... GARSCI STATYSTYKI

Transkrypt

1 Najważniejszym wydarzeniem sierpnia była bez wątpienie sprzedaż polskich aktywów szwedzkiego potentata dwóm rodzimym spółkom. O wyborze Tauronu i Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa przez Vattenfalla zdecydowała zapewne cena. Polacy zapłacili Szwedom ponad 7,5 mld zł. Niestety będzie drożej - jeszcze nie w przyszłym roku, ale już na pewno w 2013 r. A to za sprawą mniejszych przydziałów na darmowe emisje CO2, które ma otrzymad Polska. Będzie to bardzo konkretny dla naszych portfeli przejaw polityki klimatycznej Brukseli. Prawdopodobnie od 2012 r. będziemy mieli również handel emisjami dwutlenku siarki (SO2) i tlenków azotu (NOx), co też niestety przełoży się na nasze portfele. Pocieszającym jest fakt, że byd może Niemcy zaczynają powoli zdawad sobie sprawę, iż nieco przeszadzili pozbawiając się, pod wpływem emocji, energetyki jądrowej. Może to będzie szansa dla węgla? To tylko niektóre zapowiedzi. Zaczynamy jak zawsze od GARSCI STATYSTYKI PSE Operator, operator krajowego elektroenergetycznego systemu przesyłowego, udostępnił informacje na temat produkcji i zużycia energii elektrycznej w Polsce w lipcu 2011 r. Produkcja wyniosła ok. 12,419 TWh i była większa o ok. 1,57% niż w lipcu 2010 r. Natomiast zużycie energii elektrycznej w Polsce w lipcu wyniosło ok. 12,306 TWh i było o ok. 0,16% niż w analogicznym okresie 2010 r. Po 7 miesiącach 2011 r. dynamiki produkcji i zużycia energii elektrycznej w Polsce znacznie przekraczają lipcowe wskaźniki. Produkcja prądu wyniosła ok. 94,067 TWh i była wyższa niż w takim samy okresie 2010 r. o 4,94%. W ciągu pierwszych 7 miesięcy 2011 r. zużycie prądu w Polsce wyniosło ok. 91,087 TWh i było o ok. 2,18% większe niż w tym samym czasie 2010 r Obserwujemy dalszy wzrost zmian sprzedawców prądu. Na koniec I półrocza 2011 r. liczba odbiorców biznesowych z grupy taryfowej A,B,C, którzy zmienili sprzedawcę prądu wyniosła Oznacza to, że w pierwszych 6 miesiącach 2011 r. sprzedawcę zmieniło firm. W segmencie klientów energetyki zaliczanych do grupy taryfowej G, w której dominują gospodarstwa domowe zmiany, podobnie jak w poprzednich miesiącach, nie zachodzą szybko. Na koniec czerwca 2011 r. prąd od nowych sprzedawców kupowało 1798 gospodarstw domowych, co oznacza, że od kooca 2010 r. ich liczba wzrosła o 458. O ile na koniec 2010 r. z prawa zmiany sprzedawcy prądu korzystało w Polsce klientów to z koocem czerwca ich liczba wzrosła do Jest to ciągle niewielki odsetek odbiorców, ale kupują już istotne ilości prądu. W całym 2010 r. odbiorcom, którzy zmienili sprzedawcę zostało dostarczonych ok. 24,6 TWh energii, a w I półroczu 2011 r. już ok. 16,1 TWh. Terytorialnie rzecz biorąc na koniec czerwca 2011 r. z prawa zmiany sprzedawcy korzystało najwięcej odbiorców przyłączonych do sieci dystrybutorów z grupy Tauron Polska Energia, bo (dostawa w I półroczu 2011 r. - ok. 6,1 TWh). Do sieci PGE Dystrybucja było przyłączonych takich klientów (dostawa w I półroczu 2011 r. - ok. 2,7 TWh), do sieci

2 2 Energi Operator (dostawa w I półroczu ok. 1,7 TWh), Enei Operator (dostawa w I półroczu ok. 2,1 TWh), RWE Stoen Operator (dostawa w I półroczu 2011 r. - ok. 0,7 TWh), a w przypadku Vattenfall Distribution Poland to było 691 odbiorców (dostawa w I półroczu 2011 r. - ok. 2,6 TWh) Elektrownia Bełchatów, największa konwencjonalna elektrownia w Europie po raz pierwszy przekroczyła moc MW - osiągając MW. 4 sierpnia o godzinie 11.17, pracowało 13 bloków, łącznie z przygotowywanym do oddania największym i najnowocześniejszym w kraju blokiem 858 MW. Moc znamionowa wszystkich bloków bełchatowskiej elektrowni w 2011 r. wyniesie łącznie MW, a po przeprowadzeniu modernizacji bloków 7-12 zostanie powiększona o dalsze 120 MW i w 2015 r. - osiągnie łączną moc MW Prezes URE zweryfikował zasadnośd wielkości pomocy publicznej pobranej zaliczkowo w 2010 r. przez firmy energetyczne, podlegające ustawie o rozwiązanie KDT-ów, która należy się im za przedterminowe rozwiązanie KDT-ów. W 2010 r. upoważnione do pomocy publicznej firmy energetyczne pobrały ok. 1059,6 mln zł zaliczkowej pomocy publicznej, a z tego ok. 962,3 mln zł na pokrycie kosztów osieroconych i ok. 97,3 mln zł na pokrycie kosztów gazu. Regulator weryfikując zasadnośd wielkości pomocy publicznej pobranej przez energetykę w 2010 r. wydał decyzje nakazujące firmom zwrócid ok. 104,7 mln zł z zaliczek pobranych na pokrycie kosztów osieroconych, oraz dopłacid firmom ok. 32,6 mln zł z tytułu kosztów gazu. Oznacza to, że traktowani łącznie wytwórcy objęci ustawą o przedterminowym rozwiązaniu KDT-ów, z pobranych w 2010 r. ok. 1059,6 mln zł, powinni zdaniem regulatora zwrócid ok. 72,1 mln zł, a tym samym wielkośd zasadnej ubiegłorocznej pomocy publicznej URE ocenił na ok. 987,5 mln zł W ostatnich 20 latach w Polsce dokonał się znaczący, jeden z największych w Europie, postęp w zakresie efektywnego wykorzystania energii. Największy udział miał w tym sektor przemysłu, gdzie poprawie uległy zarówno wskaźniki branżowe, jak również miały miejsce korzystne zmiany strukturalne. Jak wynika z opracowania GUS "Efektywnośd wykorzystania energii w latach ", po początkowym wzroście w I połowie lat 90. i osiągnięciu największej wartości w 1996 r., w latach zużycie energii pierwotnej i finalnej wykazywało wyraźną tendencję malejącą. Następnie rozpoczął się powolny wzrost ich zużycia, który trwał do 2008 r. W 2009 r. obniżeniu uległo zarówno zużycie energii pierwotnej jak i finalnej i wyniosło odpowiednio: 95 Mtoe oraz 59,6 Mtoe (toe - tona oleju ekwiwalentnego). W sumie, zużycie energii pierwotnej jak i finalnej w 2009 r. było niemal takie samo jak w 1988 r., jednak w tym okresie polska gospodarka powiększyła się kilka razy, a ponadto zmieniła się istotnie jej struktura. Dystans Polski do najefektywniejszych gospodarek europejskich ciągle pozostaje znaczący.

3 Urząd Regulacji Energetyki wydał już fioletowe certyfikaty na ponad MWh. - Tzw. fioletowe certyfikaty, czyli świadectwa pochodzenia energii elektrycznej produkowanej w wysokosprawnej kogeneracji z metanu kopalnianego i biogazu z biomasy są wydawane od marca 2010 r., ale nie obciążają cen energii elektrycznej. W 2010 r. i 2011 r. zostało wydane 13 takich świadectw na wolumen energii ,075 MWh. Nie zostało jeszcze opublikowane podpisane w lipcu rozporządzenie Ministra Gospodarki, które określa roczny procentowy obowiązek zakupu i przedstawienia do umorzenia tego rodzaju świadectw w stosunku do całkowitego wolumenu sprzedaży energii. Zgodnie z podpisanym rozporządzeniem w 2011 r. obowiązek ten ma wynosid 0,4% sprzedanej energii elektrycznej, ale co warte podkreślenia ma obciążad energię sprzedaną lub kupioną od momentu wejścia w życie tego rozporządzenia - mówi Zdzisław Muras, dyrektor Departamentu Przedsiębiorstw w Urzędzie Regulacji Energetyki sierpnia wchodzi w życie ustawa o efektywności energetycznej, zgodnie z którą firmy będą zobligowane do uzyskania świadectwa efektywności energetycznej. Za jego brak prezes URE będzie mógł nałożyd na przedsiębiorstwa kary. Zgodnie z zapisami ustawy, prezes URE będzie mógł wydawad białe certyfikaty (świadectwa efektywności energetycznej) na projekty, które doprowadzą do zmniejszenia zużycia energii. Będą musiały się o nie ubiegad firmy. Nowe przepisy objęły również sektor publiczny, tj. jednostki rządowe i samorządowe. Będą one musiały zastosowad co najmniej dwa ze środków poprawy efektywności (zawarcie umowy, kupno nowego urządzenia, przebudowa lub remont). Zgodnie z zapisami ustawy minister gospodarki lub transport zorganizuje kampanię która będzie promowad stosowanie środków służących zmniejszeniu zużycia energii. Brak stosownego certyfikatu ma byd karany, a środki pozyskane w ten sposób zasilą m.in. programy dotyczące rozwoju odnawialnych źródeł energii. Dziennik Gazecie Prawnej NOWY ZARZĄD W T G E Rada nadzorcza Towarowej Giełdy Energii na posiedzeniu 29 lipca powołała zarząd spółki na 5. kadencję. Stanowisko prezesa zarządu zachował Grzegorz Onichimowski. Natomiast wiceprezesów Dariusza Bliźniaka oraz Ireneusza Łazora zastąpili Jacek Goszczyoski i Adam Simonowicz. Dariusz Bliźniak jest teraz wiceprezesem zarządu Izby Rozliczeniowej Giełd Towarowych (IRGIT). Został na to stanowisko powołany również w 29 lipca przez radę nadzorczą IRGIT

