S Y T U A C J A POLSKICH PRZEMYSŁOWYCHODBIORCÓW ENERGII ELEKTRYCZNEJ.

S Y T U A C J A POLSKICH PRZEMYSŁOWYCHODBIORCÓW ENERGII ELEKTRYCZNEJ. Nowy Sącz 16.09.2010 r.

STRUKTURA KOSZTÓW ENERGII ELEKTRYCZNEJ - duży odbiorca przemysłowy.

HISTORYCZNE KOSZTY ENERGII ELEKTRYCZNEJ ODBIORCY PRZEMYSŁOWEGO. Składniki kosztów energii elektrycznej lata 2000 do 2009 [mln. zł] 3,50 11,20 11,67 2,46 5,96 11,67 8,57 11,41 1,86 2,67 3,81 1,85 2,01 10,86 10,71 10,51 2,39 4,75 11,67 90,00 64,06 60,49 58,49 57,31 52,88 49,38 49,94 54,41 67,55 9,18 20,15 17,42 8,62 7,74 8,76 9,52 10,29 10,56 8,04 6,90 13,30 2000 r. 2001 r. 2002 r. 2003 r. 2004 r. 2005 r. 2006 r. 2007 r. 2008 r. 2009 r. PRZESYŁ KDT CZARNA AKCYZA KOGENERACJA ZIELONA

KOSZTY ENERGII ELEKTRYCZNEJ - wpływ na konkurencyjność polskich producentów w UE.

56 52,9 51 46 45,0 41 CENY KONTRAKTOWE ENERGII ELEKTRYCZNEJ Polska, Niemcy, 2010 r. Dynamika zmian cen energii "czarnej" na 2010 r (pasmo) na rynkach: polskim i niemieckim. 54,0 53,0 51,0 51,5 50,5 50,0 50,5 49,5 49,0 49,5 49,0 48,9 47,3 48,0 47,0 46,1 45,7 46,5 45,8 45,5 44,8 44,5 44,8 46,0 45,5 46,0 44,9 44,1 44,0 45,0 45,4 45,5 45,5 45,6 44,4 44,6 45,0 44,1 44,1 44,0 44,0 44,5 44,3 43,3 42,9 43,0 42,7 42,5 42,5 56,0 49,0 47,0 50,0 47,8 12.05.2010 01.07.2009 15.07.2009 29.07.2009 12.08.2009 26.08.2009 30.09.2009 07.10.2009 21.10.2009 28.10.2009 04.11.2009 02.12.2009 09.12.2009 18.12.2009 23.12.2009 30.12.2009 07.01.2010 20.01.2010 04.02.2010 17.02.2010 03.03.2010 17.03.2010 30.03.2010 16.04.2010 28.04.2010 Polska 2010 r Niemcy 2010 r Euro/MWh 10.04.2009 23.04.2009 03.06.2009

KOSZT JEDNOSTKOWY OPODATEKOWANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE. 80 Opodatkowanie energii elektrycznej w Polsce w [zł/mwh] 70 60 50 40 30 20 10 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Akcyza VAT w przesyle VAT w "czarnej" VAT w żółtej VAT w czerwonej VAT w zielonej VAT w akcyzie VAT w zł/mwh Akcyza w zł/mwh Podatki w zł/mwh Wartość mld zł/rok ROK przesył czarna żółta czerwona zielona w akcyzie RAZEM czarna VAT + akcyza VAT + akcyza 1 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 2005 3,91 20,64 0 0,66 1,12 4,4 30,74 20 50,74 6,85 2006 4,25 20,64 0 0,71 1,53 4,4 31,53 20 51,53 6,96 2007 4,44 25,87 0,21 0,64 1,66 4,4 37,21 20 57,21 7,72 2008 6,42 28,49 0,69 0,75 3,83 4,4 44,58 20 64,58 8,72 2009 8,8 39,16 0,82 0,91 4,96 0,73 55,37 20 75,37 10,17 2010 9,24 40,7 0,88 1,09 6,07 0 57,98 20 77,98 10,53

Źródło: CE Direktorate de General Taxation Excise dutu tables january 2009 r PODATEK AKCYZOWY OD ENERGII ELEKTRYCZNEJ stawki i stosowanie w krajach UE. Kraj Przemysł /MWh VAT % Odb. nieprzem. stawka /MWh VAT % Kraj Przemysł Stawka /MWh VAT % Odb. nieprzem. Stawka /MWh VAT % Dania DK 91,82 25-82,84 25 Słowenia SI 0,50 20 1,00 20 Szwecja SE 28,99 25 28,99 25 0-10 MWh 108,50 19 * 108,50 19 Austria Niemcy AT DE * 15,00 12,30 20 19 * 15,00 20,54 20 19 Holandia NL 10-50 MWh 50-10 000 MWh 39,80 10,60 19 19 ** *** 39,80 10,60 19 19 Polska PL 5,91 22 5,91 22 > 10 000 MWh 0,50 19 **** 1,00 19 Rumunia RO * 0,42 19 * 0,84 19 Estonia Włochy EE IT 3,20 3,10 18 20 3,20 4,70 18 Luksemburg 20 LU > 25 000 kwh Metal. elektroliza, chemia 0,50 0,10 6 <25000 6 1,00 6 Finlandia Czechy FI CZ 2,63 1,15 22 19 8,83 1,15 22 19 Belgia BE > 1 kv 1 kv 0,00 1,91 21 21-1,91 21 Węgry HU 1,04 20 1,04 20 energochłonny 0,00 21 Malta MT * 0,84 18 * 0,84 18 Grecja EL * 0,00 9 * 0,00 9 Łotwa LV 0,78 21 0,78 21 Francja FR * 0,00 19,6 * 0,00 19,6 Bułgaria BG 0,72 20 0,72 20 Cypr CY 0,00 15 * 0,00 15 Słowacja SK * 0,66 19 ** - 19 Litwa LT 0,00 19 0,00 19 Irlandia IE 0,50 13,5 1,00 13,5 W. Brytania UK 0,00 15 0,00 15 Hiszpania ES 0,50 16 1,00 16 Portugalia PT - 5-5

