Fakty i mity na temat miejsc powstawanie kosztów energii elektrycznej

Transkrypt

1 Fakty i mity na temat miejsc powstawanie kosztów energii elektrycznej Przygotowali: Dariusz Skiba Włodzimierz Lewandowski Warszawa, 14 kwietnia 2009

2 1. Wprowadzenie W regularnych odstępach czasu media koncentrują swoją uwagę na pracownikach energetyki i w ramach szeroko zakrojonej kampanii wskazują ich jako grupę współodpowiedzialną za dzisiejszy poziom cen energii elektrycznej. Pojawiają się szeroko opisywane kwestie umów społecznych, ulg w zakresie opłat za energię elektryczną itd.. Kampania ta nie bazuje na żadnych danych merytorycznych i wyraźnie jest ukierunkowana przeciwko pracownikom energetyki, tworząc i wszczepiając w świadomość społeczną fałszywy mit grupy zawodowej korzystającej jakoby z nadmiernych i nieuzasadnionych przywilejów, których koszty w sposób znaczący wpływają na ceny energii. Wpływ tych charakterystycznych dla danej grupy zawodowej przywilejów na ceny energii jest znikomy. Zamiast beletrystyki dziennikarskiej przedstawiamy fakty poparte konkretnymi wyliczeniami. 2. Wnioski Nietypowo zaczynamy od wniosków, ponieważ zdajemy sobie sprawę, że dla osób spoza branży energetycznej przeanalizowanie szczegółowych wyliczeń może zająć trochę czasu. Niemniej, w przeciwieństwie do autorów wielu tekstów dotyczących wpływu przywilejów branży na ceny, wszystkie nasze wnioski są przedstawione w postaci konkretnych wyliczeń liczbowych. Na podstawie przeprowadzonych analiz można stwierdzić, że wynagrodzenia pracowników energetyki oraz pozostałe związane z tym koszty generowane w Energetyce, w całym łańcuchu dostarczania energii elektrycznej do odbiorcy finalnego, stanowią jeden z najmniej istotnych elementów. Powstaje pytanie czemu akurat ten mało istotny element jest tak eksponowany przez środki masowego przekazu, czemu zupełnym milczeniem pokrywane są inne, zaprezentowane w dwóch wykresach poniżej, elementy mające kluczowy wpływ na poziom cen energii elektrycznej. Takie działania mogą być źródłem konfliktu między poszczególnymi grupami zawodowymi i społecznymi. 2/19

3 Tabela 1 Struktura koszu energii dla odbiorcy finalnego [Gospodarstwo domowe] Gospodarstwo domowe 37% 19% 19% 11% 7% 8% PODATKI I PARAPODATKI - VAT, CIT, Akcyza, Podatki i opłaty lokalne, Kolory, CO2, Opłata przejściowa PŁACE ENERGETYKI - w tym PIT oraz narzuty na wynagrodzenia INNE KOSZTY STAŁE ENERGETYKA DOSTAWCY - Górnictwo, PGNiG, Przewozy, etc KAPITAŁ - Banki kredytujące, akcjonariusze, etc PRZESYŁ I STRATY PRZESYŁOWE Źródło: 1 opracowanie własne oraz dużego odbiorcy przemysłowego: Tabela 2 Struktura kosztu energii dla odbiorcy finalnego [Duży odbiorca przemysłowy] Duży odbiorca przemysłowy 38% 28% 18% 5% 6% 5% PODATKI I PARAPODATKI - VAT, CIT, Akcyza, Podatki i opłaty lokalne, Kolory, CO2, Opłata przejściowa PŁACE ENERGETYKI - w tym PIT oraz narzuty na wynagrodzenia INNE KOSZTY STAŁE ENERGETYKA DOSTAWCY - Górnictwo, PGNiG, Przewozy, etc KAPITAŁ - Banki kredytujące, akcjonariusze, etc PRZESYŁ I STRATY PRZESYŁOWE Źródło: 2 opracowanie własne 3/19

