RWE Polska RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2014 ROKU

Transkrypt

1 RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2014 ROKU

2 II DLACZEGO RWE? RWE należy do pięciu największych firm energetycznych w Europie. Specjalizuje się w wytwarzaniu, przesyle, dystrybucji oraz sprzedaży energii elektrycznej i gazu. RWE zatrudnia 66 tys. osób, zaopatruje więcej niż 16 mln Klientów w energię elektryczną i ponad 7 mln Klientów w gaz. RWE jest największym producentem energii w Niemczech i trzecim co do wielkości w Wielkiej Brytanii. Obecne jest także w Europie Środkowej. Działa nie tylko w Polsce, lecz także w Czechach, na Słowacji i na Węgrzech. Największymi firmami należącymi do RWE w Polsce są odpowiedzialna wspólnie ze spółką RWE East za wsparcie rozwoju koncernu w Polsce, sprzedająca energię ok. 900 tys. Klientów a także firma RWE Stoen Operator, zarządzająca warszawską siecią elektroenergetyczną. Dodatkowo w Polsce działa spółka RWE Group Business Services Polska (RWE GBS Polska) odpowiedzialna za procesy obsługi wewnętrznej koncernu RWE w zakresie rachunkowości, finansów i innych procesów biznesowych, a także obszaru IT. Do RWE w Polsce należą również farmy wiatrowe o łącznej mocy 197 MW.

3 RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2014 ROKU 3 PRZEMYSŁAW MĘŻYŃSKI Dyrektor Pionu Klientów Biznesowych S.A. Publikacja, którą oddajemy w Państwa ręce, to kolejna odsłona raportu dotyczącego najistotniejszych i najciekawszych zagadnień, które wydarzyły się na rynku energii elektrycznej i gazu w Polsce w ubiegłym roku i które rzutować będą na jego kształt w kolejnych latach. Od 2010 roku opracowujemy podsumowanie 12 miesięcy poprzedzających wydanie raportu w postaci kalendarium, w którym eksperci RWE uwzględniają w zwięzłej formie najważniejsze wydarzenia wpływające na kondycję rynku energetycznego i gazowego w kraju. Tegoroczną edycję raportu przygotowaliśmy dla Państwa w zupełnie nowej formie. Nasi eksperci przeanalizowali dla Państwa szczegółowo trendy na rynku energii elektrycznej i gazu ziemnego z 2014 roku. Jedną z najbardziej istotnych tendencji na rynku energii w ubiegłym roku była na pewno zmienność cen zarówno na rynku SPOT, jak i rynku terminowym. Wahania te, których przyczyną jest między innymi praca mniej stabilnych źródeł OZE, powodują, że operowanie na rynku jest i nadal będzie obarczone ryzykiem zmiany ceny energii. Dodatkowo wdrożenie Operacyjnej Rezerwy Mocy, wzrost cen uprawnień do emisji CO 2 oraz konieczność inwestycji w nowe moce wytwórcze doprowadziły do wzrostu cen energii elektrycznej. Ze względu na to, że rynek w Polsce pozostaje dość mocno odizolowany od rynków sąsiednich, brakuje możliwości importu tańszej energii z zagranicy. Przed nami zatem kolejne wyzwanie integracji polskiego rynku, które będzie wiązało się z koniecznością rozbudowy infrastruktury oraz wdrożenia mechanizmów market coupling. Za znaczące na rynku energii elektrycznej w kraju uznać należy także brak przejrzystości w obszarze certyfikatów oraz przywrócenie wsparcia dla źródeł kogeneracyjnych energii, które zapewniła nowelizacja prawa energetycznego.

4 4 Z kolei na rynku gazu ziemnego w 2014 roku największe znaczenie miała realizacja obliga giełdowego, która zauważalnie wpłynęła na wzrost płynności na giełdzie. Mimo że popyt i podaż gazu ziemnego w dalszym ciągu pozostają mocno scentralizowane, na rynku pojawiają się nowi sprzedawcy. Sprzyjać to będzie dalszemu rozwojowi rynku zarówno hurtowego, jak i detalicznego. Pamiętać należy, że rynek gazu ziemnego podlega cały czas stopniowej deregulacji i niewątpliwym wyzwaniem dla jego rozwoju będą bariery legislacyjne. Problem ten dotyczy głównie braku zwolnienia z taryfikowania gazu sprzedawanego odbiorcom końcowym. Ponadto rok 2014 był kolejnym etapem rozbudowy infrastruktury przesyłowej (m.in. udostępniono rewers na gazociągu Jamał, co umożliwiło import gazu z kierunku zachodniego; w przyszłości planowane są także oddanie terminalu LNG oraz rozbudowa łącznika w Cieszynie). Działania te przyczyniać się będą do zwiększenia bezpieczeństwa dostaw gazu oraz dywersyfikacji ich kierunków. W konsekwencji zmiany wymagać będą rozporządzenia Rady Ministrów w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego z zagranicy. Tymczasem barierą dla liberalizacji pozostaje nadal ustawa o zapasach, na mocy której istnieje obowiązek tworzenia zapasów gazu ziemnego uzależniony od ilości importowanego gazu. Niestety kompleksowość zagadnień związanych z rozwojem rynku energii i gazu w Polsce i na świecie stawia ciągłe wyzwania przed Klientami. Do tego dochodzi również specyfika branży, w której działają odbiorcy. Powoduje to, że ujęcie w raporcie wszystkich trudności i prezentacja możliwych rozwiązań zarówno zakupu, jak i efektywnego wykorzystania energii i gazu nie są możliwe. W związku z tym zachęcamy wszystkich zainteresowanych rozwojem polskiego rynku energii elektrycznej i gazu ziemnego oraz zmagających się z wyzwaniami, które ten rynek stawia, do kontaktu z ekspertami RWE, będącymi specjalistami w zakresie zakupu i sprzedaży energii i gazu. Życzę ciekawej lektury!

5 RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2014 ROKU 5 SPIS TREŚCI SŁOWNIK SKRÓTÓW 7 Słownik skrótów 1 RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE 10 Rynek energii elektrycznej w Polsce SPOT 14 Rynek terminowy (RTT) 2 RYNEK GAZU W POLSCE 22 Rynek gazu w Polsce 3 RYNEK PRAW MAJĄTKOWYCH 34 Prawa majątkowe (PMOZE_A) 40 Prawa majątkowe kogeneracyjne (PMEC, PMGM, PMMET) 43 Prawa majątkowe świadectwa efektywności energetycznej (PMEF) 44 Fundamenty 4 KALENDARIUM 60 Rynek energii elektrycznej 62 Rynek gazu 5 PRODUKTY OPARTE NA MECHANIZMACH RYNKOWYCH 66 Produkty energetyczne 69 Produkty gazowe ZASTRZEŻENIA PRAWNE 70 Zastrzeżenia prawne

6 6

7 RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2014 ROKU 7 SŁOWNIK SKRÓTÓW EEX European Energy Exchange EUA European Union Allowances, jednostka emisji uprawniająca do emisji 1 tony CO 2 KSE Krajowy System Elektroenergetyczny LNG Liquefied Natural Gas, skroplony gaz ziemny OREO Operator Rozliczeń Energii Odnawialnej OSD Operator Systemu Dystrybucyjnego OSP Operator Systemu Przesyłowego OZE Odnawialne Źródła Energii PMEC prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w pozostałych jednostkach kogeneracyjnych PMEF prawa majątkowe świadectwa efektywności energetycznej PMGM prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w kogeneracji opalanej paliwami gazowymi lub o łącznej zainstalowanej mocy elektrycznej do 1 MW PMMET prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w kogeneracji opalanej metanem uwalnianym i ujmowanym przy dołowych robotach górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego lub gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy PMOZE PMOZE_A TGE toe URE RDB RDBg RDN RDNg RTT RTTg prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w OZE, której określony w świadectwie pochodzenia okres produkcji rozpoczął się przed 1 marca 2009 roku prawa majątkowe do świadectw pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w OZE, której określony w świadectwie pochodzenia okres produkcji rozpoczął się od 1 marca 2009 roku Towarowa Giełda Energii tona oleju ekwiwalentnego Urząd Regulacji Energetyki Rynek Dnia Bieżącego Rynek Dnia Bieżącego gazu Rynek Dnia Następnego, zwany także rynkiem SPOT Rynek Dnia Następnego gazu Rynek Towarowy Terminowy Rynek Towarowy Terminowy gazu

