SPRZEDAś I WYNIKI FINANSOWE ELEKTROENERGETYKI W ROKU 2009

Transkrypt

1 SPRZEDAś I WYNIKI FINANSOWE ELEKTROENERGETYKI W ROKU 2009 Autor: Hanna Mikołajuk, Agencja Rynku Energii S.A. Słowa kluczowe: sprzedaŝ energii, ceny energii, odbiorcy końcowi, ceny hurtowe, wyniki finansowe, zysk, rentowność Streszczenie. Wstępne dane ekonomiczne elektroenergetyki za rok 2009 wskazują, Ŝe rentowność sektora na działalności energetycznej znacznie wzrosła. Poprawa nie objęła jedynie podsektora dystrybucyjnego. W referacie przedstawiono podstawowe informacje o poziomie sprzedaŝy, cenach energii i kosztach dostarczania energii, które ukształtowały tak wysoki wynik finansowy. 1. WSTĘP Po okresie burzliwych przemian w elektroenergetyce, dotyczących zarówno warunków działania firm energetycznych, kształtowanych zmianami przepisów prawnych, jak i przekształceń organizacyjnych i własnościowych, rok 2009 był dla elektroenergetyki względnie stabilny. Warto jednak odnotować, kilka istotnych zdarzeń: nastąpiła zmiana płatnika akcyzy za energię elektryczną przestali ją płacić wytwórcy energii a zaczęli płacić dostawcy (przedsiębiorstwa obrotu), po raz pierwszy rozliczono zaliczki wypłacone rok wcześniej w systemie pokrywania kosztów osieroconych, 1 w listopadzie przeprowadzono prywatyzację największej polskiej grupy energetycznej PGE SA Rok 2009 charakteryzował się jednak niekorzystnym dla sektora obniŝeniem zapotrzebowania na energię elektryczną. ObniŜenie popytu okazało się jednak czynnikiem stymulującym konkurencję na rynku energii, o czym świadczy wzrost w roku 2009 wykorzystania przez konsumentów energii zasady TPA. 2. SPRZEDAś ENERGII Zapotrzebowanie na energię W roku 2009 krajowe zuŝycie energii elektrycznej spadło ze 154 TWh do 149,5 TWh (o ok. 3%). Tak duŝej dynamiki spadku nie notowano od początku lat 90-tych. Na koniec września zmniejszenie zapotrzebowania przekraczało 4,5%. Sytuacja uległa poprawie w czwartym kwartale, zapotrzebowanie nie spadało poniŝej poziomu z roku 2008, a w grudniu było nawet wyŝsze o ok. 5% i zbliŝyło się do najwyŝszego w ostatnich latach zapotrzebowania grudniowego przekraczając 14,1 TWh. Średniomiesięczne zapotrzebowanie mocy szczytowych kształtowało się na poziomie niŝszym niŝ w dwu poprzednich latach. Rys. 1. ZuŜycie oraz dynamika zmian zapotrzebowania na energię elektryczną i PKB (rok poprzedni = 1) 2 1 Ustawa z 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaŝy mocy i energii elektrycznej. 2 RóŜnica pomiędzy zuŝyciem w kraju a dostawami do odbiorców końcowych obejmuje w zasadniczej części zuŝycie energii przez elektroenergetykę (zuŝycie własne, straty i róŝnica bilansowa) oraz energię produkowaną i zuŝywaną bezpośrednio przez inne branŝe przemysłu.