4 Powyżej przedstawiono przykładową strukturę kosztu energii dla odbiorców finalnych w dwóch grupach: - duży odbiorca przemysłowy, - gospodarstwo domowe. Jak można zaobserwować podstawowe pozycje tego kosztu to; podatki i parapodatki (VAT, CIT, Akcyza, podatki i opłaty, CO2, opłata przejściowa) oraz koszty paliw. Znacząca pozycję stanowią także koszty kapitałowe. Płace pracowników energetyki w obu grupach stanowią odpowiednio 7% i 5%. Przy tym należy podkreślić, że energia elektryczna jako produkt ma charakterystyczne cechy odróżniające ją od innych produktów będących przedmiotem handlu, a są to: niemożność przechowywania dużych jej ilości w sposób ekonomiczny, co oznacza konieczność dostępu do niej w sposób ciągły, możliwość przesyłania jej na duże odległości ale za pomocą jednak kapitałochłonnej infrastruktury sieciowej, Cechy te wpłynęły na obecny kształt sektorów elektroenergetycznych, które działają jako systemy elektroenergetyczne potrzebujące pewnego stopnia centralizacji. Wymaga to funkcjonowania ośrodka (krajowe dysponowanie mocą) koordynującego przepływ energii elektrycznej oraz wykorzystania sieci przesyłowych. Powyższe informacje są istotne dla zrozumienia w pełni kwestii płac pracowników energetyki, po prostu system elektroenergetyczny działa w sposób ciągły i wymaga ciągłej obsługi. Ewentualne zmniejszenie kosztów wynagrodzeń np. w podsektorze wytwarzania nawet aż o 20% spowoduje, że cena dla odbiorcy finalnego spadnie o ok. 0,2 gr/kwh. W praktyce oznacza to spadek rachunku za energię elektryczną w skali roku, dla przeciętnego odbiorcy końcowego (gospodarstwo domowe) w granicach ok. 2 do 5 złoty. Niezrozumiałe jest także uporczywe koncentrowanie się niektórych autorów na nieznaczących kwestiach w sytuacji globalnych wyzwań jakie stoją przed polską energetyką i które mają istotny wpływ na kształt rynku oraz długoterminowo na kształtowanie cen energii elektrycznej. Obecnie zasadne jest pilne skupienie się na kwestii jak ma wyglądać przyszłość i miejsce polskiej energetyki w kontekście postępującej międzynarodowej konsolidacji firm energetycznych. Największe podmioty liderzy konsolidacji na ciągle tworzącym się europejskim rynku energii elektrycznej, nabywają kolejne firmy z różnych krajów zwiększając swój potencjał i stając się oligopolami o skali międzynarodowej, które przygotowują się do konkurencji na rynku europejskim. Wokół tych podmiotów powstały grupy energetyczne z krajów przyjętych do UE w ostatnich latach, które prowadzą działania w zakresie integracji wewnętrznej oraz w zakresie przejęć na obszarach innych krajów (m.in.: CEZ). Liderzy konsolidacji mają jednak zdecydowaną przewagę zarówno pod względem know how wynikającego ze stażu jako wielka organizacja przejmująca kolejne firmy jak i pod względem posiadanych możliwości kapitałowych oraz lobbingowych. Zakłada się, że konkurencja ograniczy wzrost cen energii elektrycznej, ale konkurencja musi być postrzegana w perspektywie długofalowej oraz na obszarze rynku, jaki powoli tworzą państwa członkowskie UE. Z tej perspektywy i przy obecnym stopniu koncentracji w zasadzie konieczne staje się tworzenie oligopolistycznych firm i takie firmy powstają także w krajach, które dołączyły do 4/19

5 starych krajów UE, w tym w Polsce. Działania te są niejako wymuszone przez ekspansywną politykę prowadzących już działalność międzynarodową koncernów energetycznych. oraz stanowisko Komisji Europejskiej, która praktycznie nie blokuje tej polityki. Ww. czynniki zdecydują o pozycji na rynku europejskim poszczególnych firm, stopniu jego monopolizacji i związanym z tym poziomie cen energii elektrycznej w przyszłości. 3. Rekomendacja w zakresie możliwych kierunków obniżenia kosztów dostaw energii dla odbiorców finalnych W krótkim horyzoncie czasowym: obniżka podatków pośrednich jak i bezpośrednich, uelastycznienie cen paliw dla energetyki, pomoc Państwa w organizacji taniego finansowania, W długim horyzoncie czasowym: konsekwentna realizacja, w perspektywie wieloletniej, polityki energetycznej nakierowanej na zapewnienie odpowiedniej bazy wytwórczej oraz równomiernego rozwoju sektora, polityka prywatyzacyjna i właścicielska nastawiona na wykreowanie krajowych (rozwijających się także poza granicami kraju), konkurujących ze sobą grup energetycznych (i włączających się powoli także w konkurencje na rynku europejskim), z dopuszczeniem konkurencji zewnętrznej, 5/19