8

9 1 RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE

10 10 A RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE RYNEK SPOT W roku 2014 ceny energii elektrycznej oderwały się od niespodziewanie niskich poziomów z roku poprzedniego i charakteryzowały się tendencją wzrostową. Trendowi towarzyszyły duża dynamika zmian i bardzo wysokie wahania cen godzinowych. RYNEK DNIA NASTĘPNEGO (RDN) Wzrost cen energii elektrycznej na rynku RDN (nazywanym rynkiem SPOT) Cena SPOT w 2014 roku vs. wolumen obrotu TWh 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 157,0 163,0 163,9 186,7 200,7 166,1 175,4 198,2 171,4 192,2 209,5 174, PLN/MWh 1,0 0,5 2,4 2,0 2,1 2,0 1,9 1,7 2,0 1,8 1,7 2,1 2,0 2, ,0 130 Źródło: Opracowanie własne na bazie styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień Średnia cena godzinowa Rynku Dnia Następnego na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) wyniosła 179,86 PLN/MWh. Oznacza to wzrost o 17% rok do roku. Godziny szczytowe (w dni robocze, od 8. do 22. godziny doby włącznie) cechowały się jeszcze większą dynamiką zmian. Średnia cena dla godzin szczytowych wyniosła 232,17 PLN/MWh i był to wzrost o 31% w relacji do roku Tempo wzrostów w roku 2014 rosło wraz z kolejnymi kwartałami. Najniższy wzrost cen, wynoszący 1,3% w stosunku do analogicznego kwartału roku poprzedniego, zaobserwowano w I kwartale, którego cena ukształtowała się na poziomie 161,26 PLN/MWh. II oraz III kwartał cechowały się podobnym przyrostem cenowym wynoszącym 18%, w ramach którego średnie ceny osiągnęły +17% Średnia godzinowa cena +31% Średnia godzinowa cena w godzinach szczytowych

11 RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2014 ROKU 11 poziom 175,97 PLN/MWh w II kwartale i 190,02 PLN/MWh w III kwartale. IV kwartał cechował największy wzrost cen. Średnia cena wyniosła 191,73 PLN/MWh i był to wzrost o 30,9% w porównaniu z IV kwartałem roku Wzrostowi cen na Rynku Dnia Następnego towarzyszyła znaczna zmienność, która przy porównaniu średnich miesięcznych cen przekraczała nawet poziom 30 PLN/MWh. Rynek stał się tym samym bardziej ryzykowny i mniej przewidywalny. Wzrost cen oraz ich znacząca zmienność mogą istotnie zwiększyć koszty bilansowania. Niezwykle ważna staje się więc kontraktacja odpowiednio celnie zaprognozowanego wolumenu zapotrzebowania zarówno w wymiarze całkowitego zużycia, jak i profilu godzinowego. +/-20% Zmienność cen Dopasowanie kontraktowanej energii do rzeczywistego profilu zużycia jest jednym z istotnych czynników wpływających na koszty dostarczanej energii. Wiedza na temat indywidualnej charakterystyki zużycia energii znacząco redukuje wpływ wahań cen rynkowych na finalne koszty energii. RYNEK DNIA BIEŻĄCEGO (RDB) Rynek Dnia Bieżącego pozwala członkom Towarowej Giełdy Energii korygować pozycje kontraktowe w trakcie doby realizacji dostaw energii (na trzy godziny przed fizyczną dostawą). Z roku na rok poprawia się nieco płynność w tym segmencie. W roku 2014 wolumen obrotu na RDB wyniósł 85,4 GWh i był wyższy o 62% w stosunku do roku Zgodnie z danymi TGE w 2014 roku łączny wolumen obrotu energią elektryczną na rynku SPOT wyniósł 23,7 TWh, co stanowi wzrost o 7% w porównaniu z 2013 rokiem. +7% Wolumen obrotu

12 12 POWODY WZROSTU CEN ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA RYNKU SPOT Na wzrost cen wpłynęły w dużym stopniu opłata za operacyjną rezerwę mocy oraz nieplanowane ubytki mocy dyspozycyjnej dostępnej w Krajowym Systemie Energetycznym (KSE). OPERACYJNA REZERWA MOCY Wprowadzony z początkiem roku 2014 mechanizm operacyjnej rezerwy mocy polegający na wynagradzaniu wytwórców odpowiednią opłatą za utrzymywanie w systemie pewnego poziomu dostępnej mocy spowodował zmniejszenie ilości energii dostępnej na rynku SPOT. W rezultacie była to istotna przyczyna wzrostu cen. Wprowadzenie takiego mechanizmu było jednak konieczne, aby zapewnić gwarancje bezpieczeństwa dostaw. cenowe zostały osiągnięte na przełomie listopada i grudnia. 3 grudnia 2014 roku średnia cena dobowa wyniosła 408,34 PLN/MWh, a za niektóre godziny szczytowe maklerzy byli w stanie zapłacić po 1300 PLN/MWh. Z tak wysokimi cenami mieliśmy do czynienia w przypadku pojawiających się informacji o wyłączeniach dużych bloków należących między innymi do elektrowni w Bełchatowie, Kozienicach, Łagiszy i Pątnowie. DOSTĘPNA MOC DYSPOZYCYJNA W KSE Wysokie ceny na Rynku Dnia Następnego w 2014 roku były również wynikiem ubytków mocy dyspozycyjnej. Pierwszym poważnym zaskoczeniem dla wielu uczestników rynku był poziom cen odnotowany 25 kwietnia, wówczas średnia cena pasma wyniosła 278,01 PLN/MWh, a ceny w poszczególnych godzinach szczytowych momentami osiągały poziomy ponad 800 PLN/MWh. Przyczyną takiego wyskoku cenowego były ubytki mocy w systemie na poziomie 6,3 GW, z czego ok. 1,5 GW nie było ujęte we wcześniejszych planach. Do podobnych zdarzeń dochodziło również w kolejnych miesiącach w czerwcu, lipcu, sierpniu w których ceny przekraczały coraz to wyższe granice, dochodząc w pojedynczych godzinach do poziomów ponad 1000 PLN/MWh. Uczestnicy rynku powoli przyzwyczajali się do nowej sytuacji i starali się jak najszybciej reagować w przypadku prognoz mówiących o możliwych niedoborach mocy w systemie. Ceny na rynku SPOT stawały się coraz to mniej przewidywalne. Najwyższe poziomy 1000 PLN/MWh Do takiego poziomu ubytki mocy dyspozycyjnej wywindowały ceny energii w poszczególnych godzinach szczytowych +23% r/r Wzrost generacji wiatrowej GENERACJA WIATROWA Na kształtowanie się cen miała również duży wpływ generacja wiatrowa. W ujęciu rocznym generacja wiatrowa wzrosła o ponad 23% względem roku 2013 i ukształtowała się na poziomie ponad 7 TWh. Dodatkowo rozkład ilości energii wyprodukowanej z farm wiatrowych w poszczególnych miesiącach okazał się różny względem roku Dlatego też uzależniona od warunków pogodowych generacja wiatrowa w połączeniu z nowym mechanizmem operacyjnej rezerwy mocy oraz licznymi ubytkami mocy dyspozycyjnej regularnie wpływały na wahania cen na rynku SPOT.