PODATEK AKCYZOWY OD ENERGII ELEKTRYCZNEJ obniżki w krajach UE. KRAJ Podatek Akcyzowy Preferencje ograniczające koszt PROCESY ENERGOCHŁONNE Wyłączenie z opodatkowania lub zwrot akcyzy Czechy obowiązuje Wielka Brytania obowiązuje Węgry obowiązuje Niemcy obowiązuje Belgia obowiązuje Austria obowiązuje Słowacja obowiązuje Litwa obowiązuje Łotwa obowiązuje - - Estonia obowiązuje Hiszpania obowiązuje - Portugalia - - - Grecja - - - Włochy obowiązuje Luksemburg obowiązuje - Szwecja obowiązuje Bułgaria obowiązuje Rumunia obowiązuje Slovenia obowiązuje Francja obowiązuje Holandia obowiązuje Finlandia obowiązuje Irlandia obowiązuje Źródło: DLA Piper

SYSTEM ZIELONYCH CERTYFIKATÓW charakterystyka i koszty. Koszty jednostkowe energii odnawialnej w POLSCE do 2030 r. cenę praw majątkowych kształtuje indeksowana opłata zastępcza; obowiązek dotyczy przedsiębiorstw obrotu a koszty ponoszą odbiorcy; nie różnicuje przychodów z produkcji w kolejnych latach pracy OZE; nie różnicuje źródeł z uwagi na datę ich budowy i technologie produkcji; ustalone w RMG % są ciągle korygowane i jednakowe dla wszystkich odbiorców. 86,5 93,2 100,3 115,7 107,8 124,0 74,0 80,1 62,9 68,3 7,0 12,5 17,5 22,5 27,8 28,8 29,8 32,3 rok 35,0 37,8 2009 40,8 43,9 2010 48,3 52,9 2011 57,7 2012 Produkcja 2013 TWh Zapotrzebowanie 258,89 267,95 Różnica 1,6 1,1 2014 OZE 2015 2008 6,5 8,3 2016 2009 8,6 9,7 2017 % 8,7 10,4 10,4 10,4 10,9 11,4 11,9 12,4 12,9 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 odnawialna [zł/mwh]

SYSTEM CZERWONYCH I ŻÓŁTYCH CERTYFIKATÓW charakterystyka i koszty. Średni koszt jednostkowy energii z kogeneracji w POLSCE do 2030 r. koszt ponoszony przez odbiorców zależy od poziomu cen energii czarnej! cenę praw majątkowych kształtuje ustalana przez Prezesa URE opłata zastępcza; określone w RMG % są jednakowe dla wszystkich odbiorców. 28,1 29,7 32,7 31,4 32,0 33,5 34,3 34,4 35,3 36,0 36,8 37,1 38,0 38,8 23,0 24,9 26,4 21,1 3,3 3,2 6,2 12,6 15,3 16,9 13,9 Źródła metanowe Do 1 MW i gazowe Pozostałe rok % % % 128,80/ 19,32-2009 - 2,9 20,6 128,80/ 23,32 58,50 2010 1,4 3,1 21,3 2011 1,6 3,3 22,2 2012 1,6 3,5 23,2 TWh 2008 KOGENERACJA Produkcja 25 Zapotrzebowanie 25,6 Różnica - duże źródławęglowe 0,3 źródła małe i gazowe 0,3 2009 24,8 26,3 1,6 1,2 0,4 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 czerwona + żółta [zł/mwh]

POLITYKA ENERGETYCZNA I PODATKOWA - wpływ na utratę konkurencyjność polskiego przemysłu.

ZAKŁAD ENERGOCHŁONNY W UE zwolnienia i ograniczenia opodatkowania En. El. Dyrektywa Rady 2003/96/WE z dnia 27.10 2003 r.w sprawie restrukturyzacji wspólnotowych przepisów ramowych dotyczących opodatkowania produktów energetycznych i energii elektrycznej. Definicja Zakładu Energochłonnego (Art.17 pkt.1a) Zakład energochłonny oznacza jednostkę gospodarczą, w której: - koszty nabycia produktów energetycznych i energii elektrycznej wynoszą przynajmniej 3% wartości produkcji lub - krajowy należny podatek energetyczny wynosi przynajmniej 0,5% wartości dodanej brutto. Dopuszczalne zwolnienia, ograniczenia i obniżenia opodatkowania energii Art. 2 pkt. 4 Art. 6 Art.17 pkt. 2 Dyrektywa nie ma zastosowania do energii elektrycznej wykorzystywanej do celów redukcji chemicznej oraz w procesach elektrolitycznych i metalurgicznych. Państwa członkowskie mogą przyznać zwolnienia lub obniżki w poziomach opodatkowania bezpośrednio, poprzez zróżnicowaną stawkę albo poprzez refundowanie opodatkowania. Państwa członkowskie mogą stosować obniżki podatku dotyczącego energii elektrycznej dla zakładów energochłonnych.

