SPRZEDAŻ I WYNIKI FINANSOWE ELEKTROENERGETYKI W ROKU 27 A. Pierzak,, H. Mikołajuk Kazimierz Dolny, 8 maja 28
Podsumowanie z roku 27 1. Stabilizacja cen hurtowych przy wzrastających łącznych cenach energii dla jej konsumentów 2. Wzrastający poziom zysków i rentowności elektroenergetyki, większy w kogeneracji i działalności sieciowej 3. Potencjalne wzmocnienie możliwości inwestycyjnych poprzez konsolidacje 4. Duże prawdopodobieństwo wzrostu cen energii
Zakres Prezentacji 1. Poziom dostaw rynek hurtowy i detaliczny 2. Ceny energii rynek hurtowy i detaliczny 3. Jednostkowe koszty wytwarzania i dostaw energii 4. Wyniki finansowe zmiana trendów? 5. Zdolności inwestycyjne czy program działa?
Zużycie i dostawy energii 1,8 1,7 Dynamika Zużycia Krajowego Dynamika Dostaw do Odbiorców Końcowych Dynamika PKB 1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 1,1 1, 23 24 25 26 27 Produkcja w kraju: 26 r. 161,7 TWh 27 r. 159,3 TWh Zużycie krajowe: 26 r. 15,7 TWh 27 r. 153,9 TWh Dostawy do odbiorców: 26 r. 113,2 TWh 27 r. 116,8 TWh
Zapotrzebowanie krajowe miesiące GWh 23 24 25 15 26 27 14 13 12 11 25 24 23 22 21 2 19 18 17 16 MW 23 24 25 26 27 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 W początkowych miesiącach roku zużycie energii było niższe niż rok wcześniej i pomimo wzrostu zapotrzebowania w następnych miesiącach nawet powyżej 5%, łączna dynamika była mniejsza niż w roku 26. 15 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 Średniomiesięczne z dni roboczych w szczycie wieczornym Krajowe zapotrzebowanie na moc w grudniu 27 wzrosło w stosunku do grudnia 26 o 5,7% przy mocy osiągalnej elektrowni krajowych wyższej tylko o,5%.
Obroty na rynku hurtowym Sprzedaż energii Przedsiębiorstwa wytwórcze kontrakty długoterminowe Przedsiębiorstwa Obrotu Zakup energii Przedsiębiorstwa Obrotu Przedsiębiorstwa Dystrybucyjne 1) bez obrotu wewnętrznego MIE 26 142 54 118 122 133 132 34 (26%) TWh 27 138 46 113 115 139 133 31 (24%) 1) Spółki dystrybucyjne oraz dla drugiego półrocza nowopowstałe przedsiębiorstwa obrotu i operatorzy systemów dystrybucyjnych Sprzedaż wytwórców: 26: KDT 37% SD 18% PO 36% TPA 2% 27: KDT 32% SD 19% PO 4% TPA 3% dynamika % 11!! 93!! 98 84!! 96 95 15 Znacząco spadło saldo wymiany międzynarodowej: 26: 11, TWh 27: 5,3 TWh Sygnalizowane wcześniej przez operatora systemu przesyłowego zwiększenie importu energii istotnie miało miejsce w ubiegłym roku. Zbiegło się to ze zmniejszeniem kontraktów eksportowych. Przedsiębiorstwa sprzedały na eksport o ponad 3,7 TWh mniej niż rok wcześniej kupując jednocześnie ponad 1,5 TWh więcej energii za granicą. Zgodnie ze wskazaniem URE dokonanym w procesie taryfowania na rok 27, spadła ilość energii kupowanej przez spółki dystrybucyjne w ramach MIE. Jednocześnie kupiły one od PSE SA i następcy prawnego tej spółki PGE Polska Grupa Energetyczna SA ponad 3,6 TWh poza wyznaczonym obowiązkiem. Pomimo znacznego obniżenia ilości energii sprzedanej przez elektrownie w KDT, to jej jedyny odbiorca PSE/PGE, w związku ze zmniejszenie eksportu energii, mógł mieć duże trudności z ulokowaniem jej na rynku.