13 RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2014 ROKU 13 CZYNNIKI ŁAGODZĄCE WZROST CEN BRAK ZNACZĄCYCH IMPULSÓW DO WZROSTU CEN ZE STRONY POPYTOWEJ Zapotrzebowanie na energię elektryczną w KSE pozostaje na podobnym poziomie. Według danych KSE roczne zapotrzebowanie ukształtowało się na poziomie 158,7 TWh i było wyższe zaledwie o 0,49% niż w roku Miesiącami, w których można było zaobserwować największe rozbieżności pomiędzy latami 2013 i 2014, były marzec oraz maj. W marcu 2014 roku zużycie energii w KSE było niższe o 3,3% niż w roku poprzednim. Miało to związek z warunkami atmosferycznymi, które były znacznie łagodniejsze niż rok wcześniej. Średnia temperatura dla tego miesiąca (dane dla Warszawy) była wyższa aż o 8,8 C. Przeciwna sytuacja miała miejsce w maju. W roku 2014 zużycie energii wyniosło GWh i było wyższe o 406 GWh (wzrost o 3,3%) niż w roku ,49% r/r Popyt pozostaje na podobnym poziomie Zapotrzebowanie w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym ,49% GWh Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ STAJE SIĘ CORAZ BARDZIEJ WYMAGAJĄCY Bardzo duża rozpiętość cen oraz częste amplitudy cenowe na rynku SPOT, z jakimi mieliśmy do czynienia w roku 2014, świadczą o tym, że rynek staje się coraz bardziej skomplikowany i trudniejszy do analizy. Kolejne lata mogą charakteryzować się podobnymi sytuacjami. Między innymi wraz z rozwojem Odnawialnych Źródeł Energii (OZE) na rynku będzie pojawiała się coraz większa zmienność. Potwierdzają to również doświadczenia innych rynków europejskich. Ponadto wzrośnie rola zarządzania popytem i podażą energii w celu optymalizacji jej kosztów. Dotyczy to każdego uczestnika rynku. Ryzyko kosztów niezbilansowania rośnie zarówno na poziomie KSE, portfeli spółek energetycznych, jak i poszczególnych Klientów. Klient końcowy może ograniczyć ryzyko kosztów niezbilansowania (tym samym optymalizację swoich kosztów energii) poprzez zakup produktów odpowiadających rzeczywistemu profilowi zużycia oraz dobór odpowiedniej strategii zakupu dostosowanej do indywidualnej ekspozycji na ryzyko. RWE POLSKA DYSPONUJE SZEROKĄ GAMĄ PRODUKTÓW POZWALAJĄCYCH NA ELASTYCZNE I OPTYMALNE DOPASOWANIE ZAKUPU ENERGII DO PROFILU ZUŻYCIA KLIENTA.

14 14 RYNEK TERMINOWY (RTT) BRynek terminowy w 2014 roku charakteryzował się trendem wzrostowym. Znaczącą zmianą odnotowaną w cenach produktów rynku terminowego była zmiana relacji ceny produktu EUROSZCZYT do ceny produktu PASMO. Ceny produktu obejmującego godziny szczytowe rosły dynamiczniej, osiągając większą rozpiętość cenową pomiędzy minimalną a maksymalną wartością odnotowaną na rynku w roku Wzrosty cen dla kontraktów terminowych na energię elektryczną Średnie miesięczne ceny forward BASE_Y-15 vs. wolumen obrotu TWh 25,0 20,0 15,0 10,0 160,86 158,04 164,52 164,86 165,29 165,06 167,77 173,57 172,94 173,22 170,42 173,82 175, PLN/MWh 0,5 14,6 9,2 7,7 8,6 6,4 10,7 9,5 5,2 7,5 10,3 10,4 5, ,8 0,0 130 obrót do końca 2013 r. styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień Źródło: Opracowanie własne na bazie KONTRAKTY TYPU PASMO (TZW. BASE) Średnia cena dla kontraktu rocznego typu PASMO (tj. dostawa stałej ilości energii przez pełne 24 godziny w danym okresie) na Towarowej Giełdzie Energii z dostawą na rok 2015 wyniosła 168,12 PLN/MWh i była wyższa o 9,5% od ceny kontraktów zawieranych na TGE na rok ,5% r/r Średnia cena PASMA na rok 2015 Najwyższa cena zanotowana dla produktu BASE_Y-2015 to 203,00 PLN/MWh. W tej cenie została zrealizowana pierwsza transakcja na TGE dla tego typu produktu. Miało to miejsce 4 października 2012 roku (tj. ponad dwa lata przed dostawą). Najniższą ceną dla produktu BASE_Y-2015 było 149,65 PLN/MWh. Transakcja ta została zrealizowana 10 lipca 2013 roku (tj. półtora roku przed rozpoczęciem dostaw). W okresie tym wszystkie ceny, zarówno na rynku SPOT, jak i terminowym, osiągały bardzo niskie poziomy, z jakimi rynek

15 RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2014 ROKU 15 nie miał do czynienia od kilku lat. Tak duża rozpiętość cenowa jest splotem wielu czynników wpływających na rynek. Zmieniająca się struktura wytwarzania, ryzyka regulacyjne, sytuacja gospodarcza kraju, poziom zakontraktowania uczestników rynku i dynamika cen na rynku paliw sprawiają, że w różnych okresach cena energii jest wyznaczana inaczej. W trakcie roku 2014 ceny dla produktu PASMO z dostawą na rok 2015 poruszały się w trendzie wzrostowym w przedziale od 156,15 PLN/MWh do 177,00 PLN/MWh. Na wzrost cen miały wpływ operacyjna rezerwa mocy, uprawnienie do emisji CO 2 oraz konieczność inwestycji w nowe moce wytwórcze (wyjaśnienie w dalszej części raportu). 149,65 PLN/MWh Cena minimalna 203,00 PLN/MWh Cena maksymalna KONTRAKTY TYPU EUROSZCZYT (TZW. PEAK) W przypadku kontraktów rocznych typu EUROSZCZYT (od 8. do 22. godziny doby włącznie, w dni robocze) średnia cena na TGE ukształtowała się na poziomie 220,92 PLN/MWh i była o 22,1% wyższa od ceny kontraktów typu EUROSZCZYT zawieranych z dostawą na rok PEAK_Y-2015 był notowany najniżej w lipcu 2013 roku, a jego cena wyniosła wówczas 178,50 PLN/MWh (tj. półtora roku przed dostawą). Maksimum zostało osiągnięte 28 lipca 2014 roku (tj. pół roku przed dostawą). Wówczas cena dotarła aż do 235,00 PLN/MWh. W okresie całego roku 2014 ceny produktu szczytowego poruszały się w zakresie od 191,00 PLN/MWh do 235,00 PLN/MWh. Do momentu osiągnięcia wspomnianego wcześniej maksimum dominował dynamiczny trend wzrostowy. Po dotarciu cen do górnego pułapu ceny dla produktu EUROSZCZYT wykazywały jeszcze znaczne wahania, spadając w okolice 220,00 PLN/MWh, a następnie powracając na poziomy powyżej 231,00 PLN/MWh. +22,1% r/r Średnia cena EUROSZCZYTU 178,50 PLN/MWh Cena minimalna 235,00 PLN/MWh Cena maksymalna DUŻA ROZPIĘTOŚĆ CEN