2 a) b) Rys. 2. Krajowe zuŝycie energii elektrycznej (a) oraz średniomiesięczne zapotrzebowanie mocy w szczycie wieczornym (b) w układzie miesięcznym Obroty na rynku hurtowym W 2009 roku nie było istotnych zmian w poziomie obrotów energią na rynku hurtowym. Przedsiębiorstwa obrotu zmniejszyły nieco sprzedaŝ energii w stosunku do poprzedniego roku, mniej więcej w proporcji zmniejszenia dostaw do klientów końcowych. Warto jednak zwrócić uwagę, Ŝe przy spadku produkcji energii elektrycznej (sprzedaŝ z własnej produkcji spadła ze 128 TWh do 123 TWh), wytwórcy sprzedali tyle samo energii co rok wcześniej. RóŜnica pochodziła głównie z zakupów na rynku bilansującym, na którym kupili prawie 70% więcej energii niŝ rok wcześniej (10,5 TWh w stosunku do 6,2 TWh). Warto dodać, Ŝe jednocześnie sprzedali oni na tym rynku mniej energii niŝ rok wcześniej (odpowiednio 8,5 TWh i 9,5 TWh). Zwiększonej sprzedaŝy w tym segmencie dokonywały natomiast przedsiębiorstwa obrotu (2,5 TWh w stosunku do 1,8 TWh). W ubiegłym roku wzrósł równieŝ nieco eksport energii realizowany przez tę grupę przedsiębiorstw. Produkcja energii odnawialnej w procesie współspalania biomasy z węglem wzrosła z 2,7 do 4,2 TWh. Wytwórcy zawodowi wyprodukowali mniej więcej tyle samo co rok wcześniej energii w wysokosprawnej kogeneracji. Łączna ilość energii na jaką wytwórcy złoŝyli wnioski o świadectwa pochodzenia dla energii z

3 kogeneracji wyniosła w ubiegłym roku prawie 20,2 TWh. Współspalanie biomasy z węglem (przede wszystkim węglem kamiennym) w elektrowniach systemowych i w elektrociepłowniach daje obecnie w Polsce główną część energii elektrycznej wytwarzanej w oparciu o OZE 4,2 TWh. Elektrownie wodne dostarczyły 2,4 TWh, z wiatru wyprodukowano w 2009 roku 1 TWh energii elektrycznej, reszta energii odnawialnej pochodziła ze spalania biomasy i biogazu w źródłach małych i elektrociepłowniach przemysłowych. Łączna produkcja z OZE to ok. 8,6 TWh, w tym samym okresie sprzedaŝ energii do odbiorców końcowych wyniosła 113 TWh. Liczby te wskazują, Ŝe w roku ubiegłym zabrakłoby ok. 1,2 TWh energii odnawialnej aby wszyscy dostawcy energii dla odbiorców końcowych mogli zrealizować obowiązki w tym zakresie bez wnoszenia opłat zastępczych / Wyszczególnienie 2008 TWh % Przedsiębiorstwa Wytwórcze PW 134,7 134,6 99,9 z własnej produkcji 128,3 123,3 96,1 w tym: eksport 0,0 0,0 100,0 Przedsiębiorstwa Obrotu 212,0 205,3 96,8 w tym: POSD 17,4 19,1 109,8 eksport 3,5 4,1 116,8 OZE TWh Produkcja w kraju 8,6 w tym: współspalanie w el. i ec systemowych 4,2 Zapotrzebowanie 9,7 RóŜnica 1,2 WYSOKOSPRAWNA KOGENERACJA TWh Produkcja w kraju 24,8 w tym: duŝe źródła węglowe 21,9 - w el. i ec systemowych 17,4 źródła małe i gazowe 2,9 - w el. i ec systemowych 2,8 Zapotrzebowanie 26,3 w tym: duŝe źródła węglowe 23,3 źródła małe i gazowe 3,3 RóŜnica duŝe źródła węglowe 1,4 źródła małe i gazowe 0,4 Tabela 1 SprzedaŜ energii na rynku hurtowym Tabela 2 Energia elektryczna objęta systemami wsparcia w 2009 r. Gdyby natomiast zapotrzebowanie na energię nie spadło tak drastycznie jak miało to miejsce w 2009 roku, tylko utrzymało się na poziomie 118 TWh, to wówczas niedobór energii z OZE wyniósłby w stosunku do wyznaczonych prawem obowiązków mniej więcej tyle co rok wcześniej, czyli ok. 1,7 TWh. Oznacza to, Ŝe niestety tempo rozwoju odnawialnych źródeł wytwórczych jest na razie niŝsze niŝ zakładano wyznaczając poziom obowiązkowych zakupów energii odnawialnej. Tym bardziej, Ŝe w okresie, kiedy kształtowano system wsparcia dla rozwoju OZE przewidywano stały wzrost zapotrzebowania na energię. Dodatkowo, większość energii z OZE pochodzi z duŝych systemowych elektrowni stosujących współspalanie. Moce wiatrowe wprawdzie powstają, a dynamika wzrostu grudzień do grudnia za ostatni rok wynosi aŝ 32%, ale jednak poziom mocy uruchomionych na koniec 2009 roku wyniósł 720 MW. Sądzić naleŝy jednak, na podstawie informacji pochodzących od Operatora Systemu Przesyłowego, Ŝe w najbliŝszych latach wielkość ta znacznie wzrośnie. W przypadku energii z wysokosprawnej kogeneracji szacunkowy niedobór (w stosunku do wyznaczonego 3 Obowiązek wyznaczony na rok 2009 wynosi 8,7% dostaw.