6 Załącznik - Uzasadnienia szczegółowe 4. Opis założeń projektowych Opracowanie zostało przygotowane na podstawie ogólnodostępnych danych oraz w oparciu o eksperckie benchmarki autorów Opis przewidywanej sytuacji makroekonomicznej 2009 Rok 2009 będzie cechować się spowolnieniem gospodarczym, prognozy wzrostu PKB zakładają w wersji pesymistycznej wzrost na poziomie nie większym jak 1%. Należy założyć spadek produkcji oraz związany z tym spadek zużycia energii elektrycznej. Znacznemu osłabieniu uległ kurs PLN zarówno w stosunku do USD jak i EUR. Skutkować to będzie z jednej strony wzrostem kosztów zakupu praw do emisji CO 2, zaś z drugiej strony poprawą konkurencyjności polskiej energii na rynku regionalnym (Europa Środkowa, Niemcy). Na potrzeby kalkulacji przyjęto, że średnioroczny kurs złotego w stosunku do Euro ukształtuje się na poziomie ok. 4,5 a w stosunku do US$ na poziomie 3,7. Założono, że średnioroczna wycena prawa do emisji CO 2 ukształtuje się na poziomie 10 EUR/t emisji, a deficyt wynikający z przydziałów emisji przez KASHUE dotknie wszystkie podmioty w równym stopniu i wyniesie 15% zapotrzebowania na prawa do emisji. W roku 2009 nadal będą spadały ceny węglowodorów oraz węgla kamiennego. Poniżej kwotowania kontraktów terminowych na węgiel na 2, 3 i 4 kwartał 2009 roku oraz dla zobrazowania linia trendu cen w kontraktach na 2 kwartał 2009 roku. Wykres 1 Notowania cen węgla na 2, 3 i 4 kwartał 2009 roku [ARA API2 w USD/t] 94,00 89,00 84,00 79,00 74,00 69,00 64,00 59, Q209 Q309 Q409 Wykł. (Q209) Źródło 1 ICE ROTTERDAM W związku z powyższym oraz mając na uwadze roczny charakter umów na dostawy wegla przyjęto, że średnio w roku cena węgla kamiennego utrzyma się w Polsce w 2009 roku na poziomie 75 USD/t. Na potrzeby analiz założono, że cena gazu GZ-50 dla energetyki w 2009 roku wyniesie 275 USD/Nm 3. 6/19

7 Wpływ kolorów na cenę dla odbiorców końcowych kalkulowano w oparciu o poniższe średnioroczne wyceny certyfikatów: Zielony 245 PLN/MWh Czerwony 17 PLN/MWh Żółty 115 PLN/MWh Kryzys gospodarczy, który w pierwszym kwartale 2009 roku dotarł również do Polski przełożył się na kilkuprocentowy spadek zapotrzebowania na energię elektryczną oraz na spadek hurtowej ceny energii elektrycznej (Wykres 1) poniżej poziomów uzasadnionych sezonowością kształtowania cen. 300 Wykres 2 Ceny energii elektrycznej na TGE w okresie styczeń luty 2009 roku /01/ /01/ /01/2009 Źródło 2 Towarowa Giełda Energii 07/01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /02/ /02/ /02/ /02/ /02/ /02/ /02/ /02/ /02/ /02/ /02/ /02/ /02/2009 Krzywa cenowa okresu styczeń-luty 2009 znacznie różni się swoim przebiegiem od roku 2008 (Wykres 2) co potwierdza przewidywany spadek ceny hurtowej energii w 2009 roku. Wykres 3 - Ceny energii elektrycznej na TGE w okresie styczeń-grudzień 2008 roku 300,00 280,00 260,00 240,00 220,00 200,00 180,00 160,00 140,00 120,00 100,00 01/01/ /01/ /01/ /01/ /02/ /02/ /02/ /03/ /03/ /03/ /03/ /04/ /04/ /04/ /05/ /05/ /05/ /06/ /06/ /06/ /06/ /07/ /07/ /07/ /08/ /08/ /08/ /08/ /09/ /09/ /09/ /10/ /10/ /10/ /11/ /11/ /11/ /11/ /12/ /12/ /12/2008 Źródło 3 Towarowa Giełda Energii 7/19

8 4.2. Opis założeń projektowych Założenia dla obszaru wytwarzania energii elektrycznej Na podstawie notowań TGE w okresie 1 stycznia lutego 2009 (prognozując linię trendu na pozostały okres 2009 roku) oraz mając na uwadze, że średnioterminowe, bilateralne umowy na rynku pozagiełdowym mają (w okresach nadwyżki mocy) wyższe ceny, sporządzono szacunkową projekcje cen hurtowych na polskim rynku. Założono, że udział rynku spot nie przekroczy 25 % rynku ogółem. Założono ponadto, że spowolnienie gospodarcze II półrocza 2009 spowoduje dalszy spadek zapotrzebowania na energię elektryczną. Poniższa Tabela 1 obrazuje szacunkowe średnie ceny hurtowe oraz strukturę dostaw w kolejnych kwartałach 2009 roku. Tabela 3 Struktura produkcji energii elektrycznej oraz cena hurtowa w kolejnych kwartałach 2009 roku Jednostka I Kw 2009 II Kw 2009 III Kw 2009 IV Kw Hurtowa cena energii elektrycznej (szacunek) PLN/MWh Struktura sprzedaży % 30% 25% 20% 25% Źródło 4 opracowanie własne 100% Szczegółowe założenia projektowe dla hurtowego rynku energii elektrycznej zawarto w Załączniku Założenia dla handlu hurtowego, rynku sprzedaży detalicznej oraz obszaru dystrybucji energii elektrycznej Zgodnie z nowo obwiązującymi przepisami założono, że akcyza na energię elektryczną nakładana jest w momencie dostarczenia energii odbiorcom finalnym. Tym samym koszty wytworzenia energii elektrycznej, od 1 marca 2009 roku nie są obciążone tym podatkiem. Niniejsza analiza przygotowana jest w warunkach od 1 marca Poniżej przedstawiono szacunkowy bilans energii elektrycznej w 2009 roku wykorzystany na potrzeby analiz. Ilość energii dostarczanej dla odbiorców finalnych z uwagi za zakładane znaczne spowolnienie gospodarcze obniży się do średniej z ostatnich kilku lat. Tabela 4 Bilans energii elektrycznej w KSE w 2009 roku Popyt na energię Jednostka 2009 Sprzedaż Odbiorcy Finalni TWh 118,0 Straty przesyłowe TWh 17,1 Pompowanie ESP TWh 2,0 Eksport TWh 5,0 Razem popyt TWh 142,1 Podaż energii Jednostka 2009 El. węgiel kamienny TWh 81,4 El. węgiel brunatny TWh 47,5 El. gaz TWh 2,7 OZE TWh 4,1 Generacja ESP TWh 1,4 Import TWh 5,0 Razem podaż TWh 142,1 Bilans energii Źródło 5 opracowanie własne 0,0 Aby dostarczyć około 118 TWh energii elektrycznej do odbiorców finalnych, przy zrównoważonym saldzie handlu zagranicznego, założonej pracy elektrowni szczytowo-pompowych oraz przy 8/19