16 16 ZNACZĄCY WZROST RELACJI CENY PRODUKTU PASMO VS. EUROSZCZYT Analizując ceny kontraktów typu PASMO i EUROSZCZYT, warto zwrócić uwagę na znaczną zmianę relacji względem siebie tych produktów. W przypadku kontraktów zawieranych z dostawą na rok 2014 relacja ta wynosiła średnio 1,17 (tj. PEAK droższy od BASE o 17%), z kolei w przypadku kontraktów zawieranych z dostawą na rok 2015 stosunek PEAK do BASE wyniósł aż 1,31 (tj. PEAK droższy od BASE o 31%). +14% Znaczący wzrost relacji ceny PASMO vs. EUROSZCZYT Wzrost cen w godzinach szczytowych spowodowany był w dużej mierze wprowadzeniem mechanizmu operacyjnej rezerwy mocy. Rosnące obroty produktu PASMO świadczą o dalszym rozwoju polskiego rynku energii. Obserwujemy jednak rosnące oczekiwania uczestników rynku dotyczące większej płynności i dostępności również innych notowanych produktów. Potwierdzają to także doświadczenia oraz trendy zaobserwowane na innych rynkach europejskich. Obrót energią elektryczną na Towarowej Giełdzie Energii dla produktu BASE_Y-2015 wyniósł 108,7 TWh, co oznacza wzrost o 8,5% r/r w stosunku do analogicznego produktu BASE_Y Świadczy to o rosnącej płynności rynku dla produktu typu BASE, tj. dostępności tego typu profilu zużycia energii. Wzrost obrotów nie jest jednak odnotowywany dla wszystkich produktów. Dla produktu PEAK_Y-2015 obrót wyniósł 11,7 TWh i była to taka sama wielkość jak w przypadku kontraktów tego typu zawieranych na rok Dodatkowo produkt PEAK jest oferowany z opóźnieniem względem produktu BASE. W tym przypadku rynek nie podąża za oczekiwaniami Klientów, którzy coraz częściej i chętniej chcą kontraktować energię z większym wyprzedzeniem. Doświadczenia innych rynków europejskich (np. niemieckiego lub brytyjskiego) pokazują, że płynność i dostępność notowanych produktów DLACZEGO RELACJA CENY PASMA DO EUROSZCZYTU JEST TAK ISTOTNA? Relacja cen PASMA i EUROSZCZYTU względem siebie może znacząco wpływać na finalną cenę energii dla Klienta końcowego. Cena EUROSZCZYTU odzwierciedla cenę energii w godzinach o największym zapotrzebowaniu w KSE. Z kolei cena PASMA to cena stałego odbioru energii w każdej godzinie doby. Każdy Klient ma swój indywidualny godzinowy profil zużycia energii. Energia zużywana w godzinach szczytowych będzie więc droższa, a energia zużywana w godzinach pozaszczytowych tańsza. Cena końcowa, płacona przez Klienta, jest więc wypadkową cen produktów PASMO i EUROSZCZYT. Dostosowując lub zmieniając godzinowy profil zapotrzebowania, Klienci mogą znacząco wpłynąć na koszt dostarczanej energii. Wzrost ceny EUROSZCZYT będzie więc szczególnie odczuwalny dla Klientów zużywających energię w godzinach szczytowych. nawet z odległymi terminami dostawy jest jednym z kluczowych czynników napędzających konkurencyjny rynek energii. Obroty energią na tych rynkach przewyższają realne zapotrzebowanie krajowe kilkakrotnie. Oznacza to, że energia jest w obrocie kilkakrotnie, zanim zostanie finalnie zużyta. Wynika to z chęci zabezpieczania swojej pozycji również w dłuższym przedziale czasowym. +8,5% Wzrost obrotów na produkcie PASMO WSKAŹNIK OBROTÓW VS. ZAPOTRZEBOWANIE: POLSKA 110% VS. NIEMCY 300% PORÓWNANIE TGE VS. EEX

17 RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2014 ROKU 17 KONTRAKTY TERMINOWE NA KOLEJNE LATA Podobne trendy cenowe towarzyszyły kontraktom zawieranym na kolejne lata. Pierwsze transakcje dla kontraktu typu PASMO z dostawą na rok 2016 miały miejsce w maju 2013 roku, a ich cena wynosiła ok. 156,00 PLN/MWh. Na koniec roku 2014 produkt ten wyceniany był w okolicach 181,00 PLN/MWh. Na rynku pojawiły się już pierwsze kontrakty na rok 2017, których cena na Towarowej Giełdzie Energii w roku 2014 oscylowała w granicach 188,00 PLN/MWh. Płynność i dostępność produktów na kolejne lata dostawy pozostają w dalszym ciągu na relatywnie niskim poziomie i ograniczają się do produktu rocznego PASMO. Kontrakty typu EUROSZCZYT są przedmiotem handlu dopiero w okresie roku przed dostawą. Brak płynności stwarza szczególnie problemy przy chęci kontraktacji w horyzoncie czasowym sięgającym czterech lub pięciu lat.

18 18 PRZYCZYNY WZROSTU CEN Przyczyny wzrostu cen to m.in.: opłata za operacyjną rezerwę mocy, wzrost cen CO 2 i konieczność nakładów inwestycyjnych na budowę nowych mocy wytwórczych. OPERACYJNA REZERWA MOCY Wzrost cen na Rynku Dnia Następnego spowodowany wprowadzeniem dopłat dla wytwórców za utrzymywanie w systemie odpowiedniego poziomu dostępnej mocy wpłynął również na notowania kontraktów terminowych. Dynamiczne wzrosty były charakterystyczne przede wszystkim dla kontraktów typu EUROSZCZYT, jednocześnie wpływając na wzrost średniej ceny PASMA. UPRAWNIENIA DO EMISJI CO 2 Drugim istotnym czynnikiem, który wpłynął na wzrost notowań energii konwencjonalnej na rynku terminowym, były ceny CO 2. W grudniu 2013 roku Parlament Europejski wprowadził tzw. backloading polegający na zawieszeniu części darmowych uprawnień do emisji CO 2. Po tej de- cyzji ceny CO 2 z poziomów poniżej 5 EUR/t stopniowo wzrosły do poziomów ok. 7 EUR/t. Polska jako kraj, w którym wytwarzanie w dużej mierze oparte jest na węglu odczuwa skutki takiego rozwiązania, a wzrost cen CO 2 odbił się na wzroście cen energii elektrycznej. BUDOWA NOWYCH MOCY WYTWÓRCZYCH To nadal kluczowy i szeroko dyskutowany czynnik wpływający na wzrost cen. Potrzeby polskiej energetyki związane są z koniecznością budowy nowych mocy wytwórczych, aby zastąpić stare i coraz mniej rentowne bloki, które będą w najbliższych latach wyłączane. Aby zachować ciągłą i bezpieczną pracę systemu, w miejscu wyłączanych bloków muszą powstawać nowe. Wiąże się to z miliardowymi nakładami finansowymi, które muszą zostać odzwierciedlone w cenach energii elektrycznej. W związku ze spodziewanym rozwojem rozproszonych i mniej stabilnych źródeł odnawialnych KSE będzie wymagał równolegle rozbudowy mocy regulacyjnych. A konwencjonalna generacja energii będzie musiała spełniać coraz bardziej rygory-