4 obowiązku) wyniósł 1,4 TWh dla energii z duŝych źródeł węglowych i 0,4 TWh dla energii produkowanej w źródłach o mocy do 1 MW i źródłach gazowych 4. Przedsiębiorstwa mają czas na zrealizowanie obowiązków dotyczących świadectw pochodzenia dla energii odnawialnej i dla energii produkowanej w wysokosprawnej kogeneracji do 31 marca danego roku 5 SprzedaŜ odbiorcom końcowym Popyt na rynku detalicznym zmniejszył się w roku ubiegłym dosyć istotnie. SprzedaŜ do klientów końcowych obniŝyła się ze 118 TWh do 113 TWh 6. Spadek sprzedaŝy energii był najbardziej odczuwalny, dla grupy największych odbiorców, łącznie wg umów sprzedaŝy i umów kompleksowych aŝ o ponad 13,5%. Spadła równieŝ sprzedaŝ do odbiorców końcowych przyłączonych do sieci średnich napięć. W grupie taryfowej C sieć niskich napięć, zmiana zapotrzebowania pozostała w zasadzie w granicach błędu (poniŝej 1pkt.%). Minimalny wzrost sprzedaŝy, o 1,3%, zanotowano natomiast dla taryfy G, w której dominują gospodarstwa domowe. Jednocześnie ze spadkiem sprzedaŝy energii większa liczba odbiorców niŝ dotychczas skorzystała z moŝliwości zmiany sprzedawcy (lub rozdzielenia umów). Przy spadku popytu na energię zanotowano bowiem wzrost sprzedaŝy dla odbiorców korzystających z zasady TPA. Wydaje się, Ŝe był to wzrost dosyć istotny, bo o prawie 18%. W 2009 roku juŝ 16% energii (18 TWh) było sprzedawane wg wspomnianej zasady, przy czym zwiększenie sprzedaŝy w tym segmencie zrealizowały przedsiębiorstwa obrotu - jak nazywa je Urząd Regulacji Energetyki, zasiedziałe jak i pozostałe 7. Tabela 3 SprzedaŜ energii elektrycznej do odbiorców końcowych - grupy odbiorców 2009/ Odbiorcy przyłączeni do sieci 2008 TWh % WN+NN 27,0 23,4 86,4 SN 38,6 36,9 95,5 nn-c 22,5 22,4 99,3 nn-g 29,8 30,2 101,3 Razem 1) 118,0 112,8 95,6 w tym: umowy kompleksowe 101,5 93,7 POSD 92,3 1) uwzględniono energię sprzedawaną POSD odbiorcom taryfowym przeznaczoną do dalszej odsprzedaŝy oraz energię sprzedawaną w ramach umów kompleksowych przez wytwórców 2009/ Wyszczególnienie 2008 TWh % TWh % % Ogółem 118,1 100,0 112,8 100,0 95,5 w tym: sprzedaŝ odbiorcom TPA 15,3 12,9 18,1 16,0 117,8 Przedsiębiorstwa Obrotu POSD 112,7 95,4 105,9 94,7 94,0 w tym: sprzedaŝ odbiorcom TPA 11,1 9,4 12,3 11,0 111,1 Przedsiębiorstwa Obrotu PO 2,8 2,4 3,8 3,4 136,6 Przedsiębiorstwa Wytwórcze 2,5 2,1 3,0 2,7 118,7 Tabela 4 SprzedaŜ energii elektrycznej do odbiorców końcowych 1) - grupy dostawców 4 Obowiązek wyznaczony na rok 2009 wynosi 20,6% dostaw dla energii duŝych źródeł węglowych i 2,9% dla źródeł małych i gazowych. 5 Świadectwa umorzone do tego dnia mogą być zaliczone do realizacji obowiązków za rok poprzedni. 6 Dane te podlegają nadal weryfikacji. 7 W referacie te grupy przedsiębiorstw oznaczone są odpowiednio symbolami POSD i PO.