ROZWIĄZANIA Z KTÓRYCH MOGĄ KORZYSTĆ PRODUCENCI NIEMIECCY. akcyza czerwona zielona czarna przejściowa przesył Podatek akcyzowy - stawka podstawowa dla odbiorców indywidualnych wynosi 20,50 /MWh; - stawka podstawowa dla odbiorców przemysłowych wynosi 12,3 /MWh; - przemysł energochłonny: 3% podstawowej stawki podatkowej tj. 0,62 /MWh (obniżki w efekcie stosowania dyrektywy 2003/96/WE). Koszty wspierania produkcji EE w kogeneracji przenoszone są na odbiorców energii poprzez taryfy stałe dystrybutorów. Ich wysokość zależy od rocznego zużycia. Powyżej 0,1 GWh/rok!!! opłata jest ograniczana do 0,25 /MWh. Koszty wspierania produkcji EE w OZE przenoszone są na odbiorców energii poprzez taryfy stałe. Ich wysokość zależy od rocznego zużycia (w 2008 17% po 117 /MWh). Dla odbiorców których koszt EE >15% wartości dodanej brutto (GVA) - zmniejszenie opłaty dodatkowej z 9,4 do 0,5 /MWh. Odbiorców dla których koszt EE > 20% GVA oraz o rocznej konsumpcji > 100 GWh - brak obowiązku. Wartość dodana brutto (GVA) = przychody netto ze sprzedaży (zużyte surowce + materiały + paliwa + energia + usługi obce + koszty podróży służbowych + inne koszty) Odbiorcy których całkowity czas użytkowania mocy szczytowej > 7500 h/rok mają kalkulowane indywidualne stawki sieciowe - redukcja opłat o 40 50 %. Władze lokalne, zwalniają przedsiębiorstwa dystrybucyjne z opłat koncesyjnych za użytkowanie ziemi pod dystrybucję elektryczności w zakresie dostaw EE poniżej średniej ceny - tj. dla przemysłów energochłonnych.

EFEKTY STOSOWANIA ROZWIAZAŃ SYSTEMOWYCH W NIEMCZECH. Udział poszczególnych składników kosztowych w cenie EE w Niemczech komunalni 3,52% 40,22% 33,00% 11,00% 10,00% 0,80% 1,51% czarna przesył i dystrybucja koszty obrotu wsparcie OZE wsparcie kogeneracji podatek od energii opłaty koncesyjne 191 /MWh 3% tj. 2,31 Przemysł energochłonny 1,9% tj. 1,46 3,00% 0,00% 0,60%0,30%1,00% 90,70% 4,50% 77 /MWh

KOSZTY POLITYKI ENERGETYCZNEJ POLSKA I NIEMCY. podatek od energii wsparcie kogeneracji POLSKA 7,41% 2,61% 8,33% 3,00% N I E M C Y 1,00% 0,30% 0,60% 14,99% wsparcie OZE 95,20% przesył i dystrybucja 66,67% czarna

POLITYKI ENERGETYCZNE A KOSZTY ENERGII porównanie Polska Niemcy, 2010-2012. Porównanie kosztów energii elektrycznej w Polsce i w Niemczech lata 2010 do 2012 (1 Euro = 3,85 zł). Euro/MWh 90 80 2010 r 2011 r 2012 r 12,25 70 11,18 11,71 60 50 40 15,06 2,31 1,46 15,58 2,31 1,46 16,10 2,31 1,46 30 20 46,3 42,5 47,7 51,5 52,3 56,0 10 0 Polska Niemcy Polska Niemcy Polska Niemcy czarna akcyza + kolory przesył Pomimo wyższych cen energii elektrycznej czarnej energochłonny odbiorca przemysłowy w Niemczech poniesie niższe koszty energii elektrycznej: o 26,29 EUR/MWh, w roku 2010, o 20,67 EUR/MWh w roku 2011 i o 23,32 EUR/MWh w roku 2012.

UE - PRYMAT POLITYKI NAD GOSPODARKĄ - ochrona klimatu i ETS.

ZRÓŻNICOWANE TRAKTOWANIE PRZEZ KOMISJĘ EUROPEJSKĄ KRAJÓW UE. -8 15,7-13,0-8 0,7-7,5 Austria Belgia -8 14,5 0,0-8 -8-1,8-0,8-21,0 0,0 Dania -8 23,9 25,0-8 47,9 15,0-8 22,7 13,0-8 1,6-6,0-10 -14-16 -15-16 -16-20 -20-20 Finlandia Francja Grecja -4 Hiszpania Holandia Irlandia -8-8 48,2 45,9 0,0-8 0,0 41,0 27,0 20-8 17 12,3 15 14 13-8 -6,5 11 9 19-8 -8-3,6-8 -8-8 -8-8 -8-6 -8 10 0,3-17,5 4,0-14,1-8 -25,1-50,0-60,1-55,8-30,3-0,8-31,6-32,0-28,0-21,0 1-12,5-8,0-8,0-8,0-8,0 5-8,0-8,0 4-6,0-6,0-8 -8 Luksemburg Niemcy Portugalia -14 Szwecja -17 Wielka Brytania Włochy Cypr -13-16 -5 Czechy* Estonia* Litwa* Łotwa* Malta Słowacja* Słowenia* Polska* Węgry* Bułgaria Rumunia Redukcja w 2004 r w% Przydział - 2008-2012 Redukcja 2012/1990 w% Redukcja do 2020 r Hiszpania i Portugalia pomimo niewykonania zobowiązania nałożonego protokołem z Kioto otrzymały możliwość dalszego zwiększania emisji a nowe kraje UE w tym Polska, które zobowiązania wykonały z dużą rezerwą ZMUSZONE SĄ REDUKCJE EMISJI KONTYNUOWAĆ.

PRZYDZIAŁ UPRAWNIEŃ DO EMISJI CO 2. 2008-2012 2013 r Sektor średnioroczny instal. dodatkowe Aukcjoning Bezpłatne 1. Elektrownie zawodowe 110 791 200 2 760 000 113 551 200 2. Elektrociepł. zawodowe 25 391 008 0 15 234 605 10 156 403 SUMA 136 182 208 2 760 000 3. Ciepłownie zawodowe 9 586 386 0 1 917 277 7 669 109 4. Przemysł rafineryjny 8 058 808 1 080 056 9 138 864 5. Przemysł koksowniczy 2 909 000 0 2 909 000 6. Hutnictwo żelaza i stali 11 007 651 1 850 254 12 857 905 7. Przemysł wapienniczy 1 809 981 0 1 809 981 8. Przemysł cementowy 10 849 456 0 10 849 456 9. Przemysł szklarski 1 854 935 362 752 2 217 687 10. Przemysł ceramiczny 713 064 0 713 064 11. Przemysł papierniczy 1 492 088 0 1 492 088 12. Przemysł cukrowniczy 1 349 992 126 623 1 476 615 13. Przemysł chemiczny 4 913 857 0 4 913 857 14. Materiały drewnopoch. 1 071 555 449 122 1 520 677 15. Elektroc. Przemysł. 6 004 445 0 1 200 889 4 803 556 16. Przemysł pozostały 3 161 814 1 006 093 833 581 3 334 326 SUMA 64 783 032 4 874 900