19 RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2014 ROKU 19 styczne cele redukcji emisji (m.in. z tego wynika plan budowy elektrowni jądrowej). Z przeprowadzonego przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE) raportu o planach inwestycyjnych na lata wynika, że przedsiębiorstwa wytwórcze planują oddanie ponad 18 GW nowych mocy wytwórczych, które powinny pokryć prognozowane zapotrzebowanie w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Raport opiera się jednak na planowanych inwestycjach przedsiębiorstw energetycznych, których realizacja może nie dojść do skutku. Spadek cen energii na rynku hurtowym w ostatnich latach spowodował, że w stosunku do planów z roku 2011 przedsiębiorstwa energetyczne zredukowały swoje zamierzenia inwestycyjne o 11,5 GW. Obecne ceny na rynku hurtowym (pomimo wzrostów) pozostają w dalszym ciągu na poziomie niewystarczającym do sfinansowania nowych elektrowni. Z tego powodu trwają dalsze prace nad wdrożeniem w Polsce rynku mocy, który oprócz opłaty za energię miałby wprowadzić również opłatę za udostępnioną moc. JAK UNIKNĄĆ WYSOKICH CEN ENERGII? KONTRAKTACJA W TRANSZACH SPOSO- BEM NA UZYSKANIE OPTYMALNEJ CENY DLA KLIENTÓW Rynek charakteryzuje się dużą zmiennością cen. Trudno jest określić trendy długoterminowe. Każdego roku pojawiają się nowe, wcześniej niespodziewane czynniki wpływające na większy lub mniejszy wzrost bądź spadek cen. Klienci podążający za rynkiem energii powinni rozważyć rozpoczęcie kontraktacji na kolejne lata. Warto skorzystać z produktów dających możliwość dokonania zakupu w kilku transzach. Korzystając z tej możliwości, unika się ryzyka zakupu po cenach w ich najwyższym punkcie. Klienci, którzy przy kontraktacji na rok 2015 wybrali produkt transzowy, mieli szansę nabycia energii elektrycznej na poziomie 150,00 PLN/MWh za produkt typu PASMO, jak również po cenach powyżej 170,00 PLN/MWh. Uzyskali w ten sposób średnią cenę na poziomie o wiele bardziej korzystnym niż Klienci, którzy pozostawili decyzję o zakupie na koniec roku 2014.

20 20

21 221 RYNEK GAZU W POLSCE

22 22 A RYNEK GAZU W POLSCE Rok 2014 był drugim pełnym rokiem obrotu gazem ziemnym na Towarowej Giełdzie Energii. Można powiedzieć, że miał dwa bardzo odmienne oblicza. Bardzo spokojną pierwszą część roku oraz niezwykle dynamiczną drugą. Z jednej strony był to rok ogromnych zawirowań na arenie politycznej, z drugiej w Polsce zaszło wiele ważnych zmian legislacyjnych, które były kolejnym krokiem w kierunku dalszej liberalizacji rynku gazu i napędzały obrót błękitnym paliwem na parkietach TGE. Warto podkreślić, że rynek gazu rządzi się innymi prawami niż rynek energii elektrycznej. Producentów gazu jest niewielu, dlatego sytuacja geopolityczna odgrywa olbrzymią rolę w kształtowaniu się podaży oraz cen surowca, także na TGE. Całkowity wolumen wszystkich transakcji zawartych w 2014 roku na wszystkich rynkach gazu Towarowej Giełdy Energii wyniósł 111,6 TWh, w porównaniu z 2,4 TWh w roku Oznacza to aż 45-krotny wzrost w skali roku. To absolutny rekord w historii działalności giełdy. Warto podkreślić, że ponad 90% tego wolumenu zostało zakontraktowane w drugiej połowie roku. Całkowite obroty 111,6 TWh Wzrost obrotów 45-krotny

23 RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2014 ROKU 23 RYNEK DNIA NASTĘPNEGO GAZU (RDNg) W omawianym okresie obrót gazem na Rynku Dnia Następnego wraz z kontraktami typu Weekend * wyniósł 5,4 TWh, a kurs liczony jako średnia ważona wolumenem ze wszystkich transakcji wyniósł 104,46 PLN/MWh. Najwyższy miesięczny obrót przypadł na listopad, kiedy zawarto transakcje o łącznym wolumenie dostawy równym 1,2 TWh. To także największy miesięczny wolumen w historii obrotów na TGE. Minimum przypada na luty, wtedy zakontraktowano zaledwie 0,02 TWh. Na RDNg transakcję o najniższej cenie wynoszącej zaledwie 64,70 PLN/MWh zawarto 14 lipca. Najdroższa okazała się transakcja zawarta 23 października, po 120,00 PLN/MWh. 5,4 TWh Wolumen obrotu RDNg 104,46 PLN/MWh Średnia cena RDNg DUŻA ROZPIĘTOŚĆ CEN RÓWNIEŻ NA RYNKU GAZU (W PLN/MWh): CENA MAKS.: 120,00; CENA MIN.: 64,70 Cena rozliczeniowa i wolumen RDNg Cena [PLN/MWh] Wolumen [MWh] Wolumen Cena Źródło: Opracowanie własne na bazie * Kontrakty GAS_WEEKEND z dwudniowym terminem dostawy w sobotę i niedzielę zostały wprowadzone do obrotu na TGE od sierpnia 2014 roku, notowania są prowadzone w systemie notowań ciągłych w każdy czwartek i piątek.

24 24 ŁAGODNA ZIMA BYŁA POWODEM SPADKU CEN NA RYNKU SPOT W I POŁOWIE 2014 ROKU. SPADEK CEN I OBROTÓW W I POŁOWIE 2014 ROKU Od samego początku roku ceny na rynku SPOT gazu w Europie systematycznie spadały, ten trend utrzymywał się także na RDNg w Polsce. Zdecydowanie przyczyniła się do tego niezwykle łagodna zima zarówno w Polsce, jak i w zachodniej Europie. Magazyny, uzupełnione w 2013 roku, czekały w gotowości na przyjście zimowej aury i zwiększenie zapotrzebowania na gaz. Tak się jednak nie stało. Wiosenna pogoda pchała cenę w dół. Sytuacja sprzed roku, kiedy to w marcu siarczyste mrozy doprowadziły do gwałtownego wzrostu zużycia gazu i jego ceny, nie powtórzyła się. Wówczas cena na TGE sięgnęła aż 131,90 PLN/ MWh. W 2014 roku powstała jednak wyjątkowa sytuacja, która na rynkach gazu zdarza się niezmiernie rzadko. Ceny spotowe były niższe od terminowych. Spółki mające podpisane kontrakty w formule take-or-pay (tj. zapisy kontraktowe obligujące do odbioru gazu) były zatem wręcz zmuszone do odsprzedaży nadwyżek gazu po cenie zdecydowanie niższej od ceny zakupu zapełnione magazyny nie pozwalały na przechowanie niewykorzystanego paliwa. MIMO SPADAJĄCYCH CEN W I POŁOWIE ROKU RYNEK NIE BYŁ PŁYNNY, A RÓŻNICE W CENACH NIE POZWALAŁY NA IMPORT. Niestety nie przełożyło się to na wzrost obrotów w Polsce. Mimo że w porównaniu z rokiem 2013 z miesiąca na miesiąc były one coraz większe, nadal nie mogliśmy uznać rynku za płynny. Popyt był niski, a ceny, mimo że wydawały się atrakcyjne, nadal były wyższe niż u naszych zachodnich sąsiadów (dla polskich odbiorców stanowią one pewnego rodzaju benchmark). Ponadto różnica w cenach utrzymywała się na poziomie czyniącym import gazu nieopłacalnym. Czynnikiem hamującym spadek cen były regularnie napływające wiadomości o ciągłej eskalacji konfliktu na linii Ukraina Rosja i utrzymującej