5 w tym: sprzedaŝ odbiorcom TPA 1,5 1,1 1,9 1,7 132,2 1) uwzględniono energię sprzedawaną POSD odbiorcom taryfowym przeznaczoną do dalszej odsprzedaŝy oraz energię sprzedawaną w ramach umów kompleksowych przez wytwórców. Konkurencja dostawców na rynku detalicznym staje się więc powoli faktem. Przy zmniejszonym popycie jest ona coraz istotniejsza dla firm energetycznych, które starają się zwiększyć swój udział w rynku a przynajmniej ograniczyć spadek sprzedaŝy. Przykładem mogą być działania Energi Obrót, której - dzięki rozszerzeniu oferty i zintensyfikowaniu działań marketingowych, udało się pozyskać duŝego klienta - Telekomunikację Polską. Energa-Obrót ma zaopatrywać w prąd blisko 8 tysięcy jednostek terenowych TP SA i PTK Centertel w centralnej, południowej i wschodniej Polsce, czyli poza tradycyjnym obszarem działania Grupy Energa. Czytamy równieŝ o nowej ofercie Taurona, który oferuje klientom Enionu Energii i Energii-Pro Gigawat sprzedaŝ tańszej energii elektrycznej w promocji. Z nowej oferty skorzystało juŝ ponoć (marzec 2010) kilkaset firm. Największa zmiana w liczbie odbiorców kupujących energię zgodnie z zasadą TPA nastąpiła w grupie małych firm. Z roku na rok ich liczba zwiększyła się o ponad 18 tysięcy. WciąŜ jednak warunki zmiany sprzedawcy dla gospodarstw domowych nie okazują się być zachętą dla nich do tego rodzaju działania. Wynika to po części z bardzo ograniczonej wiedzy co do moŝliwości zmiany, a po części z małego zróŝnicowania cen energii dla tej grupy oraz niepewności co do stabilności cen u ewentualnego nowego dostawcy. 3. CENY ENERGII I USŁUG PRZESYŁOWYCH 8 Rynek hurtowy- wytwórcy energii W roku 2009 na rynku hurtowym znów nastąpiły duŝe zmiany cen energii. Gwałtowny skok cen miał miejsce w pierwszym kwartale. Średnie ceny wzrosły w stosunku do IV kwartału 2008 ze 162 do 206 zł za MWh (27%). W duŝej mierze było to podyktowane wzrostem kosztów paliwa, przede wszystkim węgla kamiennego. Tutaj wzrost z kwartału na kwartał wyniósł 22%. W następnych kwartałach ceny hurtowe spadły do poziomu zł/mwh. Przyczynił się do tego z pewnością spadek zapotrzebowania na energię, zwłaszcza u największych klientów elektroenergetyki, ale takŝe jak naleŝy przypuszczać zaprzestanie pobierania akcyzy od wytwórców energii. Średnioroczny poziom cen energii sprzedawanej przez producentów wyniósł 194,8 zł/mwh i był wyŝszy od cen z roku poprzedniego o jedna czwartą. Jednocześnie koszty jednostkowe energii wzrosły o ok. 4,4%. Na rysunku nr 3 przedstawiono dane o poziomie cen energii u jej wytwórców w porównaniu z poziomem jednostkowych kosztów wytwarzania (wykresy liniowe), pokazane są tu równieŝ potencjalne jednostkowe przychody za energię uwzględniające przychody na pokrycie kosztów osieroconych (wykresy kolumnowe). Z danych tych wynika, Ŝe w 2009 roku ceny z nawiązką pokryły koszty wytwarzania energii. Ponadto, o ile w 2008 roku zaliczki na wypłatę środków z systemu pokrywania kosztów wynikających z rozwiązania KDT, jakie firmy otrzymujące środki uwzględniły w rachunku wyników na energii elektrycznej, pokrywały w zasadzie wyłącznie koszty, to w 2009 roku te dodatkowe przychody dałyby łączne przychody na MWh energii sprzedanej na poziomie o 23% wyŝszym niŝ koszty jednostkowe energii. Trzeba jednak dane te traktować tylko orientacyjnie, poniewaŝ jak wskazują doświadczenia ubiegłoroczne, plany niektórych wytwórców co do otrzymania korekt przewyŝszających otrzymane zaliczki nie sprawdziły się. Urząd Regulacji Energetyki, który o tym decyduje zweryfikował potencjalne wypłaty korekt rocznych dość drastycznie. 8 Wszystkie ceny podano bez podatku VAT.