OCHRONA KLIMATU ŚRODKI, CELE, SKUTKI. PAKIET KLIMATYCZNY 1. Wspólnotowy system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych!!! 2. Usuwanie i składowania CO 2 (Carbon Capture and Storage - CCS) 3. Promocja odnawialnych źródeł energii (Renewable Energy Sources - RES). CELE POLITYKI KLIMATYCZNO ENERGETYCZNEJ: redukcja emisji gazów cieplarnianych o 20% do roku 2020 w stosunku do 1990 r dla całej WE; redukcja emisji gazów cieplarnianych o 10% do roku 2020 w stosunku do 2005 r dla instalacji non ETS; 20% udział energii odnawialnej w całkowitym bilansie energii w roku 2020 w tym obowiązkowy 10% udział biopaliw w transporcie (Polska może zwiększyć emisje z instalacji non ETS o 14% do 2020 r) ; poprawa efektywności energetycznej do roku 2020 o 20% w stosunku do roku 2005; opanowanie technologii czystego węgla (CCS). W POLSKICH WARUNKACH REALIZACJA POLITYKI KLIMATYCZNEJ OZNACZA: GWAŁTOWNY WZROST KOSZTÓW ENERGII W ENERGETYCE SYSTEMOWEJ; WYPROWADZENIE ZNACZNYCH ŚRODKÓW FINASOWYCH Z PRZEMYSŁU.

EMISYJNOŚĆ ENERGETYK PAŃSTW CZŁONKOWSKICH UE [ton CO 2 /MWh]. Niemcy 0,54 Luxemburg 0,34 Estonia 0,95 Holandia 0,53 Belgia 0,24 Polska 0,94 W. Brytania 0,52 Słowacja 0,24 Bułgaria 0,76 Portugalia 0,51 Austria 0,22 Grecja 0,74 Słowenia 0,51 Czechy 0,62 Rumunia 0,49 Włochy 0,45 Łotwa 0,14 Litwa 0,07 Irlandia 0,59 Francja 0,07 Dania 0,59 Hiszpania 0,42 Szwecja 0,02 Malta 0,55 Węgry 0,41 EU-27-0,410 Cypr 0,55 Finlandia 0,34 w benchmarkach - 0,465

ETS - KALENDARIUM. 1. Do dnia 30 kwietnia 2010 r państwa członkowskie przekazują KE dane dotyczące instalacji objętych ETS-em od 2013 r (ważne dla ustalenia całkowitej liczby uprawnień do emisji CO 2 w UE). 2. Do dnia 30 czerwca 2010 r. Komisja publikuje bezwzględną liczbę uprawnień w całej Wspólnocie na rok 2013, obliczoną w oparciu o całkowite liczby uprawnień wydanych lub które mają być wydane przez państwa członkowskie zgodnie z decyzjami Komisji dotyczącymi ich krajowych planów rozdziału uprawnień na lata 2008 2012. 3. Do dnia 30 czerwca 2010 r. Komisja przyjmuje rozporządzenie w sprawie harmonogramu, kwestii administracyjnych oraz pozostałych aspektów funkcjonowania aukcji CO 2. 4. Do dnia 30 czerwca 2010 r. Komisja przedkłada Parlamentowi Europejskiemu i Radzie sprawozdanie analityczne oceniające sytuację energochłonnych sektorów lub podsektorów, które zostały uznane za narażone na znaczące ryzyko ucieczki emisji. 5. Do dnia 30 września 2010 r KE publikuje liczbę uprawnień dla instalacji funkcjonujących w systemie w latach 2008-2012 i dla instalacji które znajdą się w systemie w 2013 r., oraz wszelkich bezpłatnych uprawnień przydzielonych na jego terytorium. 6. Do dnia 31 grudnia 2010 r. Komisja ustala i publikuje szacunkową liczbę uprawnień, które mają być sprzedane na aukcji. 7. Do dnia 31 grudnia 2010 r. Komisja przyjmuje w pełni zharmonizowane w całej Wspólnocie przepisy wykonawcze dotyczące przydziału darmowych uprawnień do emisji CO 2. 8. Do dnia 30 września 2011 r KE publikuje wykaz instalacji na jego terytorium objętych ETS-em, oraz wszelkich bezpłatnych uprawnień przydzielonych na jego terytorium.

WARUNKI PRZYZNAWANIA DARMOWYCH UPRAWNIEŃ ELEKTROWNIOM. Artykuł 10c dyrektywy 2009/29/WE Możliwość przejściowego przydziału bezpłatnych uprawnień na modernizację wytwarzania energii elektrycznej. W drodze odstępstwa od art. 10a ust. 1 5, państwa członkowskie mogą przydzielić przejściowo bezpłatne uprawnienia instalacjom wytwarzającym energię elektryczną, które funkcjonowały przed dniem 31 grudnia 2008 r. lub instalacjom wytwarzającym energię elektryczną, w przypadku których proces inwestycyjny faktycznie wszczęto do tego dnia, pod warunkiem że spełniony jest jeden z następujących warunków: a) w roku 2007 krajowa sieć energii elektrycznej nie była pośrednio lub bezpośrednio połączona z siecią systemu połączeń wzajemnych, którą zarządza Unia ds. Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej w Europie (UCTE); b) w roku 2007 krajowa sieć energii elektrycznej była jedynie bezpośrednio lub pośrednio połączona z siecią zarządzaną przez Unię ds. Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej w Europie (UCTE) poprzez jedną linię o mocy przesyłowej mniejszej niż 400 MW; lub c) w roku 2006 ponad 30 % energii elektrycznej było wytwarzane z paliwa kopalnego jednego rodzaju, a PKB na mieszkańca w cenach rynkowych nie przekroczył 50 %średniego PKB na mieszkańca w cenach rynkowych we Wspólnocie.