25 RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2014 ROKU 25 się niepewności dotyczącej dalszego rozwoju sytuacji i bezpieczeństwa przesyłu gazu przez terytorium Ukrainy do dalszej części Europy. Co kilka dni można było zaobserwować odbicia cen. Przesył gazu odbywał się jednak bez żadnych zakłóceń, a ciągła nadpodaż surowca powodowała, że spadek cen był coraz większy. WZROST CEN I OBROTÓW W II POŁOWIE 2014 ROKU Sytuacja na RDNg diametralnie odmieniła się w II połowie roku. Obroty zaczęły rosnąć z dnia na dzień. Co za tym idzie cena też rosła. Od tego momentu notowania gazu na polskim rynku oderwały się od tych obserwowanych na najbliższych nam rynkach, niemieckich GASPOOL czy NCG. Nie bez znaczenia pozostaje fakt pojawienia się w tym samym czasie na parkiecie TGE wielkiego odbiorcy gazu wydzielonej z Grupy Kapitałowej PGNiG spółki PGNiG Obrót Detaliczny. 6,5 mln odbiorców detalicznych obsługiwanych przez nowo powstałą spółkę tworzy olbrzymi popyt. Płynność rynku rosła skokowo, a giełda biła kolejne rekordy pod względem wielkości obrotu. Na rynku notowane były również rekordowe ceny w okresach większego zapotrzebowania spowodowanego nagłym spadkiem temperatury, tj. pod koniec października, na przełomie listopada i grudnia oraz pod sam koniec roku. KRYZYS UKRAIŃSKI BYŁ CZYNNIKIEM HAMUJĄCYM SPADKI CEN GAZU. OBLIGO ZACZĘŁO ROZPĘDZAĆ RYNEK. WZROSŁY OBROTY. WIĘKSZE ZAPOTRZEBOWANIE SPOWODOWAŁO JEDNAK WZROST CEN.

26 26 RYNEK DNIA BIEŻĄCEGO GAZU (RDBg) Od 30 lipca 2014 roku na parkiecie TGE uruchomiono Rynek Dnia Bieżącego gazu. Całkowity wolumen obrotu wyniósł 1,2 TWh. Średnia cena ważona wolumenem ze wszystkich zawartych transakcji wyniosła 106,98 PLN/MWh. Inaczej niż na rynku energii elektrycznej gaz jest aktywnie handlowany również w dniu dostawy. Najwyższy obrót na RDBg przypadł na grudzień 2014 roku i wyniósł aż 0,42 TWh. Z kolei cena wahała się od 62,75 PLN/MWh 3 sierpnia do 121,47 PLN/MWh 27 grudnia. Warto podkreślić, że od początku istnienia rynku obroty na nim odbywają się praktycznie codziennie. RDBg POZWALA LEPIEJ ZARZĄDZAĆ ZAPOTRZE- BOWANIEM NA PALIWO W DOBIE DOSTAWY. Mimo dotychczas niewielkich obrotów RDBg to bardzo ważny rynek. Od momentu jego uruchomienia członkowie TGE mogą w sposób bardziej elastyczny zarządzać zapotrzebowaniem na paliwo, będąc już w dobie dostawy. Pozwala to im uniknąć dodatkowych opłat związanych z niezbilansowaniem swojej pozycji, w przypadku większego czy też mniejszego zużycia gazu wynikającego m.in. ze zmian warunków pogodowych, czy zmienionych planów produkcyjnych odbiorców gazu. W odróżnieniu od pozostałych rynków, na których przedmiotem obrotu jest gaz, notowania na RDBg prowadzone są na instrumentach godzinowych. 1,2 TWh Wolumen obrotu RDBg 106,98 PLN/MWh Średnia cena RDBg RYNEK TOWAROWY TERMINOWY GAZU (RTTg) Wolumen obrotu na Rynku Towarowym Terminowym gazu w 2014 roku wyniósł 102,0 TWh, a kurs liczony jako średnia ważona wolumenem ze wszystkich transakcji wyniósł 108,89 PLN/MWh. Najwyższy miesięczny obrót przypadł na sierpień, kiedy zawarto transakcje o łącznym wolumenie dostawy równym 28,6 TWh. To także największy miesięczny wolumen w historii obrotów na TGE. Minimum przypada na luty, wtedy zakontraktowano zaledwie 0,1 TWh. Najniższą transakcją na RTTg była sprzedaż pasma z dostawą w sierpniu 2014 roku 108,89 PLN/MWh Średnia cena RTTg 102,0 PLN/MWh Wolumen obrotu RTTg

27 RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2014 ROKU 27 (GAS_BASE_M-08-14). Została ona zawarta 10 lipca po cenie wynoszącej zaledwie 65,90 PLN/MWh. Najdroższe z kolei okazały się transakcje zawierane pod koniec września oraz na początku października dla produktu sezonowego, którego dostawa przypada w okresie zimowym 2015/2016 (GAS_BASE_S-W-15) było to po 121,00 PLN/MWh. Jednym z pomysłów na zwiększenie liczby transakcji zawieranych na rynku terminowym gazu była możliwość dokonania transakcji w trybie aukcyjnym. W 2014 roku zorganizowano 53 aukcje, z których rozstrzygnięcie miały 23. Łączny wolumen obrotu dla wszystkich produktów sięgnął 3,1 TWh, a średnia cena 1 MWh ważona wolumenem transakcji wyniosła 95,89 PLN. W ODRÓŻNIENIU OD NOTOWAŃ CIĄGŁYCH AUKCJE POZWALAJĄ ZAKONTRAKTOWAĆ DUŻY WOLUMEN BEZ WPŁYWU NA ZMIANĘ CENY. 121,00 PLN/MWh Najwyższa cena 65,90 PLN/MWh Najniższa cena Największym zainteresowaniem na parkiecie gazowym cieszyło się z kolei pasmo z dostawą na 2015 rok (GAS_BASE_Y-15). Całkowity wolumen obrotu tym instrumentem wyniósł 25,4 TWh po średniej cenie transakcji wynoszącej 110,47 PLN/MWh. Najniższą cenę transakcji osiągnięto 10 lipca i wyniosła ona 100,85 PLN/MWh. Co ciekawe, najniższą ofertę sprzedaży wynoszącą 100,00 PLN/MWh złożono 3 i 4 kwietnia. Nie zawarto niestety żadnej transakcji najlepsza oferta zakupu wynosiła 95,00 PLN/MWh. Transakcję o najwyższej cenie wynoszącej 113,00 PLN/MWh zawarto 2 września. Miesiącem o największym obrocie okazał się październik, kiedy to wolumen transakcji wyniósł aż 9,8 TWh. Cena rozliczeniowa i wolumen dla GAS_BASE_Y-15 Cena [PLN/MWh] Wolumen [MWh] Wolumen Cena Źródło: Opracowanie własne na bazie