9 zakładanych stratach OSP i OSD zakłada się, że elektrownie i elektrociepłownie powinny dostarczyć do sieci w 2009 roku około 142 TWh energii elektrycznej. Założono, że koszty związane z obrotem hurtowym energią elektryczną oraz koszty funkcjonowania spółek sprzedaży detalicznej to około 15 PLN/MWh. Kolejnym elementem składowym rachunku dla odbiorcy finalnego są tzw. kolory czyli obligatoryjne dostawy energii dla odbiorcy finalnego z: odnawialnych źródeł energii (certyfikat zielony), wysokosprawnego skojarzenia w wykorzystaniem węgla (certyfikat czerwony) oraz wysokosprawnego skojarzenia z wykorzystaniem gazu (certyfikat żółty). Poniżej przedstawiono strukturę dostawy energii (w tym obligatoryjnych dostaw) dla odbiorców finalnych w 2009 roku. Wykres 4 Struktura dostawy energii dla odbiorcy finalnego w 2009 roku 20,6% 2,9% 8,7% 67,8% Energia klasyczna - "czarna" Energia z odnawialnych źródęł energii - "zielona" Energia z wysokosprawnych źródeł (węglowych) "czerwona" Energia z wysokosprawnych źródeł (gazowych) "żółta" Źródło 6 opracowanie własne na podstawie Rozporządzeń Ministra Gospodarki Dostawy obligatoryjne tzw. kolorów są istotnym elementem kształtowania polityki proekologicznej państwa, finansowanej przez odbiorcę finalnego. Poniżej przedstawiono ceny w/w rodzajów energii. Wykres 5 Ceny energii na podstawie notowań TGE z dnia Ceny energii "czarnej" "zielonej" "czerwonej" "żółtej" 180,98 427,42 197,98 296,98 Źródło 7 Opracowanie własne na podstawie danych TGE Ostatnim elementem składowym rachunku dla odbiorcy finalnego są stawki za usługę dystrybucji. Różnią się one w zależności od miejsca odbioru na terenie Rzeczpospolitej. Na potrzeby niniejszego opracowania nie analizowano taryf wszystkich dystrybutorów energii, a stworzono próbkę, która powinna oddawać średnie warunki dla kraju. W jej skład włączono: PGE ZEORK, ENEA Obszar Szczeciński, Szczegółowe założenia projektowe dla obszaru sprzedaży i dystrybucji energii elektrycznej zawarto w Załączniku 2. 9/19