ZASADY PRZYZNAWANIA DARMOWYCH UPRAWNIEŃ DO EMISJI CO 2 ELEKTROWNIOM. Bezpłatne uprawnienia mogą być przydzielane przejściowo instalacjom wytwarzającym energię elektryczną które funkcjonowały przed 31 grudnia 2008 r. lub tym dla których proces inwestycyjny faktycznie wszczęto do tego dnia. WARUNKI UZYSKANIA BEZPŁATNEGO PRZYDZIAŁU to: 1. Złożenie do Komisji do 30 września 2011 r. WNIOSKU zawierającego metodologię proponowanego przydziału uprawnień oraz poszczególne ich przydziały. 2. Wniosek musi zawierać krajowy plan inwestycji w infrastrukturę oraz czyste technologie mający na celu dywersyfikację struktury wytwarzania i źródeł dostaw na wielkość odpowiadającą wartości rynkowej przydzielonych bezpłatnych uprawnień. 3. Komisja oceniająca wniosek może go odrzucić w całości lub części w okresie sześciu miesięcy!!!. Państwo członkowskie co roku przedkłada Komisji sprawozdanie dotyczące w/w inwestycji. DEROGACJE gwarantują polskim energetyce uruchomienie środków na inwestycje o wartości rynkowej darmowych uprawnień do emisji przyznanych polskim elektrowniom (50 mld zł do 2027 r przy cenie 39 /1 tonę CO 2 ); nie spowodują złagodzenia kosztów ponoszonych przez polski przemysł w efekcie wzrostu cen energii elektrycznej (emisje pośrednie); mogą uniemożliwić uzyskanie rekompensat z tytułu emisji pośrednich energochłonnym branżom polskiego przemysłu np. w formie darmowych ich przydziałów.

KOSZT POŚREDNI GENEROWANY PRZEZ ETS DLA POLSKIEGO ODBIORCY/PRZEMYSŁU. koszt [mln zł] BEZ DEROGACJI [zł/mwh] 20 000 140 18 000 16 000 14 000 18 015 17 702 133 131 17 393 129 17 091 16 793 16 501 16 214 15 932 15 932 15 932 15 932 15 932 15 932 15 932 15 932 135 130 12 000 10 000 127 124 125 8 000 6 000 4 000 2 000 4 003 3 934 3 865 3 798 3 732 122 120 118 118 118 118 118 118 118 3 603 118 3 667 3 540 3 540 3 540 3 540 3 540 3 540 3 540 3 540 120 115 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 110 Roczny koszt ETS-u (elektrownie systemowe) Koszt dla przemysłu Wzrost jednostkowej ceny EE Łączny wzrost kosztów energii elektrycznej dla polskiego przemysłu w efekcie zakupu przez polską energetykę uprawnień do emisji CO 2 w latach 2013 do 2027 to 55 mld zł. W tym czasie wszyscy polscy odbiorcy zapłacą łącznie 250 mld zł.

KOSZT POŚREDNI GENEROWANY PRZEZ ETS DLA POLSKIEGO ODBIORCY/PRZEMYSŁU. koszt [mln zł] 18 000 Z DEROGACJAMI [zł/mwh] 16 000 14 593 15 932 15 932 15 932 15 932 15 932 15 932 15 932 15 932 130 14 000 12 000 10 000 8 000 7 081 8 697 13 201 11 755 98 10 255 87 76 108 118 118 118 118 118 118 118 118 110 90 6 000 5 404 64 70 4 000 2 000 0 52 3 243 3 540 3 540 3 540 3 540 2 612 40 1 933 3 540 3 540 3 540 3 540 2 934 2 279 1 201 1 573 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 50 30 Roczny koszt ETS-u (elektrownie systemowe) Koszt dla przemysłu Wzrost jednostkowej ceny EE Łączny wzrost kosztów energii elektrycznej dla polskiego przemysłu w efekcie zakupu przez polską energetykę uprawnień do emisji CO 2 w latach 2013 do 2027 to 44 mld zł. W tym czasie wszyscy polscy odbiorcy zapłacą łącznie 198 mld zł.

KRAJOWY PLAN INWESTYCJI W INFRASTRUKTURĘ ENERGETYCZNĄ. Artykuł 10c dyrektywy 2009/29/WE Dane państwo członkowskie przedkłada Komisji krajowy plan przewidujący inwestycje w zakresie modernizacji i poprawy infrastruktury oraz czystych technologii. Plan ten przewiduje również dywersyfikację struktury energetycznej i źródeł dostaw na wielkość odpowiadającą w możliwym zakresie wartości rynkowej bezpłatnych uprawnień przydzielonych w odniesieniu do zamierzonych inwestycji, przy jednoczesnym uwzględnieniu potrzeby jak największego ograniczenia bezpośrednio z tym związanych podwyżek cen. 5. Każde państwo członkowskie zamierzające przydzielić uprawnienia na podstawie niniejszego artykułu przedkłada Komisji do dnia 30 września 2011 r. wniosek zawierający metodologię proponowanego przydziału uprawnień oraz poszczególne ich przydziały. Wniosek ten zawiera: a) dowód, że państwo członkowskie spełnia przynajmniej jeden z warunków określonych w ust. 1; b) wykaz instalacji, które ten wniosek obejmuje oraz liczbę uprawnień, które mają być przydzielone każdej instalacji zgodnie w ust. 3 oraz wytycznymi Komisji; c) krajowy plan, o którym mowa w ust. 1 akapit drugi; d) przepisy dotyczące monitorowania i egzekucji w odniesieniu do zamierzonych inwestycji przewidzianych w krajowym planie; e) informacje wykazujące, że przydziały uprawnień nie stwarzają nieuzasadnionych zakłóceń konkurencji. 6. Komisja ocenia wniosek uwzględniając elementy określone w ust. 5 i może odrzucić wniosek lub dowolny jego element w okresie sześciu miesięcy po otrzymaniu odpowiednich informacji.