4 4 Obroty energią elektryczną na Towarowej Giełdzie Energii wyniosły w lipcu 9,14 TWh. W porównaniu z analogicznym okresem 2010 r. oznacza to wzrost wolumenu o 382,8%. Jednak w porównaniu z czerwcem obroty osłabły - wyniosły wówczas 11,65 TWh. Obrót energią elektryczną w dostawie na dzieo następny na parkiecie TGE wyniósł w lipcu 2011 r. 1,6 TWh (w porównaniu z poprzednim miesiącem, obroty na Rynku Dnia Następnego spadły o 6,19%). Licząc rok do roku obroty na RDN wzrosły o 258,18%. Udział RDN w łącznym godzinowym zapotrzebowaniu na energię elektryczną Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, wyniósł w lipcu średnio 13,06%, przy minimum 6,03% i maksimum 30,96%. Obrót energią elektryczną na Rynku Terminowym Towarowym w lipcu 2011 r. wyniósł 7,553 TWh. Stanowi to spadek miesiąc do miesiąca o 35,16% i wzrost o 420,97% licząc rok do roku. Podobnie jak w czerwcu 2011 r. najbardziej płynnymi kontraktami były kontrakty roczne z dostawą w 2012 r. Średnia cena energii na Rynku Dnia Następnego (RDN) wyniosła 190,78 zł/mwh, a na Rynku Terminowym Towarowym (RTT) średnia cena kontraktu ukształtowała się na poziomie 203,22 zł/mwh. Jeżeli weźmiemy pod uwagę zarówno rynek bieżący, jak i wykonanie kontraktów dla danej godziny doby dostawy energii elektrycznej, średni godzinowy udział wszystkich rynków TGE, dedykowanych energii elektrycznej w łącznym godzinowym zapotrzebowaniu Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, wyniósł w lipcu 2011 r. 67%. Wolumen obrotu energią elektryczną na parkiecie TGE wyniósł łącznie MWh w 2010 r., czyli ponad 20-krotnie więcej w porównaniu z 2009 r. Stanowiło to 53% wytworzonej energii w Polsce. Od 9 sierpnia 2010 r. weszły w życie przepisy nowelizujące ustawę Prawo Energetyczne, które zobowiązują wszystkie spółki wytwórcze do sprzedaży poprzez giełdę towarową 15% wytwarzanej energii. Rzeczpospolita Gazeta Wyborcza CENOWA HUŚTAWKA W 2009 r., po kryzysie finansowym, produkcja energii w Polsce spadła o 4% rok do roku. Nie można wykluczyd, że podobnie będzie i teraz. Na niekorzyśd energetyki przemawiają obecnie spadki cen prądu w obrocie hurtowym. Na głównym rynku Towarowej Giełdy Energii średnia cena wyniosła wczoraj 178 zł za 1 MWh. Dla porównania w lipcu średnia stawka wyniosła 190,78 zł/mwh, czyli o 18,60 zł mniej niż w czerwcu. W II kwartale 2011 r. średnia cena energii na TGE z dostawą w dniu następnym wynosiła 211 zł. Rzeczpospolita W 2. tygodniu sierpnia ceny energii elektrycznej na polskim rynku energii nieznacznie spadły. Po trwających kilka tygodni obniżkach cen na rynku SPOT, również początek tego tygodnia charakteryzowała kontynuacja trendu spadkowego. Jego kulminacja nastąpiła we wtorek, kiedy to giełdowy rynek dnia następnego ze środową dostawą otworzył się na Towarowej

5 5 Giełdzie Energii (TGE) na poziomie 172,68 zł za MWh. Była to m.in. odpowiedź na opublikowany dzieo wcześniej niski poziom cen energii na rynku bilansującym. Ponadto pierwsze w historii obniżenie oceny wiarygodności kredytowej USA przez agencję Standards & Poora w znacznej mierze przyczyniło się do globalnych spadków na rynkach finansowych i towarowych. Również uprawnienia do emisji CO2 notowane były na bardzo niskich poziomach. 8 sierpnia, ceny uprawnieo EUA w kontraktach SPOT spadły do dawno nie notowanego poziomu 10,62 za tonę. Sesje 10 i 11 sierpnia przyniosły niewielką korektę Ceny energii elektrycznej na rynku dobowo godzinowym wzrosły nawet o 20 zł/mwh w stosunku do poprzedniego tygodnia. Przyczuną był słabo wiejący wiatr w Niemczech, który powoduje znaczny spadek produkcji i rosnące ceny energii u naszych zachodnich sąsiadów. Wysokie ceny za Odrą sprawiają, że tamtejsze spółki energetyczne chętniej kupują energię w Polsce. W rezultacie nad Wisłą ceny rosną. Z taką sytuacją mieliśmy do czynienia w tym tygodniu. Wyższy poziom cen zawieranych transakcji na rynku spot znalazł szybko odzwierciedlenie w poziomach transakcji na rynku forward. Kontrakty base na nadchodzący tydzieo (tydzieo 34) były kwotowane na poziomach 193,50-199,00 zł/mwh, co w stosunku do poprzedniego tygodnia stanowi wzrost nawet o 15 zł/mwh (ponad 8%). Również rynek kontraktów miesięcznych oraz kwartalnych uległ wzmocnieniu. Kontrakty wrześniowe były wyceniane na 199,00-202,30 zł/mwh, natomiast październikowe 203, zł/mwh wobec odpowiednio 197 zł/mwh oraz 202,25 zł/mwh tydzieo wcześniej. Również dostawy energii na najbliższy kwartał zanotowały znaczny wzrost i 18 sierpnia były kwotowane na poziomie 205,75 zł/mwh. Nieznacznie podrożały kontrakty na 2012 r. (z 202,65 zł/mwh do 203,50 zł/mwh). Nadchodzące tygodnie będą stanowiły weryfikację siły obecnego ożywienia na rynku energii Wysokie ceny spot w Niemczech oraz nadchodzące wysokie temperatury wywołały w Polsce na początku tygodnia wzrost cen energii do poziomu widzianego ostatnio w połowie czerwca. Cena pasma na Rynku Dnia Następnego (RDN) osiągnęła 220,39 zł/mwh na 2. fiksingu Towarowej Giełdy Energii (TGE) dla dostaw 23 sierpnia. Było to spowodowane wysokimi cenami na EPEX Spot (giełda niemiecka) oraz dostępnymi na skoordynowanej aukcji mocami eksportowymi na poziomie 1700 MW w godzinie FIRMY MAJ Ą SIĘ DOBRZE - Wyniki finansowe są znacznie lepsze w stosunku naszych oczekiwao r. zamkniemy rekordowym poziomem wydobycia i produkcji energii - mówi Jacek Kaczorowski, prezes PGE