10 5. Koszty dostaw energii do odbiorców finalnych w 2009 roku 5.1. Omówienie przewidywanej struktury kosztów dostawy energii dla odbiorców finalnych w 2009 roku Koszt wytwarzania energii elektrycznej Poniżej przedstawiono kalkulację rentowności wytwarzania energii elektrycznej w perspektywie prognozowanej hurtowej ceny energii elektrycznej. Tabela 5 Prognozowana rentowność wytwarzania w 2009 roku Cena hurtowa Jednostka I Kw 2009 II Kw 2009 III Kw 2009 IV Kw 2009 Cena hurtowa energii el. PLN/MWh Koszt wytworzenia Jednostka I Kw 2009 II Kw 2009 III Kw 2009 IV Kw Koszty ruchu i konserwacji PLN/MWh Wynagrodzenia i świadczenia dla pra PLN/MWh 8,6 8,6 8,6 8,6 8,6 Remonty, materiały, etc PLN/MWh 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 Podatki, opłaty PLN/MWh 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 Ogólne, pozostałe koszty PLN/MWh 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7 Koszty paliwa PLN/MWh Koszty zmienne pozapaliwowe PLN/MWh CO2 PLN/MWh Zwrot z kap. [ROIC=10%] kalkulacyjny PLN/MWh Koszt wytworzenia ogółem PLN/MWh Szacunek wartości wytwarzania Jednostka I Kw 2009 II Kw 2009 III Kw 2009 IV Kw 2009 Zwrot z kapitału [wynikowy] PLN/MWh ROIC [wynikowy] % 8,1% 4,7% 4,7% 7,2% 6,4% Wartość wytwarzania - wynikowa mln EUR/MWe 0,49 0,28 0,28 0,43 0,38 Wart. rynk./wart. odtworz. wytwarz. % 81% 47% 47% 72% 64% Źródło 8 opracowanie własne Spadek cen energii elektrycznej spowodowany spowolnieniem gospodarczym wpłynie na znaczne obniżenie rentowności wytwarzania. Wytwórcy o wyższych kosztach operacyjnych (wysokie koszty transportu, spiętrzony zakres remontów w 2009 roku etc), obciążeni w znacznym stopniu zobowiązaniami kredytowymi, lub nie posiadający otwartych linii kredytowych mogą mieć problemy z płynnością w II półroczu 2009 roku. Przy zakładanej w Tabeli 3 projekcji cen energii elektrycznej wynikowy zwrot z kapitału wyniesie około 6%. Koszty paliw (górnictwo) oraz koszty zmienne pozapaliwowe (kilkadziesiąt % z nich to zobowiązania wobec Skarbu Państwa - opłaty za ochronę środowiska) zgodnie z deklaracjami partnerów energetyki nie będą podlegały negocjacjom. Kolejnym elementem kosztów są koszty ruchu i konserwacji (stałe koszty operacyjne w podsektorze wytwarzania), których strukturę procentową przedstawiono poniżej na Wykresie 4. Potencjał redukcji tych kosztów ruchu i konserwacji jest znikomy, a koszty wynagrodzeń w koszcie wytworzenie energii elektrycznej to około 4% (Wykres 5) /19

11 Zmniejszenie kosztów wynagrodzeń w podsektorze wytwarzania nawet aż o 20% spowoduje spadek ceny hurtowej energii poniżej 2 PLN/MWh. Cena dla odbiorcy finalnego spadnie w ten sposób o ok. 0,2 gr/kwh. Wykres 6 Struktura kosztów ruchu i konserwacji urządzeń w podsektorze wytwarzania [PLN/MWh] 3,7 2,5 8,6 9,8 Źródło 9 opracowanie własne Wynagrodzenia i świadczenia dla pracowników Remonty, materiały, etc Podatki, opłaty Ogólne, pozostałe koszty Poniżej wykres obrazujący potencjał redukcji kosztów w podsektorze wytwarzania energii elektrycznej. Wykres 7 Kalkulacyjne koszty wytwarzania energii elektrycznej w 2009 roku 26,2% 3,8% 4,4% 1,1% 1,6% 6,1% 3,0% 8,4% 45,4% Wynagrodzenia i świad. [wytwarzanie] Remonty, materiały, etc [wytwarzanie] Podatki, opłaty [wytwarzanie] Ogólne, pozostałe koszty [wytwarzanie] Koszty paliwa [wytwarzanie] Koszty zmienne pozapaliwowe [wytwarzanie] CO2 [wytwarzanie] CIT [wytwarzanie] Zwrot z kapitału [wytwarzanie] Uwaga : 1 Wynikowy zwrot z kapitału obniży jego wdział w kosztach ogółem do ok. 15% [niniejszy koszt kapitału zawiera koszty kapitału własnego oraz kapitałów obcych] 11/19

12 Źródło 10 opracowanie własne Koszt handlu hurtowego, sprzedaży detalicznej oraz dystrybucji energii elektrycznej W kolejnym etapie cena energii elektrycznej zakupiona na rynku hurtowym powiększana jest o kilka istotnych zmiennych wpływających na cenę energii dla odbiorcy finalnego. Poniżej w/w zmienne: koszty handlu hurtowego oraz sprzedaży detalicznej energii elektrycznej (szacowane na ok. 5-7 zł/mw), koszty obligatoryjnych dostaw energii z OZE oraz wysokosprawnego skojarzenia, Koszty dostarczenia (dystrybucji) energii elektrycznej. Poniżej przedstawiono kalkulację wpływy obligatoryjnych dostaw na MWh energii elektrycznej dostarczanej odbiorcom finalnym. Tabela 6 Szacunek kosztu certyfikatów w cenie energii dla odbiorcy finalnego Koszt "kolorów" dla odbiorcy finalnego Jednostka I Kw 2009 II Kw 2009 III Kw 2009 IV Kw Koszt "OZE" PLN/MWh 21,3 21,3 21,3 21,3 21,3 Koszt "kogeneracji - węgiel" PLN/MWh 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 Koszt "kogeneracji - gaz" PLN/MWh 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 Razem "kolory" PLN/MWh 28,2 28,2 28,2 28,2 28,2 Źródło: 3 opracowanie własne Ostatnim elementem w łańcuchu dostaw energii jest jej fizyczne dostarczenie. Na potrzeby niniejszego materiału wybrano cztery grupy taryfowe Operatorów Sieci Dystrybucyjnej (OSD) charakteryzujące się odmiennymi typami odbiorów energii elektrycznej. Wybrane taryfy to: A_23 duże fabryki zasilane z sieci najwyższych napięć, B_11 mniejsze zakłady zasilane z sieci średniego napięcia, C_21 nieduże firmy, rzemiosło etc zasilani z sieci średniego i niskiego napięcia, G_11 gospodarstwa domowe Celem niniejszego materiału nie była analiza stawek dystrybucyjnych wszystkich OSD działających na terytorium RP. Dlatego też na potrzeby analiz wybrano próbkę 5-ciu obszarów dostaw głównych spółek działających na terenie kraju. Szczegóły w Załączniku 2. Poniższa tabela przedstawia wyniki kalkulacji stawek dystrybucyjnych dla założonych hipotetycznych odbiorców. 12/19