6 Rys. 3. Ceny hurtowe i koszty wytwarzania energii, w zł/mwh O ile wytwórcy planowali otrzymanie korekt łącznie w wysokości 255 mln zł, to URE uznał zasadność zwrotu przez wytwórców do systemu per saldo 312 mln zł. Nie wszystkie przedsiębiorstwa zgodziły się z tą decyzja skarŝąc ją do sądu. Nadal sprawy nie zostały rozstrzygnięte. Analizując ceny hurtowe warto zwrócić równieŝ uwgę na fakt, Ŝe dwie grupy przesiebiorstw obrotu, mianowicie przedsiębiorstwa zasiedziałe (POSD) oraz pozostałe przedsiębiorstwa handlujące energią (PO), charakteryzuje inny poziom śrenich cen zakupu energi. Ta druga grupa działa głównie na rynku hurtowym i zdominowała zakup energii bezpośrednio od wytwórców. Przedsiębiorstwa POSD kupują energię w większości juŝ od pośredników (PO), zatem ceny zakupu energii są tu wyŝsze. Co wydaje się być równieŝ interesujące, ceny zakupu przez PO są niŝsze niŝ średnie ceny energii sprzedawanej przez jej producentów. Dzieje się tak dlatego, Ŝe prawie 70% energii (63% całej sprzedaŝy), która trafia do przedsiebiorstw obrotu - a są to najczęściej firmy z grupy PO, sprzedawana jest w ramach własnej grupy energetycznej po cenie o kilka złotych niŝszej niŝ średnia w sprzedaŝy do przedsiebiorstw obrotu. Tak więc tendencja wzrostowa cen, spodziewana ze względu na konieczność modernizowania, odtwarzania i rozbudowy mocy wytwórczych jak równieŝ ze względu na wymogi środowiskowe wpływające na koszty wytwarzania energii staje się faktem. Rys. 4. Kwartalne ceny hurtowe i ceny detaliczne na rynku energii, zł/mwh Rynek detaliczny Na początku roku 2009 (I kwartał/iv kwartał 2008) wzrost średnich cen energii dla odbiorców końcowych zbliŝył się do 40%. Decydującą rolę odegrały: (i) znacznie wyŝszy poziom cen hurtowych, (ii) planowane wprowadzenie zmian płatnika akcyzy z wytwórcy na dostawcę energii, (iii) wzrost obowiązków związanych z zakupem świadectw pochodzenia dla energii z OZE i z wysokosprawnej kogeneracji. JednakŜe, akcyzę przedsiębiorstwa obrotu zaczęły płacić dopiero od marca 2009, a na to konto dla odbiorców komercyjnych ceny zostały podniesione właściwie od początku roku. W 2009 r. średnie ceny dla odbiorców końcowych nie ulegały większym zmianom ( zł/mwh), przy czym dla duŝych odbiorców ceny nawet spadły w trakcie roku, a dla małych firm i gospodarstw domowych wzrosły od drugiego kwartału, kiedy w cenach regulowanych uwzględniono akcyzę.

7 Rys. 5. Ceny energii i usług dystrybucyjnych, zł/mwh Średnioroczne łączne ceny (energia i dystrybucja) dla umów kompleksowych ukształtowały się na poziomie 409,10 zł/mwh (w roku ,50 zł/mwh), przy czym zasadniczy wzrost (40%) nastąpił po stronie energii elektrycznej. Średnio opłaty dystrybucyjne wzrosły o 3%, z poziomu 141,3 do 145,4 zł/mwh. Ceny energii sprzedawanej na podstawie umów sprzedaŝy moŝna porównać z cenami dla największych odbiorców i, co oczywiste, są one niŝsze Rys. 6. Dynamika cen energii i usług dystrybucyjnych w latach 2008 i 2009, w % Utrzymuje się zróŝnicowanie tempa zmian cen i opłat dystrybucyjnych dla poszczególnych grup odbiorców, ale niestety, tylko w przypadku gospodarstw domowych tempo było zbliŝone do ubiegłorocznego, w pozostałych grupach odbiorców było jeszcze wyŝsze niŝ rok wcześniej, a juŝ wówczas konsumenci energii wskazywali na zagroŝenia wynikające z tak duŝego wzrostu jednego z czynników wpływających na ich konkurencyjność. Jak wspomniano, bardzo podroŝała energia. Opłaty przesyłowe wzrosły natomiast tylko dla duŝych odbiorców zarówno korzystających jak i nie korzystających z moŝliwości zmiany dostawcy. Taryfowanie energii elektrycznej dla gospodarstw domowych ograniczyło wzrost cen, ale jednocześnie sprawiło, Ŝe ten obszar staje się nierentowny. Prawdopodobnie zmusiło więc sprzedawców do zastosowania zasady subsydiowania skrośnego i większych podwyŝek dla innych grup odbiorców. O ile bowiem w 2008 roku koszty energii dla gospodarstw domowych były nieco niŝsze od ceny w umowach kompleksowych (w proporcji: koszt 182 zł/mwh, cena 185 zł/mwh), to w 2009 proporcje zostały odwrócone a róŝnica między kosztem a ceną bardzo się zwiększyła na niekorzyść sprzedawców (koszt 249 zł/mwh, cena 234 zł/mwh) (rys. 7). Wzrost kosztów, który nastąpił za sprawą znaczącej podwyŝki cen hurtowych, zwiększenia kosztów zakupu świadectw pochodzenia dla energii z OZE i kogeneracji oraz włączenia akcyzy, był o 10 punktów procentowych wyŝszy niŝ wzrost ceny energii.