ZASADY PRZYZNAWANIA DARMOWYCH UPRAWNIEŃ POZA ENERGETYKĄ. W roku 2013 liczba bezpłatnych uprawnień nie może przekroczyć 80% liczby wszystkich uprawnień przydzielonych w UE. Następnie liczba bezpłatnych uprawnień jest corocznie zmniejszana do poziomu 30% w roku 2020 i do 0% w roku 2027. Bezpłatne uprawnienia przydziela się: sieciom ciepłowniczym, jak również kogeneracji o wysokiej sprawności; instalacjom innym niż: służące do wychwytywania CO 2, transportu CO 2, składowania CO 2 oraz wytwarzania energii elektrycznej; 5% liczby uprawnień w całej Wspólnocie dla okresu 2013 2020, jest rezerwowanych dla nowych instalacji jako maksymalna liczba uprawnień, która może być im przydzielona. Państwa członkowskie mogą również przyjąć środki finansowe na rzecz sektorów lub podsektorów, które uznaje się za narażone na znaczące ryzyko ucieczki emisji z powodu przenoszenia kosztów związanych z emisją gazów cieplarnianych w ceny energii, w celu kompensacji tych kosztów i w przypadku gdy ie środki finansowe są zgodne z zasadami pomocy państwa oraz z tymi, które będą przyjęte w tej dziedzinie. Środki te opierają się na określanych wskaźnikach ex ante pośrednich emisji CO 2 przypadających na jednostkę produkcji. Wskaźniki ex ante są obliczane dla danego sektora lub podsektora jako iloczyn zużycia energii przypadającej na jednostkę produkcji odpowiadającej najbardziej wydajnym dostępnym technologiom i emisji CO 2 europejskiej struktury produkcji energii elektrycznej. WNIOSEK Wzrost cen energii elektrycznej spowodowany koniecznością zakupu uprawnień do emisji CO 2 wywoła (w różnym stopniu) wzrost kosztów produkcji całego polskiego przemysłu.

1 800 1 600 KOSZTY BEZPOŚREDNIE ETS-u w POLSKIM PRZEMYŚLE (lata 2013 2027). [mln zł/rok] Prz. Rafineryjny Prz. Koksowniczy 1 400 Hutnictwo Stali 1 200 1 000 Prz. Wapienniczy Prz. Cementowy Prz. Szklarski 800 Prz. Ceramiczny 600 400 Prz. Papierniczy Prz. Cukrowniczy Prz. Chemiczny 200 Materiały Drewnopoch. 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Elektrociepłownie Prz. Z polskiego przemysłu, z tytułu EMISJI BEZPOŚREDNICH, zostaną wyprowadzone znaczne środki od 1,84 mld zł w 2013 r do 8,5 mld zł w 2027 r, łącznie 77 mld zł.

DARMOWE UPRAWNIENIA DO EMISJI CO 2 - CARBON LOKAGE. ZAPOWIEDZI Sektory narażone na wyciek emisji otrzymają 100% darmowych uprawnień do emisji CO 2. WARUNKI Sektory narażone na wyciek emisji warunki łączne: których suma bezpośrednich i pośrednich kosztów systemu ETS doprowadzi do wzrostu kosztów produkcji przekraczajacego 5% wartości dodanej brutto oraz całkowita wartość jego eksportu oraz importu podzielona przez całkowitą wartość obrotów i importu przekracza 10%. Sektory narażone na wyciek emisji warunki wystarczające: których suma bezpośrednich i pośrednich kosztów systemu ETS doprowadzi do wzrostu kosztów produkcji przekraczajacego 30% wartości dodanej brutto lub całkowita wartość jego eksportu oraz importu podzielona przez całkowitą wartość obrotów i importu przekracza 30%.

DARMOWE UPRAWNIENIA DO EMISJI CO 2 - ZASTRZEŻENIA I ZAGROŻENIA. ZASTRZEŻENIA FOEEiG DO ZASAD PRZYDZIELANIA DARMOWYCH UPRAWNIEŃ. 1. Wskaźnik benchmarku wyznacza się w oparciu o 10% najefektywniejszych, ale niekoniecznie reprezentatywnych dla całego sektora instalacji. 2. Ilość bezpłatnych uprawnień określa się jako wielkość emisji bezpośredniej na jednostkę produktu. 3. Współczynnik redukcji emisji dla instalacji ETS (1,74%/rok) powoduje ograniczenie puli darmowych uprawnień wyliczonych w oparciu o benchmarki NADRZĘDNOŚĆ CELÓW REDUKCYJNYCH NAD KONKURENCYJNOŚCIĄ. 4. Stosowanie grupowania benchmarków dla różnych podsektorów gospodarki. 5. Podejście czysto produktowe i brak wskaźników wielopaliwowych uniemożliwia uwzględnienie specyfiki krajów i branż, co skutkuje zaniżeniem ilości darmowych uprawnień i utratą konkurencyjności. 6. Przyjęcie przez KE dla wyznaczania wielkości emisji pośrednich GAZOWEGO wskaźnika paliwowego. ZAGROŻENIA DLA POLSKIEGO PRZEMYSŁU 1. Istotna redukcja liczby darmowych uprawnień i nie pokrycie w pełni kosztów wywołanych ETS em. 2. Brak zdefiniowania w dyrektywie 2009/29/EC mechanizmów przyznawania bezpłatnych uprawnień dla emisji pośrednich. Upoważnienie państw członkowskich do wprowadzenia bliżej nieokreślonych rekompensat spowoduje utrudnienia w ich uzyskaniu. 3. Polska nie prowadzi prac nad zasadami przyznawania rekompensat (darmowych uprawnień) dla instalacji narażonych na zjawisko carbon leakage w wyniku przeniesienia kosztów uprawnień do emisji w cenie energii elektrycznej.