28 28 OBLIGO GIEŁDOWE TRUDNE POCZĄTKI Obligo giełdowe Wprowadzone w 2013 roku obligo giełdowe miało z wielkim rozmachem aktywować rynek gazu w Polsce. Miało być kolejnym milowym krokiem w drodze do liberalizacji rodzimego rynku gazu. Jednak skutki wprowadzenia obliga mogliśmy zaobserwować dopiero w II połowie 2014 roku. 30% 40% 55% 2013 rok 2014 rok od 2015 roku Początkowo na rynku pojawiła się podaż, lecz nie przełożyło się to na liczbę transakcji. Mimo spadających cen to popyt stanowił problem. Chociaż spółki obrotu i domy maklerskie wydawały się przygotowane do handlu na TGE (sądząc po coraz dłuższej liście uczestników rynków gazowych), w praktyce obrotu nie było. Jednak nowi uczestnicy rynku nie mogli skutecznie wystartować, ponieważ odbiorcy gazu byli wciąż związani wieloletnimi umowami z dotychczasowym dostawcą. Nie wykazywali więc większej chęci zmiany sprzedawcy. Ponadto cena oferowana na TGE przewyższała często cenę taryfową. Nawet jeśli pojawiały się okresy korzystnej relacji ceny hurtowej i taryfowej, to różnice były zbyt małe, aby zachęcić większe grono odbiorców. Dodatkowo pojawiły się konflikt na Ukrainie i pytania o bezpieczeństwo dostaw. Rynek utknął w miejscu, a widmo niezrealizowania 40-proc. obliga za 2014 rok stawało się coraz większe. To mogło oznaczać dotkliwe kary dla PGNiG. Dlatego w kwietniu właściciele spółki podjęli kluczową decyzję mającą zwiększyć popyt, poprawić płynność giełdy i pozwolić na rynkowe kształtowanie się cen surowca, a co za tym idzie ułatwić wywiązanie się z obliga giełdowego. Z Grupy Kapitałowej PGNiG wydzielono detaliczną część przedsiębiorstwa i utworzono PGNiG Obrót Detaliczny. Nowa spółka (odpowiedzialna za dostarczenie gazu do odbiorców zużywających mniej niż 25 mln m 3 paliwa rocznie, tj. do ok. 6,5 mln Klientów) rozpoczęła działalność operacyjną 1 sierpnia.

29 RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2014 ROKU 29 Podobnie jak na pozostałych rynkach, tak i na tym obroty zaczęły bić kolejne rekordy. To niewątpliwy sukces giełdy, ale koncentracja popytu i podaży w obrębie struktur jednej grupy kapitałowej doprowadziła do wzrostu cen. W sierpniu na rynku terminowym indeksy giełdowe znacząco wzrosły. Cena podstawowego instrumentu rynku terminowego, czyli GAS_BASE_Y-15, rosła od 105 PLN/MWh na początku do ponad 110 PLN/MWh pod koniec miesiąca. Na tym poziomie oscylowała już do końca roku, podlegając wahaniom ± 2,5 PLN/MWh. KONCENTRACJA POPYTU I PODAŻY W OBRĘBIE STRUKTUR JEDNEJ GRUPY KAPITAŁOWEJ DOPROWADZIŁA DO WZROSTU CEN. GAS_BASE_Y-15: cena TGE i GASPOOL Cena [PLN/MWh] TGE GASPOOL Źródło: Opracowanie własne na bazie Dotychczasowa zależność obserwowana pomiędzy zmianami cen na TGE i rynku niemieckim zniknęła. Mimo niskich cen na rynkach rozwiniętych spowodowanych nadpodażą surowca na Polskiej giełdzie cena rosła. Spready pomiędzy sąsiednimi rynkami zaczęły sięgać nawet PLN/MWh! Wcześniej nie opłacało się importowanie gazu do Polski, ale teraz okazja była wyjątkowa. Jeśli tylko spółki miały zarezerwowane przepustowości i partnera po drugiej stronie granicy, mogły importować gaz i sprzedawać go ze znacznym zyskiem. Nawet po uwzględnieniu wszystkich kosztów związanych z posiadaniem przepustowości. W tym momencie na aukcjach przepustowości zrobiło się naprawdę tłoczno. O ile przedtem nie cieszyły się one większym zainteresowaniem i bez problemu można było wygrać aukcję zaledwie po cenie taryfowej, nie płacąc dodatkowej premii, o tyle teraz liczba chętnych wzrosła, a licytowane moce okazały się niewystarczające. Licytacje trwały aż do granic opłacalności zakupu przepustowości. WYSOKIE SPREADY CENOWE WPŁYNĘŁY NA OPŁACALNOŚĆ IMPORTU GAZU.

30 30 LIBERALIZACJA RYNKU GAZU I PERSPEKTYWY ROZWOJU Czynniki rozwoju rynku Nowi uczestnicy Rok 2014 był rokiem postępującego rozwoju rynku gazu, a jego liberalizacja stawała się faktem. Rozwojowi rynku towarzyszyły liczne zmiany zarówno o podłożu regulacyjno-prawnym, makroekonomicznym, infrastrukturalnym, jak i politycznym. Ogromne znaczenie dla rozwoju hurtowego rynku gazu miało wprowadzenie w 2013 roku obliga giełdowego, bo pojawiła się podaż, ale dopiero pojawienie się strony popytowej od sierpnia 2014 roku, dzięki wydzieleniu spółki PGNiG Obrót Detaliczny ze struktur Grupy Kapitałowej PGNiG, ożywiło giełdę. To z kolei okazało się możliwe dzięki nowelizacji prawa energetycznego i tak zwanej sukcesji generalnej, ułatwiającej wydzielenie nowej spółki z Grupy Kapitałowej PGNiG bez konieczności podpisywania kolejnych umów z obecnymi Klientami. Obligo Rozwój infrastruktury Dzięki nadpodaży gazu i związanemu z tym spadkowi cen obserwowanemu na rynkach europejskich oraz w Polsce pojawiło się wielu nowych uczestników. Według stanu na początek listopada 2014 roku liczba podmiotów mających koncesję na obrót paliwami gazowymi wzrosła od początku 2014 roku o 22 podmioty (do 139), a tych mających koncesję na obrót gazem ziemnym z zagranicą o 14 (do 47). Z danych opublikowanych przez URE wynika także, że do końca III kwartału 2014 roku odnotowano aż 2011 zmian sprzedawcy gazu, podczas gdy w całym 2013 roku było ich zaledwie 429. Tak wysoka dynamika pojawiania się nowych podmiotów oraz zmiany sprzedawcy jest miarodajnym czynnikiem obrazującym rozwój konkurencyjnego rynku gazu w Polsce. Nie bez znaczenia pozostaje kwestia bezpieczeństwa energetycznego kraju. Dzięki licznym nakładom inwestycyjnym w infrastrukturę i rozbudowę sieci oraz usłudze wirtualnego rewersu na gazociągu jamalskim nasze techniczne możliwości importu gazu z kierunków zachodniego oraz południowego wynoszą obecnie ponad 90% naszych potrzeb importowych (przez Mallnow, Lasów i Cieszyn). W 2011 roku było to zaledwie 9%. Co więcej, jeśli do tych zdolności wliczymy gazoport LNG w Świnoujściu, którego otwarcie planowane jest na 2015 rok, w praktyce okaże się, że dysponujemy nadwyżką mocy. W kontekście napięć na linii Rosja Ukraina UE, obaw odnoszących się do stałości przepływu gazu przez terytorium Ukrainy czy też możliwości negocjacyjnych zapisów kontraktu jamalskiego to bardzo dobra wiadomość dla Polski. Chociaż rynek gazu rozwija się z dnia na dzień, to wciąż istnieje wiele barier, które zwalniają proces liberalizacji. W naszej ocenie niewątpliwym utrudnieniem dla rozwoju rynku są bariery legislacyjne. Chodzi tu zwłaszcza o brak zwolnienia z taryfikowania gazu sprzedawanego do odbiorców końcowych. Do tej chwili Prezes URE nie podjął decyzji w sprawie uwolnienia cen gazu, co sprawia, że spółki obracające gazem ziemnym w dalszym ciągu muszą przedkładać do zatwierdzenia taryfę, w której przedstawiają cenę mającą charakter ceny maksymalnej. Stanowi to duże ryzyko prowadzenia działalności związane z brakiem pewności co do zasad kontraktowania gazu. Zmian, a być może nawet likwidacji, wymaga wprowadzone w życie 24 października 2000