Energia z wysokosprawnej kogeneracji i źródeł odnawialnych Energia w kogeneracji wysokosprawnej: I półrocze: 5,6 TWh II półrocze nowy system wsparcia: 5,9 TWh (47 GWh ze źródeł gazowych) 1) Realizacja obowiązku dla energii z dużych źródeł kogeneracyjnych (tzw. energia czerwona ) na poziomie niewiele ponad 1%, przy wymaganych 16,5%. Oznacza to, że zabrakło prawie 6,5% energii (3,7 TWh), dla której przedsiębiorstwa muszą uiścić opłatę zastępczą w wysokości 17,96 zł/mwh, która łącznie daje kwotę rzędu 67 mln zł. 2)Realizacja obowiązku dla energii produkowanej przez źródła gazowe (tzw. energia żółta ) na poziomie,8% przy wymaganych w drugim półroczu 27,8%-tach tach. Opłata zastępcza wynosi 117 zł/mwhz dotyczy znacznie mniejszej ilości energii (ok.,4 TWh), to obciążenia mogą wynieść ok. 48 mln zł. Energia ze źródeł odnawialnych. W roku 27 produkcja wyniosła ok. 5,4 TWh, przy sprzedaży energii do odbiorców końcowych w kraju na poziomie 116 TWh pozwala to na realizację obowiązku na poziomie 4,65%, przy wymaganym 5,1%. Dostawcy musieli zrealizować obowiązek płacąc opłatę zastępczą (242,4 zł/mwhz MWh) lub umarzając świadectwa pochodzenia dla energii elektrycznej wyprodukowanej w innym okresie.
Energia z wysokosprawnej kogeneracji i źródeł odnawialnych wyznaczone obowiązki [%] 45 OZE Pozostałe CHP Gaz i mikro- CHP razem 35 36 37 38 38 39 39 4 4 35 32 29 3 25 2 15 1 5 19 22 26 27 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Łączne koszty zakupu i umorzenia świadectw pochodzenia na 1 MWh energii sprzedawanej odbiorcom końcowym: Przedsiebiorstwa Przedsiebiorstwa obrotu dystrybucyjne 26 27 4,16 zł/mwh 6,48 zł/mwh 6,77 zł/mwh 1,69 zł/mwh
Dostawy energii do odbiorców końcowych 15 9 75 6 45 TWh 28,9 2,8 28,8 21,5 nn-g nn-c SN WN+NN 15 9 75 6 45 TWh 99,6,8 1,1 13,2 Wytwórcy Obrót Sieciowe/ Obrót 3 34,9,,1 36,,,1 3 15 3, 2, 15,1 1,3 17,1 1,8 odbiorcy taryfowi odbiorcy TPA odbiorcy taryfowi odbiorcy TPA 15 5,1 3,3 4,4 4,2 2,4 5, odbiorcy taryfowi odbiorcy TPA odbiorcy taryfowi odbiorcy TPA 26 27 wg grup odbiorców 26 27 wg grup dostawców Łączne dostawy: 26 r. - 113,2 TWh, TPA - 12,6 TWh 27 r. - 116,8 TWh, TPA - 11,8 TWh
Hurtowe ceny energii [zł/mwh] Dynamika stawek i cen hurtowych 2 Wytwórcy 175,8 182,5 Wytwórcy - sprzedaż Dostawcy - zakup [%] 15 1 146,3 15,2 128,5 121,7 123,9 12,6 13,85 15,64 125, 133,3 131,1 1,92 98,34 118,9 127,2 16,99 14,7 137,3 97,56 Energia 5 Razem 2,,6 6,6 ee+us KDT ee poza KDT TGE RB el poza KDT ec poza KDT KDT 3,9 MIE 7,5 poza KDT 5,6 SD -poza MIE 6,3 15 128,4 129, 128,2 12,5 12, 12,7 26 27 27/26 119,3 124,5 PO 4,4 1 16,57 17,51 16,26 14,38 Przesyłanie opłata przesyłowa -12,4 5 68,5 87,62 6, 49, 83,84 41,1 w tym opłata systemowa -16,2 ee SD,OSD,PO MIE poza MIE O przesył O system ee PO Przedsiębiorstwa Dystrybucyjne i Przedsiębiorstwa Obrotu
Ceny energii dla odbiorców taryfowych zł/mwh 35 energia dystrybucja D-energia D-dystrybucja D-razem % 14 3 25 2 11 112 111 1,6 19 11,7 11,4 99,3 12,3 18 92 93 98 9 85 12 1 8 15 6 1 4 5 2 26 27 26 27 26 27 26 27 26 27 Ogółem WN SN nn-c nn-g Minimalny wzrost średnich łącznych cen Najdotkliwiej zmiany cen odczuły gospodarstwa domowe, chociaż dynamika 2,3% nie przekroczyła wskaźnika inflacji (2,5%) Dla odbiorców komercyjnych na niskim napięciu ceny łączne nie wzrosły Obniżenie opłat dystrybucyjnych głownie poprzez obniżenia stawek dystrybucyjnej z 44,21 do 35,65 zł/mwh systemowych opłaty