WZROST CEN JEDNOSTKOWYCH ENERGII ELEKTRYCZNEJ do 2030 r. Wpływ polityki energetycznej i energii czarnej na jednostkową cenę energii - lata 2006 do 2030. [zł/mwh] 600 500 484 457 495 509 524 540 546 563 578 595 605 624 400 300 228 245 259 252 323 252 431 404 380 352 342 300 320 277 362 383 389 397 406 416 415 425 433 442 444 455 464 200 100 168 144 127 175 185 190 195 108 125 97 30 36 44 53 60 62 64 71 75 80 84 89 95 101 106 112 118 125 131 138 145 153 160 169 178 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 cena EE czarnej cena polityki energetycznej cena EE czarnej z kolorami

SKUTKI WZROSTU KOSZTÓW PRODUKCJI do 2030 r. Wartość produkcji, koszty EE i ich udział w wartości produkcji. 1 000 80% 800 827 919 735 850 850 70% 60% 600 50% 400 200 418 25% 18% 73 81 308 84 27% 387 323 24% 19% 76 73 525 420 26% 22% 21% 18% 19% 12% 9% 146 155 107 116 75 76 159 22% 19% 24% 206 26% 27% 233 29% 31% 261 32% 33% 283 34% 38% 37% 37% 311 326 315 301 41% 39% 346 335 353 366 44% 377 40% 30% 20% 10% 0 0% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 wartość produkcji mln zł/rok koszty roczne EE w mln zł. udział kosztów EE w wartości produkcji %

OBRÓT ENERGIĄ ELEKTRYCZNĄ - zakupy grupowe, przeciwwaga dla siły rynkowej spółek obrotu.

ZASADA TPA procedura zmiany sprzedawcy. Zasada TPA na obszarze wspólnego rynku europejskiego w założeniach wprowadza swobodną konkurencję w obrocie energią elektryczną, a jej realizacja egzekwowana przez niezależny organ władzy publicznej (Regulatora), winna zmusić przedsiębiorstwa energetyczne do walki o klienta, której efektem ma być racjonalizacja cen. 1. Odbiorca zawiera z wybranym przez siebie sprzedawcą energii elektrycznej umowę sprzedaży. 2. Odbiorca wypowiada umowę ze sprzedawcą z urzędu lub upoważnia sprzedawcę do dokonania wypowiedzenia. 3. Po zawarciu umowy sprzedaży energii sprzedawca powiadamia OSD o jej zawarciu z odbiorcą przekazując do OSD wypełniony i podpisany przez odbiorcę i sprzedawcę formularz. 4. OSD w terminie nie przekraczającym 5 dni roboczych od daty otrzymania powiadomień dokonuje ich weryfikacji. 5. Po pozytywnej weryfikacji OSD informuje sprzedawcę z urzędu o otrzymanym od odbiorcy powiadomieniu o zmianie sprzedawcy. 6. Po negatywnej weryfikacji OSD informuje nowego sprzedawcę i odbiorcę o przerwaniu procesu zmiany sprzedawcy wraz z podaniem przyczyny. 7. Odbiorca zawiera z OSD umowę o świadczenie usług dystrybucji lub upoważnia sprzedawcę do zawarcia iej umowy w jego imieniu i na jego rzecz. 8. Umowa sprzedaży i umowa o świadczenie usług dystrybucji wchodzą w życie z ostatnim dniem miesiąca następującego po miesiącu złożenia powiadomienia o rozwiązania umowy odbiorcy z przedsiębiorstwem energetycznym pełniącym obowiązki sprzedawcy z urzędu.

Administracyjna kontrola. MOŻLIWOŚCI REDUKCJI KOSZTÓW OBROTU. Energia czarna Uproszczenie struktury obrotu. koszt elektrowni koszty obrotu zmiana struktury Energia czarna koszt produkcji hurtowego koszt elektrowni koszty obrotu marża ryzyka ofertowe rynkowe finansowe marża detalicznego koszt produkcji elektrowni marża ryzyka kredytowe ryzyka rynkowe ofertowe rynkowe profilu wolumenu finansowe kredytowe Ograniczenie kosztów obrotu o 5 7%, tj. 10 15 zł / MWh.

NOWELIZACJA USTAWY PRAWO ENERGETYCZNE nowy obszar obrotu EE. Współpraca pomiędzy towarowym domem maklerskim a odbiorcami końcowymi. Art. 9a: 1. Przedsiębiorstwa energetyczne, odbiorcy końcowi oraz towarowe domy maklerskie lub domy maklerskie, w zakresie określonym w przepisach wydanych na podstawie ust. 9, są obowiązane: 1) uzyskać i przedstawić do umorzenia Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki świadectwo pochodzenia, o którym mowa w art. 9e ust. 1, lub w art. 9o ust. 1, dla energii elektrycznej wytworzonej w źródłach znajdujących się na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej lub 2) uiścić opłatę zastępczą. 1b. Przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na obrót energią elektryczną, w terminie miesiąca od zakończenia roku kalendarzowego w którym zakupiło energię elektryczną w wyniku transakcji zawartej na giełdzie towarowej za pośrednictwem towarowego domu maklerskiego lub domu maklerskiego, jest obowiązane do przekazania towarowemu domowi maklerskiemu lub domowi maklerskiemu deklaracji o ilości energii elektrycznej zakupionej w wyniku tej transakcji i zużytej na własny użytek oraz przeznaczonej do dalszej odsprzedaży. 1c. Deklaracja, o której mowa w ust. 1b, stanowi podstawę wykonania przez towarowy dom maklerski lub dom maklerski obowiązków, o których mowa w ust. 1 i 8. 1d. Realizacja zlecenia nabycia energii elektrycznej na giełdzie towarowej przez towarowy dom maklerski lub dom maklerski może nastąpić po złożeniu przez składającego zlecenie zabezpieczenia na pokrycie kosztów wykonania przez towarowy dom maklerski lub dom maklerski obowiązków, o których mowa w ust. 1 i 8, w zakresie określonym w ust. 1a pkt 3. Wysokość zabezpieczenia oraz sposób jego złożenia określa umowa pomiędzy towarowym domem maklerskim lub domem maklerskim a składającym zlecenie.