13 Tabela 7 Kalkulacja kosztów dostarczenia energii do odbiorcy finalnego Założenia dotyczące odbiorcy Jednostka A_23 B_11 C_21 G_11 Wielkość odbioru MWh/r ,0 156,0 124,8 1,5 Moc umowna kw 5 000,0 50,0 80,0 4,0 - wskaźnik wykorzystania mocy godz/r 3 744, , ,0 364,0 Koszt dostarczenia energii dla zł/r odbiorcy finalnego zł/mwh 70,7 137,6 215,6 232,4 Stawka jakościowa zł/r , , ,8 14,2 Stawka opłaty przejściowej zł/r , , ,5 63,8 Stawka opłaty abonamentowej zł/r 635,2 241,8 196,9 11,8 Opłata sieciowa - składnik zmienny zł/r , , ,2 222,7 Opłata sieciowa - składnik stały zł/r , , ,7 25,9 Źródło: 4 opracowanie własne na podstawie stawek wybranych obszarów grup energetycznych ENEA, Energia Pro, ENERGA, ENION, PGE obowiązujących w 2009 roku Łączny koszt dostarczenia energii dla odbiorców finalnych Punkty i opisują kolejne etapy kształtowania ceny energii elektrycznej. W punkcie przedstawiono kalkulację całego łańcucha tworzenia ceny. Poniżej przedstawiono wyniki tych analiz. Tabela 8 Zestawienie szacunkowych kosztów energii elektrycznej do odbiorców finalnych w 2009 roku Koszt energii dla odbiorcy finalnego Jednostka I Kw 2009 II Kw 2009 III Kw 2009 IV Kw Cena hurtowa energii el. PLN/MWh 200,0 180,0 180,0 195,0 189,8 Koszt handlu hurt. i detalicznego PLN/MWh 14,0 14,0 14,0 14,0 14,0 Koszt dostarczenia "kolorów" PLN/MWh 28,2 28,2 28,2 28,2 28,2 Podatek akcyzowy PLN/MWh 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 Koszt dystrybucji energii el. PLN/MWh Taryfa A_23 PLN/MWh 70,7 70,7 70,7 70,7 70,7 Taryfa B_11 PLN/MWh 137,6 137,6 137,6 137,6 137,6 Taryfa C_21 PLN/MWh 215,6 215,6 215,6 215,6 215,6 Taryfa G_11 PLN/MWh 232,4 232,4 232,4 232,4 232,4 Wielki przemysł PLN/MWh 332,8 312,8 312,8 327,8 322,6 Mniejszy przemysł, transport etc PLN/MWh 399,8 379,8 379,8 394,8 389,5 Nieduże firmy, rzemiosło etc PLN/MWh 477,8 457,8 457,8 472,8 467,6 Gospodarstwa domowe PLN/MWh 494,6 474,6 474,6 489,6 484,3 Źródło: 5 opracowanie własne Zmienność cen w kwartałach jest możliwa jedynie w przypadku aktywnego uczestnictwa w rynku energii elektrycznej. W dniu dzisiejszym Najczęściej uczestniczą w nim odbiorcy najwięksi z Grup taryfowych A i B. Różnice pomiędzy cenami energii w Grupach taryfowych wynikają z różnego wykorzystania zamawianej mocy elektrycznej przez odbiorców. Niższe ceny wiążą się m. in. z koniecznością codziennego prognozowania zużycia energii elektrycznej. W przypadku gospodarstw domowych jest to w zasadzie niemożliwe. Dla przykładu przedstawiono zestawienie cen energii elektrycznej w innych krajach Unii Europejskiej. 13/19