8 Rys. 7. Szacunkowe koszty jednostkowe i ceny energii elektrycznej dla gospodarstw domowych, w zł/mwh 4. KOSZTY DOSTARCZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ O ile ceny energii u wytwórców w ubiegłym roku poszybowały w górę (średniorocznie ponad 25%), to koszty jednostkowe, pomimo bardzo duŝego skoku cen paliwa, wzrosły tylko, chciałoby się powiedzieć, o 4,4%. Nastąpiło bowiem jednoczesne ograniczenie akcyzy (zaniechanie płatności od marca 2009) oraz kosztów finansowych. Jeśli chodzi zakup pozwoleń na emisje dwutlenku węgla, to nadal nie wywiera on znaczącego wpływu na koszty przedsiębiorstw wytwórczych. W 2009 roku koszty zakupu zaliczone do rachunku wyników na działalności energetycznej (w postaci opłat lub stworzonych rezerw) w przybliŝeniu pokrywają się z przychodami ze sprzedaŝy pozwoleń na emisje dwutlenku węgla. W przedsiębiorstwach obrotu główny składnik kosztów stanowi energia elektryczna. Pozostałe pozycje kosztów, od roku 2009, moŝna podzielić na trzy zasadnicze grupy, tzn. koszty własne, zakup certyfikatów w ramach systemów wsparcia oraz akcyza. Zakup certyfikatów nabrał znaczenia w 2006 roku i od tamtego czasu jego wartość wzrosła pięciokrotnie. Licząc jako koszt na jednostkę energii sprzedanej odbiorcom końcowym, w roku 2009 wyniósł w grupie POSD 28 zł/mwh, a w stosunku do całej ilości energii jaką POSD sprzedały zarówno na rynku hurtowym jak i detalicznym 23 zł/mwh. Akcyza wyniosła ponad 10 zł/mwh 9, a koszty własne nieco ponad 7 zł. W stosunku do poprzedniego roku wzrost kosztów jednostkowych w POSD wyniósł ok. 23%, a dynamika wymienionych pozycji kosztów, poza akcyzą, która jest płacona przez dostawców energii dopiero od ubiegłego roku, była w miarę wyrównana (rys. 9). Rys. 8. Dynamika i struktura jednostkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej, w % 9 Nie jest to obowiązujące 20zł/MWh, poniewaŝ niebyła płacona przez cały rok i w tym przypadku została policzona w stosunku do całości energii sprzedanej przez POSD.

9 Rys. 9. Dynamika i struktura jednostkowych kosztów energii w przedsiębiorstwach w POSD 10, w % W przedsiębiorstwach sieciowych - OSD proporcje kosztów są zgoła inne. Tutaj koszty własne utrzymania i eksploatacji majątku sieciowego stanowią od 2008 roku ponad 50%. Wcześniej wyŝsze opłaty przesyłowe płacone do Operatora Systemu Przesyłowego powodowały, Ŝe te dwie pozycje kosztowe (własne i opłaty przesyłowe) kształtowały się na podobnym poziomie. Rys. 10. Dynamika i struktura jednostkowych kosztów dystrybucji 11, w % Warto zwrócić uwagę na to, jak zasadniczo zmieniają się proporcje pomiędzy cenami oraz kosztami jednostkowymi energii i usług dystrybucyjnych (rys. 11). Koszty dystrybucji i opłaty dystrybucyjne podlegające regulacji utrzymują się w granicach stu kilku zł (w cenach bieŝących), podczas gdy energia, wraz z towarzyszącymi jej składnikami, droŝeje bardzo szybko. Rys. 11. Średnie ceny oraz jednostkowe koszty obrotu i dystrybucji energii elektrycznej 9, 11, w zł/mwh 5. WYNIKI FINANSOWE I RENTOWNOŚĆ DZIAŁALNOŚCI ENERGETYCZNEJ Wynik finansowy sektora zrealizowany w 2009 roku na działalności energetycznej jest zaskakująco wysoki, duŝo ponad dwa razy wyŝszy niŝ w poprzednich latach. Tylko operatorzy systemów dystrybucyjnych zanotowali spadek zysku, we wszystkich pozostałych podsektorach zyski wzrosły co najmniej dwukrotnie, a u wytwórców 10 Koszty odniesione do całości sprzedanej energii. 11 Koszty odniesione do całości przesłanej energii.