6 6 Górnictwa i Energetyki Konwencjonalnej. Jak dodaje wynik finansowy spółki może byd znacznie wyższy w stosunku do 2010 r. W I półroczu PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna odnotowała wzrost wydobycia węgla o 6% r/r i produkcji energii elektrycznej o 5% r/r. Po planowanym na 29 września oddaniu do eksploatacji bloku 858 MW, łączna moc elektrowni i elektrociepłowni zarządzanych przez PGE wzrośnie do MWe. Łączna moc cieplna wynosi obecnie MWt. W 2010 r. należące do PGE elektrownie i elektrociepłownie wyprodukowały ponad 56 TWh energii elektrycznej brutto oraz 25 mln GJ ciepła. Należące do koncernu kopalnie wydobyły 43,2 mln ton węgla. Wynik operacyjny (EBIT) wyniósł 2,7 mld zł. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna posiada 40% udziałów w krajowej produkcji energii elektrycznej. Odpowiada za 75% wydobycia węgla BRUNATNEGO Zysk netto grupy Tauron, przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej wyniósł w II kwartale 2011 r. 321,6 mln zł. Zysk operacyjny grupy w II kwartale 2011 r. to 427,1 mln zł. Przychody ze sprzedaży netto wyniosły natomiast 5,03 mld zł. Natomiast przychody ze sprzedaży oraz zyski Grupy Tauron w I półroczu były o ponad 42% wyższe od osiągniętych w alogicznym okresie 2010 r. Zysk netto wzrósł o 27%. Przychody ze sprzedaży w I półroczu 2011 r. przekroczyły 10,3 mld zł wobec nieco ponad 7,26 mld zł w analogicznym okresie 2010 r. Spółka wyjaśnia, że tak wysoki wzrost wiąże się z obowiązkiem sprzedaży przez wytwórców energii elektrycznej przez giełdy energii - wartośd sprzedaży stanowi ok ,1 mln zł (prawie 22%). Po uwzględnieniu tego faktu i doprowadzeniu do porównywalności, wzrost przychodów wyniósłby 11,4%. Zysk netto osiągnął prawie 728 mln zł, w porównaniu do ok. 573 mln zł w I półroczu 2010 r. EBITDA w I półroczu 2011 r. to prawie 1,635 mld zł wobec ok. 1,470 mld zł w analogicznym okresie 2010 r. (+11.2%) Zysk netto Enei przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej w II kw r. wyniósł 167,5 mln zł. W II kw r. wynik netto spółki to 146 mln zł. Przychody ze sprzedaży w II kw r. wyniosły 2,27 mld zł, wobec 1,9 mld zł rok wcześniej. Zysk operacyjny to 155,4 mln zł. W całym I półroczu 2011 r. grupa osiągnęła 4,74 mld zł przychodów wobec 3,91 mld zł w okresie porównywalnym. Zysk operacyjny wyniósł 438,22 mln zł wobec 393,51 mln zł, a zysk netto wzrósł do 413,94 mln zł z 363,99 mln zł rok wcześniej. W I półroczu Grupa Kapitałowa Enea podniosła stopę zwrotu z aktywów i kapitałów własnych - wskaźnik ROA wzrósł do poziomu 6,7% (o 0,3 p.p. w porównaniu do analogicznego okresu 2010 r.), a ROE do poziomu 10,3% (o 0,7 p.p. w porównaniu do analogicznego okresu 2010 r.). Rzeczpospolita

7 Gdaoska Energa, o której przejęcie stara się Polska Grupa Energetyczna, miała w I półroczu 2011 r. 428 mln zł zysku netto, wobec 442 mln zł rok wcześniej. Przychody spółki w I półroczu 2011 r. wzrosły do 5,08 mld zł z 4,45 mld zł rok wcześniej. EBITDA od stycznia do kooca czerwca 2011 r. to 867,07 mld zł wobec 818 mln zł w I pół r. Energa dostarcza prąd do domów ponad 2,4 mln odbiorców indywidualnych oraz dla ponad firm (ok. 17% udziału w polskim rynku dystrybucji energii elektrycznej). Odgrywa wiodącą rolę na krajowym rynku sprzedaży praw majątkowych do świadectw pochodzenia ze źródeł odnawialnych. Z udziałem ok. 30% w rynku jest liderem krajowego rynku energii ze źródeł odnawialnych. Rzeczpospolita VATTENFALL DLA TAURONU I PGNIG Szwedzi w ciągu zaledwie 4 miesięcy sfinalizowali sprzedaż aktywów w Polsce. Za Elektrociepłownie Warszawskie, które dostarczają 75% ciepła stolicy i mają blisko 3% udziału w krajowej produkcji energii, oraz Górnośląski Zakład Elektroenergetyczny, zaopatrujący w prąd 1,1 mln klientów, zainkasowali w sumie 7,6 mld zł. To znacznie więcej, niż oczekiwał rynek. Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo za aktywa ciepłownicze szwedzkiego koncernu ma zapłacid 2,96 mld zł. Po tej transakcji gazowy gigant stanie się największym, obok francuskiego EdF, graczem na rynku ciepła w Polsce i wejdzie na rynek produkcji energii elektrycznej. W finałowej rozgrywce PGNiG pokonał m.in. francuską Dalkię, która pod koniec lipca za 1,44 mld zł kupiła od warszawskiego ratusza Stołeczne Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej, ogrzewające warszawskie osiedla. Tauron za Górnośląski Zakład Elektroenergetyczny zapłaci 4,6 mld zł. Spółka działająca przede wszystkim na południu Polski skasowała w ten sposób groźną konkurencję i przejęła duży rynek. Największym zwycięzcą transakcji są Szwedzi. Elektrociepłownie Warszawskie trafiły w ich ręce na początku 2000 r. Za 55% udziałów Vattenfall zapłacił 960 mln zł. Po roku sfinalizował przejęcie 25% udziałów w GZE za 650 mln zł. Potem zwiększał swoje udziały, aż w maju 2009 r. za 1,3 mld zł kupił w obu spółkach tzw. resztówki - po ok. 25% udziałów. Analitycy obliczali wartośd obu firm na 5-5,5 mld zł. Dziennik Gazeta Prawna Największy koncern energetyczny w Skandynawii Vattenfall chce skoncentrowad się na rynku szwedzkim i niemieckim, dlatego wystawił swój ogromny polski majątek na sprzedaż. Obydwie transakcje przeprowadzono za zgodą ministra skarbu Aleksandra Grada. - To kolejny przykład, że polskie spółki, opierając się na czysto biznesowej kalkulacji i uważnie śledząc rynek, angażują się tam, gdzie widzą atrakcyjne możliwości inwestycyjne - powiedział Grad. W praktyce wykup aktywów Vattenfalla to częściowa renacjonalizacja polskiego sektora

8 8 energetycznego, bo skarb paostwa kontroluje w 72% PGNiG oraz w 30% Taurona. Wcześniej wśród zagranicznych firm zainteresowanych zakupem majątku Vattenfalla wymieniano np. fioski Fortum i francuski GdF Suez. Gazeta Wyborcza Tauron to 2. pod względem wielkości grupa energetyczna w Polsce. W skład utworzonej w 2006 r. grupy wchodzą m.in. Południowy Koncern Energetyczny, Enion, EnergiaPro, Południowy Koncern Węglowy i Elektrownia Stalowa Wola. Holding zatrudnia ok osób. Tauron jest notowany na giełdzie od 30 czerwca 2010 r. Vattenfall jest jednym z największych w Europie producentów energii elektrycznej i największym producentem energii cieplnej. W 2010 r. skonsolidowana sprzedaż Grupy wyniosła 214 mld koron szwedzkich. GZE, przejęty przez Vattenfall w 2001 r., jest jednym z kluczowych graczy na polskim rynku energii elektrycznej oraz największym dostawcą elektryczności na Górnym Śląsku pod względem wolumenu. GZE ma 1,1 mln odbiorców koocowych. W 2010 r. GZE dystrybuował 11 TWh oraz sprzedał 6 TWh energii elektrycznej. Rzeczpospolita Celem działalności Vattenfall Heat Poland (VHP), który kupiło PGNiG, jest wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej w kogeneracji. Spółka prowadzi działalnośd na terenie Warszawy (Elektrociepłownie Siekierki i Żerao, Ciepłownie Kawęczyn oraz Wola), a także w Pruszkowie, gdzie jest właścicielem również sieci dystrybucyjnej. Moc cieplna zainstalowana w źródłach wytwórczych to ok MW, moc elektryczna to ok MW. VHP zaspokaja ok. 75% potrzeb cieplnych rynku warszawskiego, a jego głównym odbiorcą jest SPEC. Podstawowym paliwem w Vattenfall Heat Poland jest węgiel kamienny. Rocznie spółka zużywa go ponad 3 mln ton. Paliwem w Ciepłowni Wola jest mazut - zużywany również w niewielkim stopniu w innych zakładach. Roczne zużycie tego paliwa to ok ton. PGNiG nie udało się kupid SPEC, jednak z sukcesem zakooczyły się negocjacje z Vattenfallem. Dlaczego jednak PGNiG tak zależy na wejściu w aktywa energetyczne innego rodzaju? Wraz z liberalizacją krajowego rynku gazu udział PGNiG w sprzedaży surowca musi maled. Aby jednak nie zostad z nadmiarem gazu, PGNiG musi poszukad alternatywnych źródeł sprzedaży. Jednym z nich może byd energetyka. Oparcie się na niej to zresztą jeden z elementów niedawno znowelizowanej strategii spółki PGNiG poinformowało o swoich planach inwestycyjnych w stosunku do przejętych dzisiaj Elektrociepłowni Warszawskich. Do 2016 r. na Żeraniu powstad ma pierwszy blok gazowoparowy o mocy ok. 400 MW. - W dłuższej perspektywie rozważamy budowę 2 bloków gazowo-parowych w Warszawie. Na pewno w najbliższym czasie skupimy się na budowie pierwszej instalacji. Pod względem zużycia gazu na poziomie ok. 500 mln m3 będzie podobna do tej w Stalowej Woli *blok ma mied moc 400 MWe+ - poinformował Sławomir Hinc, wiceprezes ds. finansowych PGNiG. Pierwszy z planowanych przez PGNiG nowych bloków powstanie na Żeraniu