14 Załącznik nr 1 Tabela - Założenia makroekonomiczne Tabela 9 Założenia makroekonomiczne na 2009 rok L.p. I. Założenia makroekonomiczne Jednostka Kurs wymiany - średnioroczny EUR/USD 1,20 2. Kurs wymiany - średnioroczny PLN/EUR 4,44 3. Kurs wymiany - średnioroczny PLN/USD 3,70 4. Cena węgla kamiennego PLN/GJ 12,3 5. Cena węgla brunatnego PLN/GJ 6,8 6. Cena gazu GZ-50 PLN/GJ 29,1 7. CIT % 19,0% 8. VAT % 22,0% 9. Akcyza PLN/MWh 20,0 10. Prawo do emisji CO2 PLN/MWh 44, Deficyt praw do emisji CO2 % 15% 11. Cena certyfikatu zielonego PLN/MWh 245,0 12. Cena certyfikatu czerwonego PLN/MWh 17,0 13. Cena certyfikatu żółtego PLN/MWh Źródło 11 Opracowanie własne 115,0 14/19

15 Załącznik nr 2 Tabela - Założenia projektowe wytwarzanie, hurt, sprzedaż detaliczna Tabela 10 Założenia projektowe wytwarzanie, handel hurtowy, sprzedaż odbiorcom finalnym L.p. II.1. Założenia projektowe Jednostka Średni wskaźnik emisyjności CO2 1,00 1. Zwrot z kapitału - ROIC wynikowy % 10% 2. Wartość odtworzeniowa podsektora wytwarzania mln EUR/MWe 0,60 3. Moc osiągalna [dyspozycyjna] MWe Koszty ruchu i konserwacji [benchmark - średnia dla technologii] PLN/MWe/r 111, Wynagrodzenia i świadczenia dla pracowników % 35% 4.2. Remonty, materiały, etc % 40% 4.1. Podatki, opłaty % 10% 4.2. Ogólne, pozostałe koszty % 15% 5. Sprawność netto Węgiel kamienny % 36% Węgiel brunatny % 35% Gaz % 55% 6. Koszty zmienne pozapaliwowe Węgiel kamienny PLN/MWh 22, Węgiel brunatny PLN/MWh 15, Gaz PLN/MWh 7,5 7. Struktura dostaw energii elektrycznej na rynek hurtowy Węgiel kamienny % 60% Węgiel brunatny % 35% Gaz % 2% OZE % 3% 8. Import TWh 5,0 9. Eksport TWh 5,0 10. Pompowanie ESP TWh 2,0 11. Generacja ESP TWh 1,4 12. Wskaźnik strat OSD i OSP % 14,5% 13. Sprzedaż do odbiorców finalnych TWh Źródło 12 opracowanie własne 120,0 15/19

16 Załącznik nr 3 Tabela - Założenia projektowe obszar dystrybucji Tabela 11 Założenia taryfowe OSD wykorzystane do kalkulacji stawki dystrybucyjnej A_23 PGE_Rzeszów ENEA_Szczecin ENERGA_Płock Energia Pro_Opol Enion_B-Biała Średnia Stawka Stawka jakościowa w zł/mwh 9,82 9,82 9,71 9,82 9,71 9,78 Stawka opłaty przejściowej w zł/kw/m-c 6,19 6,19 7,65 6,19 7,65 6,77 Składnik zmienny stawki opłaty sieciowej w zł/mwh: 44,28 5,44 9,12 23,30 8,77 18,18 - szczyt przedpołudniowy 50,60 x 9,19 26,00 x x - szczyt popołudniowy 74,41 x 11,69 29,50 x x - pozostałe godziny doby 7,83 x 6,50 14,39 x x Składnik stały stawki opłaty sieciowej w zł/kw/m-c 9,37 7,02 6,68 5,00 4,62 6,54 Stawka opłaty abonamentowej [zł/m-c] [okres rozlicz. 10-cio dniowy] 131,66 46,65 26,00 22,26 38,09 52,93 B_11 PGE_Rzeszów ENEA_Szczecin ENERGA_Płock Energia Pro_Opol Enion_B-Biała Średnia Stawka Stawka jakościowa w zł/mwh 9,82 9,82 9,71 9,82 9,71 9,78 Stawka opłaty przejściowej w zł/kw/m-c 3,32 3,32 4,10 3,32 4,10 3,63 Składnik zmienny stawki opłaty sieciowej w [zł/mwh] [całodobowy] 64,98 60,59 86,62 63,00 67,71 68,58 Składnik stały stawki opłaty sieciowej [zł/kw/m-c] 3,88 6,19 4,30 2,20 1,82 3,68 Stawka opłaty abonamentowej [zł/m-c] [okr. rozlicz. jednomiesięczny] 35,01 13,51 13,30 4,00 34,92 20,15 C_21 PGE_Rzeszów ENEA_Szczecin ENERGA_Płock Energia Pro_Opol Enion_B-Biała Średnia Stawka Stawka jakościowa w zł/mwh 9,80 9,82 9,71 9,80 9,70 9,77 Stawka opłaty przejściowej w zł/kw/m-c 1,34 1,34 1,65 1,34 1,65 1,46 Składnik zmienny stawki opłaty sieciowej w zł/kwh: [całodobowy] 0,10 0,08 0,13 0,13 0,13 0,11 Składnik stały stawki opłaty siecio-wej w zł/kw/m-c 14,58 9,15 12,71 7,00 3,93 9,47 Stawka opłaty abonamentowej [zł/m-c [okr. rozlicz. jednomiesięczny] 20,43 12,30 30,00 9,81 9,50 16,41 G_11 PGE_Rzeszów ENEA_Szczecin ENERGA_Płock Energia Pro_Opol Enion_B-Biała Średnia Stawka Stawka jakościowa w zł/mwh 9,80 9,80 9,71 9,80 9,70 9,76 Stawka opłaty przejściowej w zł/m-c [powyżej 1200kWh rocznie] 4,86 4,86 6,00 4,86 6,00 5,32 Składnik zmienny stawki opłaty sieciowej w zł/kwh: [całodobowy] 0,16 0,14 0,17 0,15 0,16 0,15 Składnik stały stawki opłaty sieciowej [zł/m-c] [pomiar 1 fazowy] 0,88 2,56 2,50 2,69 1, 53 2,16 Stawka opłaty abonamentowej [zł/m-c] [rozlicz. sześciomiesięczne] 0,80 0,90 0,97 0,80 1,46 Źródło 13 Dane taryfowe OSD 0,99