31 RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2014 ROKU 31 Bariery regulacyjne 2 Dywersyfikacja dostaw 1Taryfy 3 Obowiązek magazynowania roku rozporządzenie Rady Ministrów w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy, które nie sprawdza się w obecnych realiach rynku. Przepis ten dotyczy przedsiębiorstw energetycznych, które prowadzą obrót gazem ziemnym z zagranicą. W momencie wejścia w życie rozporządzenia Polska miała oczywiście bardzo ważne powody, by dywersyfikować dostawy. Możliwy był wówczas prawie wyłącznie import z kierunku wschodniego, ale dzięki szeroko zakrojonym inwestycjom w rozwój infrastruktury przesyłowej na połączeniach transgranicznych obecnie możliwości importu znacznie się poprawiły. Rozporządzenie wywołuje ponadto wątpliwości interpretacyjne co do właściwego zrozumienia zawartych w nim pojęć importu oraz kraju pochodzenia gazu, ponieważ nie zostało dostosowane po wejściu Polski do Unii Europejskiej i w obecnym brzmieniu utrudnia firmom działalność, wymuszając zakup drogiego paliwa z trudno dostępnych kierunków. Kolejną barierą na drodze do liberalizacji rynku gazu jest obowiązująca ustawa o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym, która uzależnia obowiązek tworzenia zapasów od ilości gazu przywiezionego przez spółki obrotu z zagranicy i sprzedawanego w Polsce. W obecnej sytuacji dostęp do infrastruktury magazynowej dla nowych podmiotów jest bardzo ograniczony i jednocześnie bardzo drogi. Co prawda ustawa dopuszcza uzyskanie zwolnienia z obowiązku magazynowania gazu w przypadku przywiezienia nie więcej niż 100 mln m 3 paliwa rocznie i gdy liczba odbiorców nie przekracza 100 tys., ale z perspektywy działalności podmiotów obracających gazem limit jest na tyle niski, że wiele z nich nie podejmuje szerszych prób rozwijania swojej działalności importowej. KRÓTKO I NA TEMAT Mimo wciąż istniejących barier rynek gazu podlega stopniowej deregulacji. Zmiany wprowadzone w 2014 roku wydają się korzystne dla dalszego pogłębiania się procesu liberalizacji i rozwoju rynku gazu. Należy pamiętać, że proces przekształcania się rynku jest niezwykle skomplikowany, kosztowny, czasochłonny i wymaga zmian zachodzących jednocześnie na wielu płaszczyznach. Niedaleka przyszłość pokaże efekty podjętych działań i zapewne ukaże obszary wymagające dalszych zmian. Rynkowi energii elektrycznej zajęło to kilka lat, a rynek gazu jest przecież rynkiem niezwykle młodym pierwsza sesja miała miejsce 20 grudnia 2012 roku. Mimo tak krótkiego czasu rozwój nabiera tempa i wydaje się, że w 2015 roku będzie ono jeszcze rosło. Dzięki rozbudowaniu możliwości importowych Polska zagwarantuje sobie zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego. Pojawią się kolejne podmioty zarówno na rynku hurtowym, jak i detalicznym. Spółki obracające gazem na giełdzie wiedzą, że jest to rynek pełen potencjału, i tylko od nich zależy, czy go odpowiednio wykorzystają. A szans w nadchodzącym roku na pewno nie zabraknie. W konsekwencji powinno nastąpić urynkowienie cen gazu ziemnego w Polsce, a co za tym idzie większa chęć zmiany sprzedawcy ze strony odbiorców końcowych.

32 32

33 3 RYNEK PRAW MAJĄTKOWYCH

34 34 A PRAWA MAJĄTKOWE (PMOZE_A) Tematem dominującym w roku 2014 był z pewnością projekt ustawy o Odnawialnych Źródłach Energii (OZE), którego poszczególne odsłony były pilnie śledzone przez uczestników rynku analizujących kolejne zmiany. NOWA USTAWA O ŹRÓDŁACH ODNAWIALNYCH KLUCZOWA DLA RYNKU OZE Do końca roku ustawa się jednak nie zmaterializowała, choć w grudniu prace wyraźnie przyspieszyły, co było najprawdopodobniej spowodowane możliwością nałożenia przez Unię Europejską kary pieniężnej na Polskę za niewdrożenie dyrektywy o Odnawialnych Źródłach Energii. Ustawa została podpisana przez Prezydenta dopiero 11 marca 2015 roku. Rok 2014 oznaczał zatem kolejny rok niepewności dla branży OZE, zarówno dla producentów, jak i sprzedawców, którzy musieli wycenić dodatkowe ryzyko w umowach. Inwestorzy zasadniczo opowiadali się za pozostaniem w obecnym systemie wsparcia, który jest już znany i oprócz gwarantowanej ceny za energię daje im wsparcie w postaci certyfikatów. WSPÓŁSPALANIE ORAZ ENERGETYKA WODNA OTRZYMAJĄ MNIEJSZE WSPARCIE.

35 RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2014 ROKU 35 Nowa ustawa o OZE ma wprowadzić system aukcyjny, a więc formę konkurencji. Niepewność legislacyjna co do ostatecznego kształtu ustawy wpłynęła na decyzje inwestorów przejawiające się we wstrzymywaniu inwestycji do momentu zatwierdzenia ustawy. Inwestorzy obawiali się, że mogliby nie ukończyć inwestycji przed wejściem w życie nowej ustawy, a zatem niejako z automatu wpadliby w nowy system, którego ostateczny kształt nie był im znany w momencie podejmowania decyzji o jej realizacji. Niepewność dotycząca finalnego kształtu systemu dodatkowo utrudniła pozyskanie finansowania zewnętrznego, gdyż inwestorom trudno było znaleźć partnera, z którym podpisaliby długoterminowy kontrakt na odbiór energii bądź certyfikatów. Kolejne projekty ustawy zakładały również ograniczenie wsparcia dla współspalania biomasy. Każda jednostka energii wyprodukowanej z biomasy ma być wspierana połową certyfikatu, cały certyfikat należeć się będzie jedynie współspalaniu dedykowanemu. Istotną kwestią było także ostateczne określenie poziomu wsparcia dla współspalania. Ustawa wprowadza ograniczenie wsparcia do średniorocznego wolumenu produkcji z lat Ze wsparcia ma być wyłączona energetyka wodna dla instalacji powyżej 5 MW. MOŻLIWOŚĆ NAŁOŻENIA KARY PRZEZ KE SPOWODOWAŁA PRZYSPIESZENIE PRAC LEGISLACYJNYCH NAD USTAWĄ O OZE. Prace nad nową ustawą przyspieszyły pod koniec roku. Wicepremier Janusz Piechociński zapowiedział w grudniu, że resort gospodarki chce, aby ustawa weszła w życie już do lutego 2015 roku, co spotkało się z niedowierzaniem branży. Przyspieszenie prac związane było z doniesieniami odnoszącymi się do ewentualnej kary dla Polski w wysokości 61 tys. EUR za każdy dzień opóźnienia. Miałaby ona zostać nałożona przez Komisję Europejską (KE) w drodze pozwu, jaki skierowała przeciwko Polsce Komisja Europejska. Finalnie ustawa została przyjęta przez Sejm 20 lutego 2015 roku. Największą zmianą wprowadzoną na ostatnim etapie prac legislacyjnych było przegłosowanie gwarantowanych cen odkupu energii wyprodukowanej w przydomowych mikroinstalacjach. 11 marca 2015 roku ustawa została podpisana przez Prezydenta. Moc zainstalowana [MW] według stanu z roku Rodzaj źródła OZE Elektrownie na biogaz Elektrownie na biomasę Elektrownie słoneczne Elektrownie wiatrowe Elektrownie wodne Łącznie Wzrost r/r b.d Wzrost r/r % b.d. 17,7% 11,9% 10,1% 18,8% 28,3% 20,6% 43,3% 24,8% 9,4% Źródło: