaźnik uważa się cenę węgla ARA 4. Poniższy wykres obrazuje cenę węgla kamiennego w PLN w Polsce oraz cenę w UE (według wskaźnika ARA). O ile w ostatnich kwartałach cena w UE jest niższa od ceny w Polsce, o tyle zauważamy także okresy, w których węgiel polski był tańszy od węgla na innych rynkach. Niemałe znaczenie w tym porównaniu ma kurs polskiej waluty, który w ostatnim czasie ulegał znacznym wahaniom w odniesieniu do dolara amerykańskiego. Znajomość tych zależności ma znaczenie zwłaszcza dla odbiorców taryfowych A, pozwala bowiem na takie ustalenie ceny kupowanej energii elektrycznej, aby w największym stopniu wykorzystać powyższy trend. Zarówno cena węgla kamiennego i brunatnego, jak i cena produkcji energii elektrycznej uzależnione są od wysokości wynagrodzeń odpowiednio w sektorze górniczym i energetycznym. Stan zatrudnienia w polskich spółkach górnictwa węgla kamiennego to ok. 140 tyś. osób oraz mniej więcej drugie tyle osób w sektorze produkcji węgla brunatnego, wytwarzaniu i dystrybucji energii 5. 3 Monitor Rynku Energii 1/2013 [na:] 4 Cena węgla w portach Amsterdam, Rotterdam i Antwerpii, uznawana jest za wskaźnik dla ceny tego węgla w UE. 5 Wliczając dystrybucję gazu. 10

11 Cena za MWh energii elektrycznej wyznaczana przez TGE ma również znaczenie dla rynku węgla. Kontrakty na zakup węgla niejednokrotnie indeksowane są do cen energii elektrycznej na TGE. W wyniku tego mamy do czynienia z sytuacją, w której jeden z determinantów ceny energii elektrycznej, jakim jest koszt jej wytworzenia, związany jest z ceną tej energii. Może to skutkować brakiem zainteresowania wzrostem cen energii elektrycznej na TGE, gdyż będzie to rodziło dla wytwórców energii elektrycznej z węgla, często powiązanych kapitałowo ze spółkami obrotu, wyższe koszty pozyskania tego surowca. Znaczenie węgla w polskiej energetyce determinuje dążenie do stworzenia wiarygodnego mechanizmu rynkowej wyceny tego surowca. Powstały indeks węglowy byłby instrumentem rynkowej wyceny węgla w Polsce, determinującym zmiany cen w umowach dostawy tego surowca m.in. dla sektora energetyki Inwestycje w moce wytwórcze Kolejne czynniki mające wpływ na cenę energii elektrycznej dla odbiorców w Polsce to m.in. inwestycje w nowe bloki wytwórcze. Polska znajduje się w momencie, w którym inwestycje stanowią lub będą w najbliższym czasie stanowiły istotny czynnik kosztowy przy produkcji energii. W wyniku zobowiązań związanych z polityką energetyczną Unii Europejskiej, Polska zobowiązana została do dostosowania technologii wytwórczych do wysokich wymogów środowiskowych przy wytwarzaniu energii elektrycznej, w szczególności do inwestycji w odnawialne źródła energii oraz wygaszania starych bloków energetycznych. Skala wymaganych przedsięwzięć oceniana jest na dziesiątki miliardów złotych w nadchodzących latach, a źródła pozyskania finansowania nie zostały do końca określone. Jednym z nich jest opisany poniżej mechanizm otrzymywania dochodów związanych ze sprzedażą uprawnień do emisji dwutlenku węgla. 4. Koszty środowiskowe Istotne dla ceny płaconej przez odbiorców energii elektrycznej są również koszty środowiskowe, w tym w szczególności związane z emisją dwutlenku węgla (CO 2 ). Ich cena w ostatnich latach wahała się i mimo prognoz, które zakładały znaczny wzrost ceny pojedynczego uprawnienia, nadpodaż uprawnień na rynku wpłynęła na to, że dzisiaj cena uprawnienia jest dużo niższa niż zakładano. W tym aspekcie kluczowym zagadnieniem jest konieczność zakupu przez przedsiębiorstwa uprawnień do emisji dwutlenku węgla. W Polsce nie istnieje dzisiaj platforma handlu takimi uprawnieniami. Powoduje to dodatkowe ryzyka dla przedsiębiorstw zobowiązanych do ich zakupu. Są one otwarte na ryzyko walutowe oraz na konieczność znajomości procedur na rynku niemieckim, gdzie obecnie nabywane są uprawnienia. Powoduje również utracenie realnego przychodu budżetowego, który mógłby być przeznaczany na inwestycje proekologiczne, w efekcie których zmniejszyłaby się baza kosztowa wytwórców. Skutkiem tego braku polskiej platformy obrotu CO 2 i utraconych korzyści dla wytwórców będzie 6 Zob. wywiad z Ireneuszem Łazorem, Prezesem TGE, Monitor Rynku Energii 1/2013 [na:] 11

12 konieczność poszukiwania innych źródeł finansowania, a co za tym idzie zwiększenie udziału kosztów inwestycji proekologicznych w cenie energii płaconej przez odbiorcę końcowego 7. Pod względem uprawnień do emisji dwutlenku węgla Polska znajduje się w uprzywilejowanej pozycji względem innych krajów, ponieważ przewidziano dla Polski okres derogacyjny w latach , w którym liczba bezpłatnych uprawnień będzie malała z obecnych 70% do zera, podczas gdy w większości krajów całość uprawnień musi być kupiona w całości na rynku. W tym aspekcie polski klient nie zostanie obciążony dodatkowymi, zwiększonymi kosztami emisji. Zamysł derogacji ma jednak na celu stymulację inwestycji, a nie krótkotrwały upust dla odbiorców, zatem należy oczekiwać, iż będą miały one wpływ na cenę. Trend spadku cen uprawnień do emisji w UE spowodował działania na szczeblu UE mające na celu czasowe ograniczenie ilości uprawnień, zwane backloading. Mimo braku ograniczeń dzisiaj, można się spodziewać, że w najbliższym czasie zostaną podjęte kroki zmierzające do podniesienia ceny uprawnień. Nie pozostanie to bez wpływu na cenę energii w Polsce. Wyższa cena uprawnień to wyższy koszt produkcji, choć przy odpowiednim zarządzaniu wpływami z uprawnień na poziomie państwa zwyżka ta może zostać zbilansowana przez niższe koszty wymaganych inwestycji. Poniższy wykres w sposób zbiorczy przedstawia czynniki determinujące cenę energii elektrycznej w sektorze wytwarzania w Polsce. Analiza i oszacowanie wagi tych czynników wpływać może na przyjęcie strategii zakupowych energii elektrycznej, zwłaszcza przez odbiorców energochłonnych. 7 Zob. Karolina Mordasewicz, Zalety własnej platformy handlu emisjami, Monitor Rynku Energii 1/2013 [na:] 12

13 5. Konkurencja pomiędzy spółkami obrotu Kolejnym czynnikiem determinującym ceny energii elektrycznej dla odbiorców jest konkurencja pomiędzy spółkami obrotu, czyli podmiotami, które sprzedają energię elektryczną odbiorcom. Obecnie jest ich w Polsce ponad 370. Sprzedaż energii elektrycznej odbiorcom końcowym z grupy G odbywa się w Polsce w oparciu o taryfy zatwierdzone przez Prezesa URE. Sprzedaż pozostałym odbiorcom (grupy taryfowe A, B i C) od 2007 r. odbywa się w oparciu o ceny rynkowe. Przedsiębiorstwa obrotu zaopatrują się zasadniczo w trzech źródłach: w oparciu o kontrakty OTC w ramach grup kapitałowych, których są częścią (31%), w oparciu o kontrakty OTC poza swoją grupą kapitałową (26%) oraz bezpośrednio na giełdzie (39%). Brak taryfowania energii elektrycznej sprzedawanej przedsiębiorcom, w połączeniu z dostępem do sieci przesyłowej i dystrybucyjnej w oparciu o przejrzyste zasady (reguła Third Party Access - TPA) oraz możliwością zakupu energii na giełdzie, wpłynęła na stworzenie warunków do istnienia konkurencyjnego rynku energii elektrycznej. Zachęciło to spółki obrotu do działań mających na celu pozyskanie klienta poprzez konkurencję cenową i jakościową. Znajduje to odzwierciedlenie w coraz częstszych decyzjach klientów o zmianie spółki sprzedającej mu energię elektryczną. Spółki obrotu muszą konkurować o klienta. Znaczenia nabierają oferty składane przez spółki obrotu. Poniższe wykresy przedstawiają liczbę klientów TPA w ostatnich dwóch latach oraz wolumen energii elektrycznej dostarczony odbiorcom. Zarówno liczba gospodarstw domowych, jak i liczba przedsiębiorców, którzy zdecydowali się na zmianę sprzedawcy wzrosła w ostatnim roku wielokrotnie. Jednak gospodarstwa domowe odpowiedzialne na całym rynku za konsumpcję ok. 24% energii elektrycznej, w ramach TPA konsumują mniej niż 1%. Powodem znacznie większego zainteresowania po stronie przedsiębiorstw jest brak taryf i związana z tym konkurencja cenowa. Energia elektryczna sprzedawana klientom TPA to obecnie 33% całej energii sprzedawanej w Polsce. 13

14 Grupy taryfowe klientów płacą za energię elektryczną różne stawki, a ich umowy skonstruowane są bądź w oparciu o stały cennik (dla mniejszych klientów), bądź w oparciu o formuły indeksacyjne (powiązanie z ceną na TGE) bądź w oparciu o taryfę zatwierdzaną przez Prezesa URE (gospodarstwa domowe). Konsekwencją tego rozróżnienia jest funkcjonowanie na rynku różnych cen dla klientów z każdej z grup taryfowych. Cena energii elektrycznej dla klienta zwiększona jest o koszty tzw. świadectw pochodzenia (stanowiących mechanizm publicznego wsparcia dla niektórych form i źródeł wytwarzania) oraz o podatki, w szczególności podatek akcyzowy. Na wykresie poniżej przedstawiono różnice w cenach w omawianym kwartale i rok wcześniej. III. Index WEX90 Biorąc pod uwagę konsumpcję energii w poszczególnych grupach taryfowych można określić cenę energii elektrycznej dla odbiorców na rynku konkurencyjnym, która odzwierciedla wszelkie koszty i marże każdego z opisanych elementów łańcucha dostaw w danym okresie. Cena ta nie zawiera opłat dystrybucyjnych, które odbiorcy ponoszą w oparciu o taryfę zatwierdzaną przez Prezesa URE. Powyższa cena ma znaczenie dla odbiorców, gdyż pokazuje, w całym koszyku energii elektrycznej, który jest sprzedawany detalicznie, cenę, która stanowi sumę cen każdego z elementów łańcucha dostaw, a po której rynek, według stanu na dany moment w czasie, jest gotowy sprzedać i kupić tę energię. Przy istnieniu konkurencyjnego rynku energii, gra podaży i popytu znajdzie swoje odzwierciedlenie w cenie, którą odbiorcy zaakceptowali i są gotowi zapłacić. Na konkurencyjnym rynku zawyżenie ceny po stronie podażowej wpłynie na pojawienie się przedsiębiorstw oferujących niższe ceny. Tym samym, stworzenie indeksu cen energii pozwala na porównanie cen w wybranym okresie i odniesienie ich do innych opisanych wielkości. Takim indeksem jest indeks WEX90. Przedstawia on rynkową cenę energii po uwzględnieniu wszystkich opłat środowiskowych i doliczeniu należności podatku akcyzowego. Jest on wskaźnikiem przedstawiającym zmiany ważonej ceny energii elektrycznej w odniesieniu do okresu bazowego. Na podstawie zidentyfikowanych zależności rynkowych, indeks WEX90 pozwala także na prognozowanie cen energii w krótkim i średnim okresie. 14