Zasada TPA Umowy na RE.

GRUPOWY ZAKUP ENERGII ELEKTRYCZNEJ GRUPA TPA. ZAŁOŻENIA oczekiwany okres uczestnictwa w Grupie TPA ; zakładany wolumenem; możliwość uczestnictwa odbiorców o zróżnicowanych charakterystykach poboru; możliwość utrzymywania indywidualnych kontów z dotychczasowymi sprzedawcami; zachowanie swobody zarządów poszczególnych uczestników G -TPA w podejmowaniu decyzji zakupowych. Grupę TPA winna obsługiwać wybrana przez członków G TPA, Spółka Obrotu mająca niezbędną organizację, infrastrukturę techniczną, specjalistów i silne zaplecze finansowe. sposób zabezpieczenia transakcji i rezerwy finansowe Grupy -TPA; sposób rozliczeń pomiędzy Operatorem G TPA a jej członkami; forma zabezpieczeń wnoszonych przez członków G -TPA (depozyty, czeki potwierdzone, gwarancje bankowe); zdefiniowanie procedur podejmowania strategicznych decyzji; analiza prawna zasad funkcjonowania G TPA pod względem zgodności z zasadami konkurencji. Krytyczna dla powodzenia przedsięwzięcia jest determinacja członków Grupy TPA w całym procesie zakupowym.

OFERTA TOWAROWEJ GIEŁDY ENERGII - aukcje kontraktów forward.

OFERTA TOWAROWEJ GIEŁDY ENERGII AUKCJE. W celu organizowania otwartych aukcji Towarowa Giełda Energii tworzy nowy rynek: RYNEK TERMINOWY AUKCJI do uczestnictwa w nowym rynku dopuszczeni zostaną wszyscy Członkowie Giełdy będący uczestnikami Rynku Terminowego Energii Elektrycznej. produkty oferowane na tym rynku będą podobne do obecnie oferowanych na RTEE i rozliczane w i sam sposób. PRODUKTY Aukcjami na TGE będą objęte produkty o czterech okresach dostawy: - pasma kwartalne; - szczyty kwartalne (od 8 do 22); - pasma roczne; - szczyty roczne (od 8 do 22) W przyszłości planowane jest wprowadzenie kolejnych produktów: - pasm i szczytów na okres 3-letni; - pozaszczytów rocznych i kwartalnych.

OFERTA TOWAROWEJ GIEŁDY ENERGII WNIOSEK O PRZEPROWADZENIE AUKCJI. Wniosek o zorganizowanie aukcji składa oferent nie później niż 30 dni kalendarzowych przed proponowanym terminem aukcji. Zawartość wniosku: data przeprowadzenia aukcji; rodzaj aukcji (sprzedaż lub kupno); instrument będący przedmiotem aukcji; wolumen aukcji; oferowany limit ceny (cenę minimalną w dla aukcji sprzedaży lub ceną maksymalną dla aukcji kupna). Termin otwarcia aukcji Giełda podaje do publicznej wiadomości co najmniej na 25 dni kalendarzowych przed dniem jej przeprowadzenia, podając: datę aukcji, rodzaj aukcji, przedmiot aukcji, wolumen aukcji.

AUKCJE KONTRAKTÓW FORWARD - realizacja. REALIZACJA realizacja oczekujących zleceń będzie odbywała się w kolejności od tych z najlepszym limitem cenowym, do tych z najgorszym, ale lepszym lub równym cenie odcięcia. kurs poszczególnych transakcji równy będzie limitowi cenowemu w oczekujących zleceniach złożonych przez uczestników przetargu. całkowity wolumen transakcji równy będzie wolumenowi żądanemu przez Oferenta lub sumarycznemu wolumenowi oczekujących zleceń z limitem cenowym lepszym lub równym cenie odcięcia. zlecenia z równymi limitami ceny są realizowane według czasu przyjęcia zlecenia tj zlecenie przyjęte wcześniej jest realizowane w pierwszej kolejności; zlecenia mogą być realizowane częściowo, przy czym każda częściowa realizacja zlecenia dotyczy przynajmniej jednego kontraktu; po zakończeniu aukcji zlecenia nie zrealizowane zostają usunięte. Informacja o wolumenie i cenach transakcyjnych oraz wartości zawartych transakcji jest udostępniana przez Giełdę Członkowi Giełdy na Niepublicznej Stronie Internetowej (dostępnej wyłącznie dla danego Członka Giełdy). Informacje o wolumenach zawartych transakcji są dostarczane PSE Operator jako saldo zawartych transakcji kupna i sprzedaży w RDN, RDB i RTEE łącznie.

AUKCJE KONTRAKTÓW FORWARD - harmonogram.

INFORMACJE I DEPOZYTY. Jeżeli zawarto transakcje (min. 1): wolumen żądany przez oferenta; wolumen transakcji; cenę minimalną; cenę maksymalną; cenę średnią ważoną transakcji. Depozyty na Rynku Terminowym Aukcji Depozyty przed rozpoczęciem dostawy: - depozyt wstępny; - depozyt uzupełniający. Depozyty w okresie dostawy: - depozyt wstępny; - depozyt uzupełniający (dla nie dostarczonej części kontraktu) - depozyt rozliczeniowy (dla dostarczonej części kontraktu) Jeżeli nie została zawarta żadna transakcja: wolumen żądany przez oferenta; cenę odcięcia; cenę zlecenia z najlepszym limitem cenowym. Pasmo roczne 100 MW; średni ważony kurs kupna: 165 zł, kurs rozliczeniowy: 190 zł, wartość kontraktu: 144,5 mln zł depozyt wstępny: 10,5 mln zł -7% depozyt uzupełniający: 0,0 mln zł.dla kupującego 1,6 mln zł dla sprzedającego Jako depozyt Giełda akceptuje: - środki pieniężne; - gwarancje bankowe; - gwarancje korporacyjne.

DZIĘKUJĘ ZA UWAGĘ.