10 niemal trzykrotnie (282%!). W pewnym stopniu jest to kwestia uwzględnienia w wyniku finansowym przychodów z systemu pokrywania kosztów osieroconych, co po oszacowaniu korekt rocznych przez URE, moŝe okazać się nieuzasadnione, ale z drugiej strony bardzo wysokie zyski zanotowały teŝ firmy, które nie są objęte tym systemem. Rys. 12. Zysk brutto na działalności energetycznej. Dane skorygowane wskaźnikiem inflacji (Ceny stałe 2009), w mld zł Rentowności wytwórców (rys. 13), wyniosła w zeszłym roku ponad 22%, i nawet oczyszczona ze środków z systemu pokrywania kosztów osieroconych, kształtuje się na poziomie 17,5%, czyli jak na elektroenergetykę polską bardzo wysoko. Takie wskaźniki rentowności osiągały tylko firmy sprywatyzowane, zarządzane z wykorzystaniem know-how ich nowych, zagranicznych właścicieli, takie, w których przeprowadzono powaŝną restrukturyzację. Rentowność poprawiła się równieŝ w podsektorze obrotu, w obu jego obszarach, tzn. w przedsiębiorstwach, które zajmują się głównie handlem hurtowym (PO) jak i w grupie POSD obsługujących niemal wyłącznie klientów końcowych. Nastąpiło to pomimo duŝego wzrostu cen hurtowych, które stanowią podstawową pozycję kosztów dla przedsiębiorstw obrotu. Rys. 13. Zyskowność na działalności energetycznej, w % Warto wskazać, Ŝe wzrosty zysków i rentowności przedsiębiorstw energetycznych nastąpiły pomimo istotnego spadku sprzedaŝy energii do odbiorców końcowych (o ponad 4%). W tym samym okresie wzrosły bowiem obroty sektora - w wymiarze finansowym o 16%, czyli w takiej samej proporcji jak sprzedaŝ do odbiorców końcowych. (rys. 14). W poprzednim roku, po uwolnieniu cen energii, tzn. odstąpieniu od taryfowania energii dla odbiorców komercyjnych oraz po przeprowadzeniu restrukturyzacji, która dotyczyła wydzielenia OSP ale takŝe utworzenia grup energetycznych, na rynku nastąpił gwałtowny skok obrotów hurtowych przy niewielkim wzroście sprzedaŝy końcowej. Rok 2009 okazał się pod tym względem znacznie spokojniejszy, proporcja wzrostu obrotów była taka sama na rynku hurtowym jak na detalicznym, ale oznacza to jednak wzrost rynku hurtowego o 20 mld zł przy wzroście rynku detalicznego o 6,5 mld zł. O ile w latach rynek hurtowy był ok. 2,4 razy większy od detalicznego, to w ostatnich dwu latach ta proporcja zbliŝa się do 3.

11 Rys. 14. Poziom obrotów hurtowych i detalicznych oraz struktura przychodów na rynku hurtowym, w mld zł Sądząc po poziomie ogólnej rentowności sektora, koszty wytwarzania i dostarczania energii zostały pokryte z nawiązką tym, co zapłacili za energię i ciepło oraz ich dostarczenie odbiorcy końcowi oraz odbiorcy zagraniczni 12. Pomimo jednak tak dobrych wyników ogólnych istnieje kilka przedsiębiorstw, które odnotowały stratę. 6. POTRZEBY INWESTYCYJNE Zyski brutto elektroenergetyki na poziomie blisko12 mld zł wydają się w porównaniu z latami wcześniejszymi niemal rewelacyjne, ale aby stwierdzić, czy istotnie moŝna je za takie uznać, warto ocenić tę wielkość w kontekście zapotrzebowania na kapitał. Potrzeby inwestycyjne elektroenergetyki oszacowano w prognozie opracowanej na potrzeby polityki energetycznej Polski (tab. 5). Wyszczególnienie Razem 10,7 15,0 w tym: El. Zawodowe 3,6 7,8 Odnawialne 2,5 3,2 Dostosowanie do dyr. LCP / IPPC 0,9 0,2 Sieci elektroenergetyczne 3,5 3,4 1) Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2030 [8]. Tabela 5 Prognozowane średnioroczne nakłady inwestycyjne w elektroenergetyce 1), w mld zł Wprawdzie zuŝycie energii w 2009 roku było niŝsze niŝ w tej prognozie (rys. 15) i raczej nie naleŝy się w roku bieŝącym i najbliŝszych latach spodziewać gwałtownych wzrostów, to jednak w dłuŝszym okresie, oczywiście pod warunkiem realizacji zakładanej polityki energetycznej, zapotrzebowanie na nowe moce, które sprostają popytowi na energię nie powinno się zasadniczo róŝnić od prognozowanego (rys. 16). Bezwzględnie potrzebny jest równieŝ kapitał, który pozwoli na odtwarzanie i rozwój sieci elektroenergetycznej. Rys. 15. Prognoza zapotrzebowania na energię [8] W ostatnich latach nakłady inwestycyjne kształtowały się na poziomie 7 9 mld zł, a więc były niŝsze niŝ wskazane w prognozie potrzeby, natomiast proporcje były zbliŝone do prognozowanych potrzeb - w 2008 roku wytwarzanie 4,2 mld zł, sieci - OSD i OSP, 3,8 mld zł, a w 2009 roku wytwórcy ponieśli nakłady na podobnym 12 W przychodach od odbiorców końcowych uwzględniono równieŝ przychody wytwórców energii za ciepło, przychody operatorów za przyłączanie odbiorców i nielegalny pobór energii oraz przychody finansowe wszystkich przedsiębiorstw