17 Załącznik nr 4 Szczegółowa struktura szacunkowego kosztu dostarczenia energii do odbiorcy finalnego Struktura kosztu dostarczenia energii [Odbiorca Taryfy A-23] 23,4% 18,0% 13,5% 4,9% 4,3% 3,9% 4,6% 2,0% 2,2% 3,2% 0,6% 0,8% 1,5% 0,2% 1,1% 2,0%2,0% 1,3%0,1% 0,5% 0,8%0,8% 0,8% 1,6%2,3%2,6% 0,9% 17/19 Wynagrodzenia i świad. [wytwarzanie] Remonty, materiały, etc [wytwarzanie] Podatki, opłaty [wytwarzanie] Ogólne, pozostałe koszty [wytwarzanie] Koszty paliwa [wytwarzanie] Koszty zmienne pozapaliwowe [wytwarzanie] CO2 [wytwarzanie] CIT [wytwarzanie] Koszt kapitału wł. i obcego [wytwarzanie] Koszt handlu hurtowego Wynagrodzenia i świad. [sprzedaż detaliczna] Ogólne, pozostałe koszty [hurt i sprzedaż] CIT [hurt i sprzedaż detaliczna] Koszt kapitału [hurt i sprzedaż detaliczna] Koszt "OZE" Koszt "kogeneracji - węgiel" Koszt "kogeneracji - gaz" Wynagrodzenia i świad. [dystrybucja] Remonty, materiały, etc [dystrybucja] Podatki, opłaty [dystrybucja] Opłata przejściowa [dystrybucja] Koszty przesyłu OSP [dystrybucja] Koszty różnicy bilansowej OSD [dystrybucja] CIT [dystrybucja] Koszt kapitału wł. i obcego [dystrybucja] Akcyza VAT

18 1,4%1,5% Struktura kosztu dostarczenia energii [Odbiorca Taryfy G-11] 16,1% 9,3% 5,1% 5,9% 3,7% 2,1% 4,6%4,6% 0,1% 0,8% 0,9%0,1% 0,4% 3,0% 3,4% 2,2% 0,4% 0,6% 1,1% 0,6%0,5% 1,8% 8,9% 3,2% 18,0% Akcyza VAT 18/19 Koszty różnicy bilansowej OSD [dystrybucja] Koszty przesyłu OSP [dystrybucja] Opłata przejściowa [dystrybucja] Koszt kapitału wł. i obcego [dystrybucja] CIT [dystrybucja] CO2 [wytwarzanie] CIT [wytwarzanie] Koszt kapitału wł. i obcego [wytwarzanie] Koszt handlu hurtowego Wynagrodzenia i świad. [sprzedaż detaliczna] Ogólne, pozostałe koszty [hurt i sprzedaż] CIT [hurt i sprzedaż detaliczna] Koszt kapitału [hurt i sprzedaż detaliczna] Koszt "OZE" Koszt "kogeneracji - węgiel" Koszt "kogeneracji - gaz" Wynagrodzenia i świad. [dystrybucja] Remonty, materiały, etc [dystrybucja] Podatki, opłaty [dystrybucja] Koszty zmienne pozapaliwowe [wytwarzanie] Koszty paliwa [wytwarzanie] Wynagrodzenia i świad. [wytwarzanie] Remonty, materiały, etc [wytwarzanie] Podatki, opłaty [wytwarzanie] Ogólne, pozostałe koszty [wytwarzanie]

19