15 Na wykresie poniżej przedstawione zostały zmiany i prognozy wartości trzech indeksów: indeksu WEX90, indeksu cen energii Rynku Dnia Następnego na TGE oraz indeksu cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla w PLN/t według kursu NBP. Wykorzystując powyższy mechanizm, można zauważyć, że zjawiskiem dającym zaobserwować się na polskim rynku energii w okresie od końca 2011 r. jest względna stałość rynkowej ceny energii z nieznacznym trendem spadkowym od końca 2012 r. Mierzona przez indeks cena rynkowa energii elektrycznej nie odzwierciedla dużo szybszego spadku cen na TGE, co świadczyć może o stale dosyć istotnym udziale kontraktów OTC, jak również o jeszcze niskiej dojrzałości polskiego rynku energii. Indeks cen uprawnień do emisji wskazuje ich ciągły spadek, a cena płacona za jedno uprawnienie dzisiaj jest o ponad połowę niższa niż cena sprzed półtora roku. Jednakże polskie przedsiębiorstwa energetyczne, w związku ze zmianami prawa unijnego i z wejściem w życie okresu derogacyjnego, zobowiązane są kupować coraz więcej uprawnień na rynku, a zatem dwukrotny spadek ceny uprawnienia nie znajduje przełożenia w dwukrotnie niższym koszcie zakupu uprawnień. Podsumowanie Dzisiejszy rynek energii elektrycznej jest rynkiem, który mimo znacznego wpływu największych grup energetycznych w kraju zmierza w kierunku konkurencyjności. Wprowadzenie obliga giełdowego na poziomie 15% dla jednostek wytwórczych poniżej 50 MW i 85% ponad 50MW, wykreowanie rynku giełdowego, na którym odbywają się zarówno transakcje typu spot, jak również funkcjonuje obrót instrumentami terminowymi i towarzyszące temu ułatwienie zmiany sprzedawcy, dają odbiorcy energii elektrycznej coraz większe możliwości wyboru, na jeszcze niedawno całkowicie zmonopolizowanym rynku. 15

16 Świadomość odbiorcy w kwestiach determinantów cen, trendów na rynkach i końcowej ceny na rynku energii elektrycznej wyrażonej w formie łatwo porównywalnego indeksu cenowego daje mu wiedzę, którą może wykorzystać zarówno przy krótkoterminowym planowaniu biznesowym jak i przy merytorycznej ocenie składanych mu ofert cenowych na dostawy energii elektrycznej. O Autorze dr Robert Zajdler, radca prawny adiunkt na Politechnice Warszawskiej, ekspert ds. energetycznych w Instytucie Sobieskiego, prowadzący kancelarię prawną świadczącą usługi dla sektora energetycznego (Zajdler Energy Lawyers). Wcześniej, pracując dla Prokuratorii Generalnej Skarbu Państwa był m.in. pełnomocnikiem Polski w postępowaniach arbitrażowych, w tym opartych na Traktacie Karty Energetycznej oraz regułach FIDIC. Pracując dla Urzędu Komitetu Integracji Europejskiej zajmował się negocjacjami akcesyjnymi Polski do Unii Europejskiej oraz dostosowaniem prawa polskiego do wymogów prawa Unii Europejskiej. Pracował również dla Komisji Europejskiej. Wykładowca i autor licznych publikacji w dziedzinie energetyki (szerzej: 16