12 poziomie, 4,2 mld zł, a OSD 3,9 mld zł 13. Dodatkowo, zadłuŝenie długoterminowe elektro-energetyki, a w zasadzie przedsiębiorstw wytwórczych sięga 10 mld zł. Rys. 16. Prognoza zapotrzebowania na moce elektryczne, wg [8] Środki własne sektora w roku 2009 to: (i) ok. 10 mld zł, (we wcześniejszych latach ok. 4,4 mld zł) zysku 14,15, (ii) kwoty pochodzące z odpisów amortyzacyjnych w granicach 4-4,5 mld zł., czyli łącznie 14 mld zł w cenach bieŝących. Natomiast w cenach 2007-go roku daje to ok. 13,4 mld zł, tzn. przekracza średnioroczne potrzeby inwestycyjne prognozowane na okres Ten bardzo przybliŝony szacunek pokazuje, Ŝe szanse elektroenergetyki na pozyskanie środków inwestycyjnych rosną, przy czym wzięto tu pod uwagę tylko środki własne, bez uwzględnienia moŝliwości skorzystania z kapitału obcego. 7. PODSUMOWANIE Podsumowując krótką charakterystykę wyników elektroenergetyki w roku 2009 moŝna potwierdzić, Ŝe uwolnienie rynku energii przez rozwiązanie KDT i zwolnienie przedsiębiorstw obrotu z obowiązku przedstawiania do zatwierdzania prezesowi URE taryf na energię dla odbiorców komercyjnych pozwala na wzrosty cen energii elektrycznej, z czego przedsiębiorstwa skwapliwie korzystają. W przypadku producentów energii wzrosty te nie wynikały w 2009 r. ze wzrostu bieŝących kosztów. NaleŜy zatem mieć nadzieję, Ŝe wysokie zyski, jakie wygenerowali wytwórcy energii pozwolą na rozpoczęcie procesów inwestycyjnych zapowiadanych w ostatnich latach przez sektor. Wszystkie skonsolidowane grupy i inne działające na polskim rynku firmy planują budowę nowych mocy. W przedsiębiorstwach obrotu z kolei wzrost zysków nastąpił nawet przy zwiększonych znacznie kosztach działalności. Przedsiębiorstwa sieciowe, w tym przypadku OSD podlegający regulacji, nie mogą raczej zaliczyć ubiegłego roku do udanych. I zyski, i rentowność tego podsektora zmniejszyła się, co wskazuje, Ŝe zwrot z kapitału w tej części elektroenergetyki uległ obniŝeniu i pogarsza to perspektywy rozwojowe, podczas gdy potrzeby inwestycyjne przedsiębiorstw sieciowych, przynajmniej do roku 2015 kształtują się na nieco tylko niŝszym poziomie jak dla wytwórców energii. 13 Na razie brak danych o sieciach przesyłowych. 14 Ze względu na to, Ŝe większość przedsiębiorstw obrotu działa w ramach grup energetycznych uwzględniono zysk całego sektora. 15 Zysk brutto na działalności energetycznej z uwzględnieniem stopy podatkowej 19%.

13 LITERATURA [1] Sytuacja finansowa przedsiębiorstw energetyki zawodowej w roku ARE SA. [2] Roczniki: Statystyka elektroenergetyki polskiej. ARE SA. [3] Biuletyny kwartalne: Sytuacja ekonomiczno-finansowa elektroenergetyki. ARE SA. [4] Biuletyny kwartalne: Sytuacja w elektroenergetyce, ARE SA. [5] Bazy danych ARE SA. [6] SprzedaŜ i wyniki finansowe elektroenergetyki w roku 2007,Andrzej Pierzak, Hanna Mikołajuk REE [7] SprzedaŜ i wyniki finansowe elektroenergetyki w roku 2008, Hanna Mikołajuk REE [8] Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2030, załącznik do projektu Polityki Energetycznej Polski do roku 2030, Ministerstwo Gospodarki. THE ASSESSMENT OF THE ECONOMIC AND FINANCIAL SITUATION OF THE ENERGY SECTOR Key words: energy market, energy prices, end users, wholesale prices, economic efficiency Summary. The paper presents the economic and financial situation of Polish electricity sector during the last years. The economic efficiency of Polish electricity sector grew up during the last year, but is different in subsectors. Electricity prices grew up very high during the last two years. If we remember the facts that (i) the fixed assets of the sector are largely depreciated, (ii) electricity consumption in Poland will be higher, we knew that there is a necessity to build the new more efficient installations in both electricity generation and transmission subsectors, and according to that, high efficiency is very positive situation. Hanna Mikołajuk, pracownik Agencji Rynku Energii SA, Dyrektor pionu Doradztwa i Statystyki.