9 9 Grupa energetyczna Tauron po przejęciu od Vattenfall AB prawie 100% akcji Górnośląskiego Zakładu Elektroenergetycznego (GZE) zwiększy liczbę klientów o 1,1 mln do 5,2 mln, a sprzedaż energii o 6 TWh do ponad. 40 TWh rocznie. Tauron stanie się też kluczowym dystrybutorem energii na terenie Polski południowej - nastąpi wzrost o 11 TWh, do ok. 50 TWh rocznie. Grupa Tauron jest producentem i dystrybutorem energii elektrycznej w Polsce. Sieci dystrybucyjne spółek, które należą do Grupy obejmują 17% powierzchni kraju. Usługi dystrybucyjne świadczone są na obszarze prawie km2, za pośrednictwem km linii energetycznych. Ponadto holding kontroluje 20% polskich zasobów węgla kamiennego. Do Grupy należą 2 kopalnie węgla kamiennego, 7 elektrowni, 4 elektrociepłownie, 35 elektrowni wodnych. Grupa sprzedaje energię do ponad 4 mln klientów. Spółka zależna Vattenfall Distribution Poland odpowiada za działanie i rozwój sieci dystrybucji energii elektrycznej na Górnym Śląsku. Dostarcza 11% energii elektrycznej sprzedawanej w Polsce. Jest właścicielem linii energetycznych o łącznej długości km, rozmieszczonych na obszarze km Vattenfall, wstrzymał się ze sprzedażą blisko 18,7% udziałów w Enei, ale ma gwarancje Skarbu Paostwa, że dostanie za akcje nie mniej, niż zapłacił. Wg przedstawicieli władz polskiego Vattenfalla szwedzka centrala chce wstrzymad się ze sprzedażą akcji Enei do kolejnej próby prywatyzacji spółki, którą rząd zapowiada na koniec 2011 r. Z nieoficjalnych informacji wynika, że Vattenfall ma gwarancję odsprzedaży swojego pakietu akcji po cenie nie niższej, niż tej po jakiej kupił go w 2008 r. Pakiet, którym dysponuje koncern, wart jest obecnie tylko 1,3 mld zł - dużo mniej niż papiery Enei objęte IPO, za które w 2008 r. Szwedzi zapłacili 2 mld zł. Dziennik Gazeta Prawna MNIEJ C O 2 DLA POLSKI Polska dostanie znacznie mniej bezpłatnych pozwoleo na emisję CO2, niż się spodziewała. Gdy 3 lata temu UE zatwierdzała założenia polityki klimatycznej, nakładając obowiązek m.in. 20% redukcji emisji CO2 do 2020 r., uznano, że ze względu na specyfikę Polski, gdzie ponad 90% energii wytwarzają elektrownie węglowe, nasz kraj powinien skorzystad z okresu przejściowego. Ustalono, że elektrownie polskie zamiast - jak te z innych krajów UE - kupowad od razu w 2013 r. wszystkie pozwolenia na emisję na wolnym rynku, dostaną 70% za darmo. I z roku na rok ta pula miała maled. Tymczasem z analiz, jakie ma Ministerstwo Gospodarki, wynika, że ze względu na wskazany przez Brukselę sposób obliczania przydziału pozwoleo na CO2, pula ta będzie znacznie mniejsza. W 2013 r. wyniesie tylko 53%, w 2015 r. - 43%, a w 2017 r. - ok. 28%.

10 10 Koniecznośd dokupienia pozwoleo na otwartych aukcjach i wydatki z tym związane przeniesione zostaną na ceny energii w Polsce. Dlatego - jak pokazały analizy - elektrycznośd zdrożeje nawet o 35-40%, i to już w 2013 r. Wynika z nich też, że wartośd bezpłatnych pozwoleo na CO2 dla Polski sięgnie w 2013 r. 1,15 mld, ale też za ponad 1 mld elektrownie będą musiały dokupid brakujące. W kolejnych latach wydatki będą wyższe. Ostatecznych kosztów, jakie poniosą elektrownie, nie sposób przewidzied, bo zależą od ceny pozwoleo na CO2. Formalnie UE ustaliła wskaźnik, wg którego pozwolenie na emisję 1 tony CO2 będzie kosztowad ok. 15 do 2014 r., a potem ok. 20,4. Jednak częśd ekspertów ostrzega, że pozwolenia mogą byd znacznie droższe - ich koszt sięgnie nawet ok. 40. Wg analiz za 1 MWh energii w 2013 r. trzeba będzie zapłacid 270 zł. Rzeczpospolita Polski sektor energetyczny otrzyma w 2013 r. bezpłatnie ok. 53% rocznego przydziału uprawnieo do emisji CO2 - wynika z dokumentu ministerstwa gospodarki. Polska wyda w 2013 r. ok. 78 mln bezpłatnych uprawnieo (53%), lecz ich ilośd będzie stopniowo zmniejszana, osiągając w 2019 r. 32,3 mln (14%), a w 2020 r. polskie przedsiębiorstwa będą musiały kupowad wszystkie uprawnienia na rynku. Oprócz istniejących zakładów ok. 50 nowych instalacji energetycznych otrzyma przynajmniej częśd uprawnieo za darmo: 5,6 mln w 2013 r. oraz 13,4 mln w 2019 r. - wynika z dokumentu. Polska miała początkowo otrzymad 70% uprawnieo za darmo, lecz limit ten został zmniejszony w związku z tym, że jej produkcja energii jest wyższa od zużycia. Reuters Budżet może w 2012 r. mniej zarobid na sprzedaży praw do emisji CO2. Rząd przygotowuje się do przyszłorocznych aukcji praw do emisji CO2. Przedsiębiorstwa co prawda dopiero od 2013 r. będą musiały płacid za prawa do emisji tego gazu, ale mogą je kupid już na wcześniejszej aukcji w 2012 r. Polska dostała na ten cel z Komisji Europejskiej pulę 14,14 mln praw. Ministerstwo Finansów zaplanowało w budżecie na 2012 r., że pozyska dzięki aukcji uprawnieo ponad 1 mld zł. Zdaniem ekspertów te prognozy wydają się zbyt optymistyczne, ponieważ uprawnienia musiałyby kosztowad średnio 18. Przy cenie 13 wpływy będą o ok. 240 mln zł niższe. W ostatnich miesiącach utrzymuje się trend spadkowy wynikający m.in. z kryzysu na rynkach finansowych, ale też nieznacznej nadpodaży praw do emisji CO2 na giełdach. Ocenia się, że na europejskim rynku jest o 1,7 mld uprawnieo za dużo. Rzeczpospolita Duża podaż praw do emisji CO2 zbija ich ceny na giełdach, kosztują one najmniej od marca 2009 r. Europejskie jednostki emisji (EUA) kosztują obecnie 10,3 za tonę. - Zarówno widmo niewypłacalności USA, jak i kontrowersyjna decyzja o kolejnych dotacjach dla rządu greckiego spowodowały wzrost niepewności także na rynku carbon - ocenia dr Juliusz Preś z firmy doradczej Consus. Jego zdaniem, poza finansowymi problemami do kontynuacji spadków cen uprawnieo do emisji CO 2 przyczyniły się decyzje, które w znaczny sposób zwiększą ilośd uprawnieo dostępnych na rynku.