Ceny i koszty jednostkowe dostarczania Dystrybucja - korzystna dla dystrybutorów różnica pomiędzy poziomem kosztów a jednostkowymi przychodami osiąganymi na 1 MWh energii dostarczanej odbiorcom. Pomimo spadku obu tych wielkości w ostatnim roku różnica została utrzymana. 155 145 135 125 115 energii [zł/mwh] Ceny energii SD Koszt energii w SD Opłaty dystrybucyjne Koszty przesyłania Szacunki własne (dla energii dostarczanej odbiorcom końcowym) 17,6% 9,8% 7,8% 7,3% Energia elektryczna od roku 24 niewielkie różnice pomiędzy kosztami (sumą zakupu i kosztów własnych), w roku 27 radykalna zmiana sytuacji.: wzrost cen na rynku hurtowym oraz obciążeń wynikające z systemów wsparcia. Dynamika cen dla odbiorców końcowych dopuszczona w taryfach nie pokryła wzrostu kosztów zakupu energii. 15 14 12 1 8 6 4 2 23 24 25 26 27 zakup energii Obrót 23 24 25 26 27 koszty własne obrotu opłaty przesyłow e różnice bilansowe Dystrybucja koszty własne dystrybucji
Ceny i koszty jednostkowe wytwarzania energii [zł/mwh] Wzrost kosztów: niewielka dynamika zużycia energii elektrycznej, oraz obniżenie produkcji energii przez krajowych wytwórców związane z malejącym saldem wymiany energii z zagranicą koszty stałe, wzrost cen paliw dla elektroenergetyki (wzrost kosztów na produkcję 1MWh energii w granicach 4 5% dla węgla kamiennego i brunatnego) koszty zmienne wzrost kosztów finansowych 15 145 14 135 75 6 ceny koszty 23 24 25 26 27 paliwo produkcyjne koszty stałe koszty sprzedaży pozostałe koszty zmienne koszty finansowe koszty zarządu i pozostałe 2,6% 3,2% 4,7% (15%) Wzrost cen: dodatkowe przychody podsektora wytwórczego ze sprzedaży świadectw pochodzenia dla energii odnawialnej i z kogeneracji, 45 3 15 23 24 25 26 27 2,5% 21,8%
Wyniki finansowe brutto na działalności minimalny wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej i usług dystrybucyjnych odbiorcom (< 1%) obniżenie przychodów ze sprzedaży eksportowej (>3%) obniżenie zysków w podsektorach sieciowych zmniejszone stawki systemowe opłaty przesyłowej i dystrybucyjnej przy wzroście cen energii (m.in.. różnica bilansowa) wzrost zysków w przedsiębiorstwach wytwórczych wzrost cen, dodatkowe przychody ze świadectw pochodzenia dla OZE i CHP energetycznej [mln zł, ceny 7] 6 5 4 3 2 1-1 Elektrow nie Elektrociepłow nie Przesył Dystrybucja I,II '7 Obrót SD Obrót 3884 3616 96 1367 2828 688 77 496 868 474 779 426 1132 1132 1135 1649 179 737 882 1589 156 Dodatni (chociaż mały) wynik w nowych PO i straty u OSD pomimo wskazanych wyżej relacji przychodów i kosztów jednostkowych - większość energii sprzedawana jest przez przedsiębiorstwa obrotu w ramach umów kompleksowych,. w drugim półroczu 27 przedsiębiorstwa obrotu zapłaciły OSD 6,43 mld zł uzyskując jednocześnie od odbiorców 6,62 mld zł opłat dystrybucyjnych. OSD Sektor 1544 5624 1186 23 24 25 26 27 4888 15-66