11 11 Pierwsza z nich to przyjęcie przez paostwa członkowskie propozycji Komisji Europejskiej, aby jeszcze przed rozpoczęciem w 2013 r. III fazy handlu uprawnieniami na europejskim rynku rozpocząd aukcję. Na aukcjach w 2012 r. ma byd zaoferowane 120 mln jednostek emisji (EUA). Podaż uprawnieo w jeszcze większym stopniu zwiększy Europejski Bank Inwestycyjny, który zdecydował o sprzedaży w IV kwartale 2011 r. 300 mln uprawnieo pochodzących z rezerwy dla nowo powstających instalacji. Również skuteczne przeprowadzenie greckich aukcji, na których w lipcu sprzedano łącznie 3 mln jednostek, oraz zapowiedź wprowadzenia na rynek jeszcze w 2011 r. kolejnych 7 mln przyczyniły się do obniżenia cen. Z kolei decyzja Parlamentu Europejskiego o odrzuceniu rezolucji postulującej zwiększenie unijnego celu redukcji emisji CO 2 z 20% do 30% w 2020 r. zdejmuje z przedsiębiorstw obowiązek dodatkowych zakupów certyfikatów, a co za tym idzie zmniejsza zapotrzebowanie na uprawnienia. Rzeczpospolita Uprawnienia do emisji dwutlenku węgla potaniały w ciągu 2 miesięcy o 30%. Na sesjach europejskich giełd energii cena uprawnieo do emisji CO2 (EUA) spadła do dawno nienotowanych poziomów. Na paryskiej Bluenext płacono 10,62 za tonę. Na niemieckiej EEX tylko 10,57 /t. Jeszcze na początku czerwca na obu giełdach oferowano za uprawnienia przynajmniej 16,60. Bezpośrednio do przeceny uprawnieo przyczyniła się ucieczka inwestorów z europejskich giełd. Miało to miejsce po tym, jak agencja badająca wiarygodnośd kredytową obniżyła rating USA o jeden poziom. Pokazuje to, że w dużej mierze ceny uprawnieo do emisji CO2 podlegają spekulacjom giełdowym. Ze względu na duże ilości darmowych uprawnieo ich cena rynkowa nie wpływa znacząco na polski sektor energetyczny. W 2010 r. elektrowniom i elektrociepłowniom zawodowym zabrakło łącznie pozwoleo na emisję 6 mln ton CO2. Jednak wraz ze zmniejszającą się pulą darmowych przydziałów ich wartośd rynkowa będzie miała coraz większy wpływ na ceny energii elektrycznej Zaczęły się konsultacje społeczne projektu wniosku Polski do Komisji Europejskiej o derogacje CO2. Bez rozgłosu rozpoczęły się konsultacje społeczne i międzyresortowe jednego z najważniejszych dokumentów dla elektroenergetyki, ale też dla całej gospodarki, a mianowicie projektu wniosku do Komisji Europejskiej o tak zwane derogacje CO2, czyli o przydział dla energetyki darmowych uprawnieo do emisji CO2 na lata Wniosek zaakceptowany przez rząd musi się znaleźd w Komisji Europejskiej do 30 września 2011 r. Konsultacje projektu wniosku derogacyjnego prowadzi Ministerstwo Środowiska. Z projektu wniosku wynika, że Polska chce się ubiegad o ok. 405,5 mln darmowych uprawnieo do emisji CO2 dla spółek, których instalacje mogą skorzystad z derogacji. Generalnie to nie jest dużo, bo np. w 2010 r. tylko emisja zawodowych elektrowni polskich objętych systemem handlu uprawnieniami wyniosła 117,3 mln ton CO2. Z wymienionej ogólnej puli darmowych uprawnieo ok. 90,7 mln ma przypaśd łącznie nowym instalacjom, które nie działały przed koocem 2008 r. i tym, które z określonych względów nie dysponują danymi w zakresie właściwych historycznych emisji.

12 12 Polska chce się starad o to, żeby liczba darmowych uprawnieo w miarę upływu czasu spadała łagodnie. W 2013 r. energetyka miała by dostad darmowe uprawnienia do emisji ok. 77,9 mln ton CO2, w 2016 r. do emisji ok. 60,2 mln ton CO2, a w ostatnim 2019 r. do ok. 32,3 mln ton CO2. Tąpniecie następuje w 2020 r., w którym darmowych uprawnieo do emisji energetyka już nie będzie miała. Skądinąd teoretycznie istnieje możliwośd przedłużenia derogacji. Wartośd wszystkich inwestycji w wersji wniosku derogacyjnego poddanej konsultacjom wynosi 40,6 mld, a do zbilansowania wartości darmowych uprawnieo, czyli owych 405,5 mln, należy przedstawid inwestycje na poziomie ok. 7,5 mld. Wynika z tego, że Krajowy Plan Inwestycji na lata ma mied wg projektu wartośd 40,6 mld, ale żeby skorzystad z 405,5 mln darmowych uprawnieo wystarczy wykonanie inwestycji o wartości ok. 7,5 mld W 2012 r. podaż praw do CO2 węgla może wzrosnąd w Europie nawet 6 razy. Ceny tych praw na giełdach znacznie spadły. Energetyka zwiększa produkcję dzięki niskim kosztom zakupu uprawnieo. Polskie firmy będą jednak musiały walczyd o zakup praw z rywalami z innych krajów. Na unijnym rynku może zostad sprzedanych dodatkowo 650 mln jednostek emisji CO2 (EUA). To oznacza wzrost o 500% w porównaniu ze 110 mln ton, jakie sprzedano w 2011 r. Na tak wysoką podaż złożą się: 69,2 mln uprawnieo niewykorzystanych przez paostwa członkowskie w latach , ok. 110 mln praw z rezerwy dla nowych zakładów i 96,5 mln EUA skierowanych na wcześniejsze aukcje. Dodatkowo Europejski Bank Inwestycyjny sprzeda mln praw w ramach tzw. pakietu NER 300 (czyli rezerwy na inwestycje niskoemisyjne). - Tak wielki wzrost podaży będzie miał ogromny wpływ na kształtowanie się cen w 2012 r. - mówi Maciej Gomółka, analityk Carbon Warehouse. To dobra wiadomośd dla polskiej energetyki, która ma największe potrzeby dokupowania praw do emisji CO2. Jak ocenia Instytut Kwiatkowskiego, z powodu opłat za prawa do emisji CO2 energia elektryczna zdrożeje z obecnych 195 zł do nawet 340 zł za 1 MWh w 2013 r. Ale dzięki wspomnianej przecenie uprawnieo te podwyżki mogą byd mniejsze. Po 2013 r. elektrownie i zakłady przemysłowe będą musiały kupowad prawa do emisji CO2 na aukcjach. Zgodnie z propozycją Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania Emisjami (KOBIZE) wybrane branże dostaną w 2013 r. za darmo 53% swoich potrzeb emisyjnych. Pula będzie malała, aż zniknie w 2020 r. Polski przemysł i energetyka emitują rocznie 200 mln ton CO2. W 2013 r. te zakłady dostaną za darmo prawa do emisji niespełna 73 mln ton CO2. Przy obecnej cenie 12 za tonę polskie firmy musiałyby wydad 6 mld zł na zakup brakujących uprawnieo. Rzeczpospolita WAŻNY NIE TYLKO C O oprócz dwutlenku węgla ważne są również emisje dwutlenku siarki (SO2) i tlenków azotu (NOx).

13 13 Rada Ministrów przyjęła projekt ustawy, który tworzy system bilansowania i rozliczania emisji dwutlenku siarki i tlenków azotu dla elektrowni, ciepłowni i elektrociepłowni. Ustawa o systemie bilansowania i rozliczania wielkości emisji SO2 i NOx ustanawia mechanizm, który będzie wspomagał redukcję tych emisji ze źródeł spalania paliw o mocy powyżej 50 MW. Regulacja będzie dotyczyd prawie 100 tego typu przedsiębiorstw (ok. 420 kotłów). Ustawa wprowadzi w Polsce system handlu uprawnieniami do emisji SO2 i NOx podobny do unijnego systemu handlu prawami do emisji CO2. - Ustawa przede wszystkim stworzy zachęty finansowe do oszczędzania i ograniczania emisji. Dla ciepłowni i elektrowni to czas na modernizację lub budowę nowych instalacji, spełniających wymagania ekologiczne. System ma byd prostszy niż handel uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych - rozlicznie będzie następowało za zeszły rok". Unikniemy w ten sposób rozdziału uprawnieo z góry - powiedział Andrzej Kraszewski, minister środowiska. Polska ma obowiązek ograniczenia emisji z dużych źródeł spalania paliw. Niektóre instalacje dostały jednak w Traktacie Akcesyjnym okresy przejściowe, ale w przypadku emisji SO2 kooczą się one w 2015 r. Po wejściu w życie ustawy, rząd w drodze rozporządzenia określi roczne krajowe pułapy emisji. W przypadku SO2 będzie ton w 2015 r., w przypadku NOx ton ma byd osiągnięte w 2012 r. i utrzymane do 2015 r. Systemem handlu ma zarządzad Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami. KOBiZE na podstawie ustawy, będzie prowadził m.in. rejestr uprawnieo do emisji dwutlenku siarki i tlenków azotu, dostarczał danych o rocznej produkcji energii elektrycznej brutto i produkcji energii cieplnej netto, obliczał roczne pułapowe wskaźniki emisji i bieżące wskaźniki emisji, weryfikował obliczone przez operatorów limity emisji i wprowadzał odpowiadające im uprawnienia do emisji. KOBiZE będzie też monitorowad system i prowadzid stronę internetową na ten temat. Emisja SO2 i NOx są poddane restrykcjom ze względu na ich szkodliwy wpływ na środowisko - m.in. zakwaszanie gleb, eutrofizację jezior, korozje budowli i zdrowie ludzi. Rzeczpospolita Polska wprowadzi własny system handlu zanieczyszczeniami powietrza. Wartośd rynku może osiągnąd 650 mln zł. Elektrownie i elektrociepłownie o mocy powyżej 50 MW mają się rozliczad z rocznych emisji dwutlenku siarki i tlenków azotu. Handel prawami do emisji SO2 i NOx ma pomóc energetyce w sprostaniu unijnym normom emisji zanieczyszczeo. Branża starała się o to od wielu lat. - Jest więc szansa na to, by ustawa weszła w życie od 2012 r., a pierwsze rozliczenie emisji nastąpiło w 2013 r. - ocenia Wojciech Jaworski, szef Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania Emisjami. Polski system jest znacznie prostszy niż funkcjonujący od 7 lat wspólnotowy handel prawami do emisji CO2. Polskie elektrownie, elektrociepłownie i ciepłownie o mocy powyżej 50 MW mają się rozliczad z rocznych emisji dwutlenku siarki i tlenków azotu w przeliczeniu na MWh wyprodukowanej energii elektrycznej albo GJ wyprodukowanego ciepła. Firma, która przekroczy limit emisji, może kupid uprawnienia od innego przedsiębiorstwa albo zapłacid opłatę w wysokości 5 zł za każdy 1 kg zanieczyszczeo ponad limit.

14 14 - Nie przewidujemy możliwości skupowania praw do emisji przez pośredników, bo w systemie nie mogą uczestniczyd osoby prywatne, banki czy biura maklerskie. Firmy muszą więc dokonad realnej redukcji emisji i dopiero wtedy będą mogły między sobą handlowad wolnymi uprawnieniami - podkreśla Jaworski. Nowy system przyspieszy inwestycje ekologiczne w branży. System handlu prawami do emisji SO2 i NOx jest wprowadzony w ostatniej chwili, bo do 2015 r. emisja dwutlenku siarki z dużych źródeł spalania musi spaśd do ton. W 2010 r. polskie zakłady wypuściły do powietrza ton SO2. Najbardziej uciążliwe są jednak tlenki azotu. W 2010 r. emisja NOx wyniosła ton, czyli była o 2% wyższa od limitu zapisanego dla Polski w traktacie akcesyjnym. Gdyby już teraz obowiązywał system handlu prawami do emisji NOx, przedsiębiorstwa zapłaciłyby ok. 25 mln zł opłat zastępczych, które trafiłyby do Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Rzeczpospolita PRZYBĘDZIE GAZU Gaz niewątpliwie sprzyja energetyce bardziej ekologicznej niż węgiel. Jego zużycie będzie też rosło w najbliższej przyszłości. Wg szacunków PGNiG pod koniec dekady zużycie gazu w Polsce będzie wynosiło ok. 18 mld m3 gazu rocznie. Oznacza to, że zanotujemy najprawdopodobniej najszybszy wzrost konsumpcji surowca wśród naszych sąsiadów z UE. Głównie dlatego, że nasze zużycie błękitnego paliwa jest obecnie jednym z najniższych - ok. 14 mld m3 gazu rocznie. Jednak ilośd wykorzystywanego surowca zdaniem specjalistów będzie rosła. Powód jest prosty w Polsce ulegnie rozbudowie energetyka gazowa. Ten rozwój ma przyczynid się do zwiększenia popytu na gaz. A jak na tle naszego kraju wyglądają sąsiedzi z Unii? Niemcy są jednymi z Unijnych potentatów. Rocznie zużywają ok. 90 mld m3 gazu. Są jednak także tzw. rynkiem dojrzałym, gdzie trudno sprzedad jeszcze więcej gazu. Co ważne nie przyczyni się do tego nawet likwidacja energetyki jądrowej. Prąd mają dawad OZE i chod cześd specjalistów uważa, że rezerwą muszą byd źródła gazowe, to jednak nie wiadomo, czy tak się stanie. Wielkiego wzrostu nie należy się spodziewad także w Czechach. Przeciętny mieszkaniec kraju nad Wełtawą zużywa bowiem prawie 2 razy więcej gazu niż obywatel Polski. Duży wzrost zużycia gazu przewidują natomiast Słowacy. W 2011 r. Słowacy zużyją 5,9 mld m3 gazu, a na koniec dekady będzie to o nieco ponad 25% więcej, bo ok. 7,5 mld m3. Na koniec Litwa. Jak na liczbę mieszkaoców ok. 3 mln kraj ten zużywa wyjątkowo dużą ilośd gazu - w 2011 r. będzie to ok. 2,9 mld m3. Proporcjonalnie aby osiągnąd tą samą ilośd zużytego gazu na głowę mieszkaoca, Polska musiałaby w tym roku wykorzystad ok. 35 mld m3 gazu. Zdaniem litewskich specjalistów Litwa będzie jednak zmniejszała powoli zużycie surowca

15 15 Już w 2012 r. na Towarowej Giełdzie Energii może powstad hurtowy rynek obrotu gazem. Za powstaniem hurtowego rynku obrotu gazem opowiadają się wszyscy gracze rynku gazowego w Polsce, w tym dominujące na nim Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. Pomysł popiera również Prezes Urzędu Regulacji Energetyki Marek Woszczyk. Szef giełdy, Grzegorz Onichimowski deklaruje, że przyszły rok jest realnym terminem uruchomienia hurtowego handlu gazem. W jego ocenie rynek gazu na TGE mógłby ruszyd w uproszczonej formie już w styczniu. W tym terminie można uruchomid w jego ocenie np. platformę aukcyjną lub rynek rejestrowanych transakcji bilateralnych. Zorganizowaniem giełdowego obrotu gazem może zająd się również Giełda Papierów Wartościowych, która jest zainteresowana przejęciem kontroli na TGE. Uruchomienie giełdowego obrotu gazem wymaga wcześniej zmian w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Gazowej Sieci Przesyłowej oraz zmian w Prawie Energetycznym lub uchwalenia nowego Prawa gazowego. W nowych przepisach musi zostad zdefiniowany m.in. tzw. wirtualny punkt handlowy. Puls Biznesu Węgiel przegrywa batalię o elektrownie. Już co 2. duży projekt budowy bloku zakłada, że prąd będzie w nim wytwarzany z gazu. W latach Polsce zacznie brakowad prądu. Aby nie doszło do katastrofy, elektrownie muszą szybko zastępowad wysłużone bloki i budowad nowe. W tym wyścigu węgiel, z którego dziś wytwarzamy ponad 90% energii, zaczyna przegrywad z gazem. - Do 2020 r. ilośd energii pochodzącej z gazu ma ulec co najmniej podwojeniu - mówi Wojciech Hann z Deloitte`a. A to bardzo ostrożne szacunki. Dziś z gazu Polska produkuje 2,1% wytwarzanej energii. Jak przewiduje Ministerstwo Gospodarki, w 2020 r. z tego paliwa będzie już pochodzid 7% energii. Tak skokowy wzrost wynika z surowej polityki UE, która sprawia, że prąd z brudnego węgla będzie coraz droższy. Dlatego inwestorzy od niego uciekają. Z węglowych elektrowni w Polsce zrezygnował już m.in. niemiecki RWE, a Vattenfall w ogóle wycofał się z naszego rynku. - Gaz jest droższym paliwem niż węgiel, ale technologia budowy bloków gazowo-parowych jest szybsza i taosza. Na dodatek koszty wynikające z unijnej polityki ograniczania emisji gazów cieplarnianych w przypadku gazu są 2 razy niższe niż w przypadku węgla - dodaje Hann. Dlatego do 2020 r. firmy planują wybudowanie niemal MW nowych mocy zasilanych tym paliwem. W sumie duże koncerny planują postawid u nas bloki energetyczne o łącznej mocy ok MW. Jako pierwsi już w 2012 r. elektrownię gazową o mocy 400 MW zaczną stawiad w Stalowej Woli Tauron i PGNiG. Blok gazowo-parowy będzie pierwszym tak dużym źródłem wytwórczym w Polsce, zasilanym w całości gazem ziemnym. Do produkcji energii z gazu szykują się też m.in. KGHM wraz z Tauronem w Blachowni, Energa i irlandzki ESB w Grudziądzu, PGE wraz z Zakładami Azotowymi Puławy w Puławach, francuski GdF Suez we Włocławku. Tę statystykę mogą jeszcze podnieśd inwestycje PGNiG. Gazowy monopolista w podpisał wstępną umowę kupna Elektrociepłowni Warszawskich (EW)od szwedzkiego Vattenfalla. Dziś zakłady skupione w EW zużywają rocznie ok. 3 mln ton węgla i ton oleju opałowego, dzięki czemu mają blisko 20% udziału w rynku ciepła i ok. 2,5% w rynku energii.

16 16 W ocenie Władysława Mielczarskiego, współautora programu konsolidacji polskiej energetyki, PGNiG również będzie odchodzid od węgla. Dziennik Gazeta Prawna Ale, jak się okazuje, nie ma róży bez kolców... Za 2 lata zacznie obowiązywad akcyza na gaz ziemny. Będzie z niej zwolniony gaz spalany w elektrowniach ale już nie w elektrociepłowniach. Brak zwolnienia w przypadku kogeneracji pogarsza analizy finansowe projektowanych bloków gazowych. - Jeżeli nie uda się zmienid przepisów, akcyza na gaz będzie stanowiła duże zagrożenie dla kogeneracyjnych bloków gazowych. Podatek może istotnie podnieśd koszt wytworzenia energii elektrycznej i ciepła w kogeneracji - ostrzega Agnieszka Walter z Deloitte`a. Akcyza na gaz w wysokości 1,28 zł za gigadżul zacznie obowiązywad 1 listopada 2013 r. Wprowadza go, uchwalona w 2008 r., ustawa akcyzowa. - Obowiązek obciążenia gazu podatkiem wynika z unijnej dyrektywy. Została ona implementowana do polskiego porządku prawnego w nowej ustawie o podatku akcyzowym. Dyrektywa wprowadza zwolnienie z akcyzy gazu zużywanego do produkcji energii. Opcjonalnie pozwala też zwolnid gaz wykorzystywany do łącznego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w kogeneracji. Polska nie skorzystała jednak z tego drugiego, opcjonalnego zwolnienia - tłumaczy Walter. Wg Deloitte w ciągu najbliższych 10 lat w Polsce powstad mogą bloki gazowe o łącznej mocy MW. 1/2 z nich produkowad ma energię elektryczną i ciepło w skojarzeniu. Niepewna sytuacja akcyzowa jest tylko jednym z licznych ryzyk, z jakimi muszą się liczyd inwestorzy. Kolejnym jest, obowiązujący jedynie do kooca 2012 r., system wsparcia energetyki gazowej żółtymi certyfikatami. Maled, w dodatku szybciej niż oczekiwał rynek, będzie ponadto liczba darmowych uprawnieo do emisji CO2. Odchodzenie od energetyki atomowej w Niemczech i Japonii może wpływad na wzrost cen gazu na światowych rynkach. W efekcie droższy może byd gaz z terminala LNG lub importowany zza zachodniej granicy, na który liczyła częśd inwestorów WĘGIEL NIEZBĘDNY! - Węgiel to podstawa naszej elektroenergetyki - mówi Maciej Kaliski, nowy wiceminister gospodarki ds. górnictwa i energetyki. - Spółki węglowe, bez uwzględnienia Bogdanki po 5 miesiącach 2011 r. osiągnęły 1,13 mld zł zysku netto w porównaniu do 1,18 mld zł w całym 2010 r. To powinien byd dobry rok dla branży. Jeśli mówimy o spadku wydobycia, to w ciągu 5 pierwszych miesięcy 2010 r. w porównaniu do tego okresu w 2009 r. wyniósł on 3,4%. Zaś w okresie styczeo - maj 2011 r. w porównaniu do analogicznego okresu rok wcześniej tylko ok. 1%. Warto dodad, że od 2008 r. mamy przełom w wydatkach na inwestycje kopalo. Ponad 2 mld zł rocznie zainwestowane w maszyny czy nowe złoża powinno przynieśd efekty po ok. 4 latach - uważa Kaliski. Rzeczpospolita

17 17 W ciągu 10 lat liczebnośd załóg spółek węglowych spadła o 1/2. W śląskich kopalniach pracuje ok ludzi - wynika z danych ze spółek węglowych i resortu gospodarki. Do 2015 r. zatrudnienie w kopalniach na Śląsku może spaśd poniżej Ale teoretycznie, bo wiele prac wykonują firmy zewnętrzne, często zatrudniające b. górników. - Znaczna częśd ludzi zatrudnianych w firmach zewnętrznych to górnicy, którzy odeszli z kopalo na emerytury, po czym zatrudnili się w firmach zewnętrznych wykonujących prace dla tych kopalo - mówi osoba z branży. Wg szacunków w takich firmach może pracowad ludzi, z których to górnicy dołowi. Spadek zatrudnienia w górnictwie węgla kamiennego wynika zarówno z prowadzonej w latach 90. reformy, jak i ze spadku produkcji paliwa (z ówczesnych ponad 100 mln ton do ok. 75 mln ton rocznie obecnie). Jeszcze w 2001 r. w kopalniach pracowało ok osób. - Kompania Węglowa, gdy powstała w 2003 r., zatrudniała prawie ludzi, a teraz ok mówi Zbigniew Madej, rzecznik tej największej spółki węglowej w UE. Górnicza reforma z lat 90. zakładała, że by produkcja czarnego złota była rentowna, zatrudnienie w branży w 2010 r. powinno wynieśd ludzi, a w 2020 r Rzeczpospolita Chod produkcja czarnego złota spada, to jej koszty rosną. Z danych Ministerstwa Gospodarki wynika, że w okresie styczeo-maj 2011 r. koszty produkcji węgla kamiennego na Śląsku (dane nie uwzględniają lubelskiej Bogdanki) wyniosły prawie 8 mld zł i były wyższe od poniesionych rok wcześniej o 283,3 mln zł, czyli o 3,7%, przy spadku produkcji surowca o 1%. - Resort gospodarki zalecił zarządom spółek węglowych, by cięły koszty produkcji - mówi wiceminister gospodarki Maciej Kaliski odpowiedzialny za górnictwo. Import węgla do Polski w I półroczu wyniósł już 7,3 mln ton wobec 13,4 mln ton w całym 2010 r. Zarządy śląskich spółek węglowych podlegających resortowi gospodarki zapewniają, że koszty już tną. Największą ich częścią są wynagrodzenia (z narzutami na ubezpieczenia społeczne i inne świadczenia). Chod w ciągu pierwszych 5 miesięcy zakłady wydobywcze wydały na ten cel najwięcej, to jednak udział tych kosztów w całej produkcji udało się zmniejszyd z 51,7% do 51%. Nieznacznie w produkcji węgla udało się zmniejszyd udział kosztów usług obcych (o 0,2%), chod wydatki na ten cel wzrosły, podobnie jak w przypadku kosztów amortyzacji czy energii (spadek udziału w kosztach produkcji odpowiednio o 0,3% i 0,2%). Co w takim razie powoduje tak duży wzrost kosztów produkcji, że średni koszt wytworzenia 1 tony paliwa wzrósł o 4,8%, czyli o 12,48 zł, do 274,14 zł? Na pewno wzrost tzw. kosztów pozostałych o ponad 100%, związanych m.in. ze szkodami górniczymi i rekultywacją terenów pogórniczych. Jednak resort gospodarki zauważa tu także wpływ usług obcych, który wyniósł jednostkowo 44,56 zł na tonie węgla, czyli o 3,3% więcej niż rok wcześniej. Wiceminister Kaliski wskazuje jednak, że konkurencyjnośd polskiego węgla uda się obronid dzięki zwolnieniu dużej grupy odbiorców z akcyzy na to paliwo. Nad ustawą w tej sprawie we wrześniu będzie głosował Senat. - Przyjęcie jej przez Sejm i możliwośd wejścia w życie jeszcze w tej kadencji to duży sukces wszystkich zaangażowanych stron. Gdyby nie to, w 2012 r. węgiel automatycznie objęty

18 18 zostałby tym podatkiem. Ulgi akcyzowe to wysłuchanie postulatów resortu gospodarki, który walczył, by węgiel z Polski był konkurencyjny. Pamiętajmy, że zwolnienia z akcyzy mają np. Czesi czy Niemcy - mówi Kaliski. Rzeczpospolita W I półroczu 2011 r. zobowiązania śląskich kopalo spadły o ponad 1,5 mld zł w porównaniu do kooca 2010 r. Z danych ministerstwa gospodarki nadzorującego branżę (nie uwzględniają Bogdanki) wynika, że na koniec maja zobowiązania długo i krótkoterminowe śląskich spółek węglowych wynosiły nieco ponad 6,4 mld zł. Na koniec 2010 r. było to 7,89 mld zł. W porównaniu do kooca maja 2010 r. stan zobowiązao zmniejszył się o 394,9 mln zł. Warto jednak dodad, że na koniec maja gros zobowiązao to krótkoterminowe, które wyniosły 5,2 mld zł, a długoterminowe 1,2 mld zł. Zobowiązania sukcesywnie spadają. Wynika to z lepszej sytuacji wszystkich śląskich kopalo, które coraz bardziej terminowo płacą swoim partnerom. Sytuacja finansowa śląskich spółek węglowych jest bowiem w 2011 r. bardzo dobra. Wystarczy przypomnied, że ich zysk netto na koniec maja wynosił 1,13 mld zł wobec 1,18 mld zł w całym 2010 r. Polepszyła się bowiem koniunktura na węgiel, a produkcja energii z węgla wzrosła w I półroczu o 4%. Zwiększyła się także cena paliwa, dzięki czemu firmy mają więcej pieniędzy. Średnia cena tony węgla kamiennego po 5 miesiącach 2011 r. wynosiła 344,7 zł wobec 298,39 zł w 2010 r. Warto dodad, że znacząco przeterminowane długi zmniejsza sukcesywnie Katowicki Holding Węglowy, który miał ich jeszcze w 2009 r. ok. 700 mln zł, a teraz nieco ponad 100 mln zł. O ile jednak kopalniom udało się zmniejszyd stan zobowiązao, to zwiększyły się ich należności - z 1,87 mld zł na koniec 2010 r. do 2,35 mld zł na koniec maja 2011 r. (o 556,9 mln zł w porównaniu do stanu na koniec maja 2010 r.). Resort gospodarki zauważa, że znacząco zwiększyły się wskaźniki płynności finansowej kopalo. Rzeczpospolita EKOLOGIA BIOMASA, WIATR, SŁOOCE Bruksela zarzuca Polsce naruszenia unijnego prawa o odnawialnych źródłach energii. To może zamrozid wypłatę funduszy unijnych po 2013 r. Polska może zostad ukarana za brak wdrożenia dyrektywy o promowaniu stosowania energii z odnawialnych źródeł (2009/28/WE). Komisja Europejska rozpoczęła procedurę administracyjną w tej sprawie. Postępowanie toczy się od 27 stycznia 2011 r., kiedy to Komisja wystosowała pierwsze zarzuty formalne. Kraje członkowskie miały czas na przyjęcie unijnych przepisów o odnawialnej energii do 5 grudnia 2010 r. W Polsce prace nad nową ustawą przedłużają się i nie ma już szansy, by została ona przyjęta przed wyborami parlamentarnymi, ponieważ dokument nie opuścił nawet Ministerstwa Gospodarki. Komisja nie podjęła jednak decyzji o przejściu do II etapu postępowania administracyjnego, czyli wystosowaniu tzw. uzasadnionej opinii.

19 19 Po zakooczeniu procedury administracyjnej Komisja wystosowuje skargę do europejskiego trybunału i może zażądad kary finansowej. Chod taki scenariusz jest odległy, to w przypadku Polski kary wydają się prawdopodobne. Wybory parlamentarne znacznie opóźnią prace nad wdrożeniem przepisów i Komisja może w tym czasie już zakooczyd wszystkie etapy postępowania. Komisja może także uzależnid wypłatę funduszy unijnych na lata od pełnego wdrożenia dyrektyw o promocji odnawialnych źródeł energii. Rzeczpospolita Polskie przedsiębiorstwa z sektora OZE wyrażają obawy że nie będą w stanie konkurowad z firmami z zagranicy. Przyczyną tego mają byd przeciągające się prace nad ustawą regulującą ten sektor, jak i nierówne traktowanie samych producentów zielonej energii. - Pojawiają się przecieki z Ministerstwa Gospodarki, z których wynika, że zmienią się główne zasady wsparcia dla tego sektora - mówi Krzysztof Prasałek, prezes Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej (PSEW). Wg nieoficjalnych propozycji resortu gospodarki w nowej ustawie wartośd zielonych certyfikatów zależałaby od rentowności poszczególnych rodzajów źródeł energii. Paradoksalnie, im mniejsza rentownośd danej inwestycji, tym więcej pieniędzy za swoje certyfikaty otrzymywałaby firma. Zdaniem sektora OZE zyskają przede wszystkim te podmioty które inwestują w drogie i często nierentowne technologie, jak np. pozyskiwanie energii słonecznej. B. prezes PGNiG Bogusław Marzec, uważa jednak że system wsparcia zielonych technologii na nowych zasadach byłby uczciwszy. - Najlepiej byłoby niczego nie dotowad i pozwolid, by to rynek zadecydował, co jest najefektywniejsze - mówi. Dodaje też, że odnawialne źródła energii są ekonomicznym bezsensem. - Ta energia jest 2-3-krotnie droższa w uzyskaniu niż klasyczna. Poza tym wbrew temu, co się mówi, wcale nie zmniejsza emisji CO2 - mówi Marzec. Dzienniku Gazecie Prawnej PGE chce stawiad na zieloną energię w Bełchatowie. Koncern rozpoczął już wdrażanie projektów związanych z produkcją energii elektrycznej z zastosowaniem biomasy jako paliwa. Strategiczne plany koncernu zakładają produkcję zielonej energii w oparciu o biomasę na poziomie 4 TWh rocznie. Instalacja do współspalania biomasy zainstalowana została już w bełchatowskiej elektrowni. Umożliwia ona wykorzystanie ekologicznego paliwa w ilości dochodzącej do 900 ton na dobę. Spółki Skarbu Paostwa od kilku lat są zmuszone stawiad na OZE, bo takie wymogi na kraje członkowskie nakłada UE. Do 2020 r. udział energii odnawialnych w produkcji prądu w UE ma wynieśd 20%. W Polsce udział energii odnawialnej stale się zwiększa. W 2008 r. to 4,3%, a w ,5%. Ma, wg prognoz, wynieśd 12,2% w 2015 r., a w 2020 r. już 19,3%. Polska

20 20 W Elektrownia Kozienice spaliła w I półroczu 2011 r. o 55% więcej biomasy niż w analogicznym okresie 2010 r. Należący do Enei zakład chce nadal zwiększad energii elektrycznej produkowanej we współspalaniu. Największa w kraju elektrownia na węgiel kamienny wyprodukowała w ciągu 6 pierwszych miesięcy 2011 r MWh energii elektrycznej we współspalaniu węgla i biomasy. Rok wcześniej było to MWh. Spółka spaliła w I półroczu 2011 r ton biomasy. W analogicznym okresie 2010 r. było to ton. Kozienice zarobiły dzięki uzyskaniu świadectw pochodzenia energii ze źródeł odnawialnych ok. 52 mln zł w I połowie 2011 r., w stosunku do ok. 32 mln zł w I półroczu 2010 r. Enea chce, by udział współspalania w produkcji energii elektrycznej wynosił od 2015 r. 2,1%. Ma się do tego przyczynid instalacja do współspalania biomasy płynnej. Jej oddanie do użytku zaplanowano jeszcze w 2011 r. Elektrownia Kozienice wyprodukowała w ciągu pierwszych 6 miesięcy 2011 r. 5,821 TWh w stosunku do 5,910 TWh rok wcześniej Pora na wiatr. Najwięcej warunków przyłączenia nowych farm wiatrowych wydawanych jest w regionach o najmniej korzystnej wietrzności. Przodują Świętokrzyskie, Mazowsze i Podlasie. Przesądził o tym brak wolnych mocy przyłączeniowych w korzystniejszych lokalizacjach i nowe typy turbin, pozwalających na optymalną pracę w mniej wietrznych regionach. W I połowie 2010 r. operatorzy systemów dystrybucyjnych wydali warunki przyłączenia dla 215 farm wiatrowych o łącznej mocy 819 MW. To ponad 93% mocy wszystkich OZE, które otrzymały warunki - wynika z danych Agencji Rynku Energii. Obecnie działają w Polsce 453 instalacje wiatrowe o łącznej mocy 1352 MW. To niemal 1/2 mocy zainstalowanej wszystkich OZE w kraju Jak wynika z badao naukowców z Politechniki Lubelskiej farmy wiatrowe, które miałyby powstad do 2020 r., nie będą istotnie wpływały na funkcjonowanie krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE). Analizy naukowców pokazują, że w 2020 r. zmiennośd obciążenia KSE, wynikająca z generacji wiatrowej, będzie zdecydowanie mniejsza od zmienności, jaka występowałaby w systemie opartym tylko o jednostki konwencjonalne. Godzinowy gradient obciążenia KSE przez generację wiatrową może wynieśd pod koniec dekady średnio 158 MW/h. Natomiast zmiennośd samego systemu (bez wiatraków) wyniosłaby 632 MW/h. Po pierwsze, to efekt relatywnie niedużej mocy zainstalowanej w wiatrakach względem jednostek konwencjonalnych (w badaniach przyjęto, że w 2020 r. wiatraki będą miały moc MW). Po drugie, niemal nie zdarzają się chwile, gdy w całym kraju wiatru jest bardzo mało albo bardzo dużo. - Muszę przyznad, że sam jestem zaskoczony wynikami badao. Uważałem, że skoki produkcji energii z elektrowni wiatrowych będą zdecydowanie większe niż wychodzi z tego modelu. Wynika to z faktu, że Polska jest dużym terytorium i rzadko zdarzają się momenty, że wiatr