Rentowność działalności energetycznej 14 12 1 8 6 4 2-2 [%] 25 26 27 Elektrownie Elektrociepłownie Przesył Dystrybucja I,II '7 Obrót SD OSD Podsektor Obrotu Stała tendencja wzrostowa grupy elektrociepłowni: najwięcej przedsiębiorstw sprywatyzowanych elektrociepłownie gazowe sprzedające w ramach KDT po wyższych cenach Wysoka rentowność dystrybucji w I półroczu: sposób rejestrowania sprzedaży i przychodów ze sprzedaży przed restrukturyzacją - prognozy sprzedaży na okres po 3 czerwca zostały zaliczone do przychodów spółek a jednocześnie nie wszystkie pozycje kosztów, w szczególności koszty energii kupowanej na pokrycie różnicy bilansowej były uwzględnione w wynikach pierwszego półrocza: Zużycie energii Dostawy energii wg SD I półrocze II półrocze 74,8 TWh 78,3 TWh 59 TWh 57 TWh
W Polsce należy przez kilka najbliższych lat budować średnio ok. 1 MW mocy rocznie (szacunki ekspertów). Według prognoz sporządzanych w roku ubiegłym przez ARE są to wprawdzie ilości niższe - do roku 22 średniorocznie w granicach 45 MW 65 MW, jednak i przy tych niższych mocach nakłady inwestycyjne na budowę nowych i modernizację istniejących mocy wy-twórczych wynikające z takich potrzeb to 5-7 mld zł 7 rocznie. Przy obecnym poziomie zysków elektroenergetyki trudno będzie o uzyskanie finansowania dla tak potężnych programów inwestycyjnych, które w obliczu powyższych potrzeb zaczynają się pojawiać. Charakterystyki ekonomiczne elektroenergetyki 1) PGE Tauron G1 G2 EL i EC Prywatne EC pozostałe Razem Nadwyżka finansowa 2 6 4 92 1 195 754 642 1 614 33 9 139 mln zł 2 7 4 316 99 1 37 649 1 767 29 9 58 dynami ka 173,2 11,1 19,5 Rok 27 nie poprawił zdolności inwestycyjnych skonsolidowanych grup. Wpłynął na to, przede wszystkim spadek zysków w przedsiębiorstwach sieciowych wchodzących w skład nowo utworzonych struktur. % 88,1 82,9 87,7 99,1 Zadłużenie długoterminowe 2 6 6 685 1 197 429 36 2 22 1 568 mln zł 2 7 7 753 1 469 189 68 2 597 86 12 163 dynam ika % 116, 122,6 44,1 187,7 117, - 115,1 Nakłady inwestycyjne 2 6 1 53 1 15 447 67 567 13 4 151 mln zł 2 7 2 298 1 691 428 632 897 18 5 964 1) Obejmują przedsiębiorstwa wytwórcze, dystrybucyjne, PSE SA i PGE Polska Grupa Energetyczna SA dla roku 27. Nie uwzględniono PSE-OPERATOR SA oraz sprywatyzowanych spółek dystrybucyjnych. dynami ka % 152,9 166,5 95,8 14,2 158,2 144, 143,7
Hurtowe ceny energii w I kwartale 28 roku [zł/mwh] IV kwartał 27 235, 2 15 1 178,7 I kw artał 28 193,9 Dynamika 134,9 128,7 125,6 18,5 14,8 141,1 112,3 131,1 179,3 136, 171,5 126,1 143,7 158,4 11,3 5 KDT OSD PO Giełda Rynek bilansujący Razem Cena wskaźnikowa istotna dla procesu kształtowania taryf określona jako przewidywana na 28 r. średnia cena sprzedaży energii elektrycznej przez wytwórców systemowych w kontraktach dwustronnych ogłaszana przez Prezesa URE uległa od grudnia 27 roku dwukrotnej zmianie: 138 zł, następnie 142 zł, a obecnie (od 23 kwietnia) 147zł/MWh W I kwartale cena energii sprzedawanej przez tych wytwórców wyniosła w sprzedaży do przedsiębiorstw obrotu energią 143,85zł/MWh
Podsumowanie 1. Stabilizacja cen hurtowych zakończona - następują dalsze wzrosty 2. Niewielki wzrost łącznych cenach energii dla jej konsumentów przy dużym wzroście cen towaru i spadku opłat dystrybucyjnych 3. Załamanie wzrostowego trendu zysku sektora na skutek spadku wyniku przedsiębiorstw sieciowych. 4. Poprawa wyniku finansowego wytwórców energii 5. Stały wzrost rentowności elektrociepłowni - działania proefektywnościowe (prywatyzacja) 6. Na efekty Programu dla elektroenergetyki trzeba jeszcze poczekać - wzmocnienie możliwości inwestycyjnych poprzez konsolidację na razie się nie ujawniło
Dziękujemy za uwagę http://www.are.waw.pl