Wpływ zmian rynkowych na ceny energii Piotr Zawistowski Dyrektor Departamentu Zarządzania Portfelem TAURON Polska Energia
Sytuacja techniczna KSE w okresie Q1 2014 50 000 45 000 40 000 35 000 Dane o produkcji energii elektrycznej za Q1 1194 1495 2531 2589 2374 1374 1221 2468 710 Pomimo przyspieszenia gospodarczego (wzrost PKB w I kwartale o 2014 ok. 3%) odnotowano spadek krajowego zużycia energii elektrycznej ma poziomie 1,41% - będący efektem wysokich temperatur jak na tę porę roku (średnia temperatura: -1,1 o C w Q1 2013 ver. 3,3 o C w Q1 2014). Wzrost produkcji w źródłach wiatrowych wyniósł 59,91%. 30 000 25 000 23430 23722 21338 Spadek produkcji w elektrowniach gazowych wyniósł 41,83% głównie jako efekt braku wsparcia w postaci żółtych certyfikatów. 20 000 15 000 10 000 5 000 14352 13843 13312 Spadek produkcji w elektrowniach na węglu kamiennym wyniósł 10,04% głównie jako efekt wzrostu generacji OZE i zmiany salda wymiany międzysystemowej z eksportu na import. 0 2012 2013 2014 Suma z Elektrownie na węglu brunatnym Suma z Elektrownie na węglu kamiennym Suma z Elektrownie gazowe Suma z Elektrownie przemysłowe Suma z Elektrownie zawodowe wodne Suma z OZE Suma z Krajowe zużycie energii elektrycznej Spadek produkcji w elektrowniach na węglu brunatnym wyniósł 3,83% - głównie jako efekt dyspozycyjności jednostek wytwórczych.
Sytuacja na rynku RDN i CO 2 220,00 210,00 200,00 190,00 180,00 170,00 160,00 150,00 140,00 130,00 260,00 250,00 240,00 230,00 220,00 210,00 200,00 190,00 180,00 170,00 160,00 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 Średnie arytmetyczne ceny energii elektrycznej na rynku RDN [PLN/MWh] BASE 2012 BASE 2013 BASE 2014 186,75 163,04 163,94 157,00 155,23 styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień Średnie arytmetyczne ceny energii elektrycznej na rynku RDN [PLN/MWh] 242,92 PEAK 2012 PEAK 2013 PEAK 2014 194,14 194,49 196,78 198,29 styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień Ceny uprawnień do emisji CO2 na rynku spot [EUR/Mg] 2012 2013 2014 6,5 6,1 5,0 5,2 5,3 styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień W ostatnich miesiącach nastąpił wzrost cen energii elektrycznej na rynkach RDN i RTT. Jednocześnie utrwala się zróżnicowane notowań produktów PEAK i BASE. Głównym problemem rynku hurtowego jest duża niepewność będąca efektem sytuacji na rynku uprawnień do emisji CO 2 i Rynku Bilansującym. Główne przyczyny wzrostu cen RDN w kwietniu: duże ubytki mocy spowodowane remontami planowanymi (szczególnie w okresie pomiędzy świętami i długim weekendem ), awarie bloków (Bełchatów, Kozienice), niższa generacja energii ze źródeł wiatrowych. Pomimo wzrostu cen energii elektrycznej nadal brakuje stabilnych warunków rynkowych uzasadniających budowę nowych źródeł konwencjonalnych. Średnia cena BASE_M-04-14 w marcu: Średnia cen spot w kwietniu 2014: Różnica: 162,82 zł/mwh 186,75 zł/mwh -23,93 zł/mwh Przy założeniu krótkiej sprzedaży 30 MW z dostawą pasmową w kwietniu b.r. potencjalna strata wynosi: 517,5 tys. PLN
Sytuacja na rynku RTT i PM 220,00 210,00 200,00 190,00 BASE_Y-15 PEAK5_Y-15 Notowania produktów Y-15 [PLN/MWh] 180,00 170,00 160,00 150,00 2013-01-02 2013-01-30 2013-02-27 2013-03-27 2013-04-25 2013-05-27 2013-06-25 2013-07-23 2013-08-21 2013-09-18 2013-10-16 2013-11-15 2013-12-13 2014-01-16 2014-02-13 2014-03-13 2014-04-10 PMOZE_A 209,98 2014 Oczekiwane zmiany prawa 2014 wzrost cen PM spowodowany redukcją wsparcia dla współspalania i dużych elektrowni wodnych Poziom obowiązku [%] 13,0% 13,0% PMEC Brak powrót cen PM do poziomu opłaty zastępczej kształtowanej w przedziale 5-40% średniej rynkowej ceny energii elektrycznej Poziom obowiązku [%] 23,2% PMGM Brak powrót cen PM do poziomu opłaty zastępczej kształtowanej w przedziale 15-110% średniej rynkowej ceny energii elektrycznej Poziom obowiązku [%] 4,9% PMMET 59,67 - Poziom obowiązku [%] 1,3% 1,3% 1. Od grudnia 2013 nastąpił znaczący wzrost ceny produktów dla roku 2015. 2. Szczególnie silny wzrost ceny produktu PEAK. 3. Zmieniła się równowaga cenowa pomiędzy produktami PEAK i BASE.
Sytuacja na rynku uprawnień do emisji CO 2 EUR/t KE: brak decyzji o wycofaniu 1,4 mld jednostek dla III fazy EU ETS KE: informacja jedynie o przesunięciu 900 mln ton jednostek w III fazie EU ETS kwestionowanie legalności trwałego wycofania jednostek z rynku 24.02 zaostrzenie pakietu klimatycznego przyjęte przez KE. W tym planu po roku 2020 PE: odrzucenie w głosowaniu 16.04 propozycji backloadingu Wybory parlamentarne w Niemczech KE: głosowanie nad Dyrektywą o Efektywności Energetycznej odłożenie decyzji o wycofaniu 1,4 mld jednostek dla III fazy EU ETS PE zatwierdził plan Komisji Europejskiej w kwestii backloadingu 900 mln ton EUA 10 Grudzień: KE zatwierdza propozycję backloadingu 900 mln ton uprawnień Niższe od prognoz zweryfikowane emisje za rok 2013
Sytuacja odbiorców detalicznych w UE Średnie ceny dla rynku polskiego nie odbiega ją od średnich cen występujących na rynkach krajów członkowskich Unii Europejskiej. Można również zauważyć, że w segmencie odbiorców przemysłowych tendencje cenowe dla rynku polskiego nie pokrywają się z tendencjami corocznego wzrostu cen w większości pozostałych krajów członkowskich. Źródło: European Commission, Eurostat
Wnioski Dane rynkowe wskazują na postępujący rozdźwięk pomiędzy cenami energii elektrycznej na rynkach hurtowych i kosztami zasilania ponoszonymi przez odbiorców końcowych. Obserwowane zjawisko jest efektem narastającej wartości składników cenotwórczych o charakterze administracyjnym związanych głównie z systemami wsparcia uprzywilejowanych technologii wytwórczych przede wszystkim OZE. Przenoszenie kosztów funkcjonowania systemu elektroenergetycznego za pośrednictwem opłat o charakterze para podatkowym zawęża obszar rynkowy dla konkurujących przedsiębiorstw energetycznych i jest sprzeczne z ideą jednotowarowego rynku energii elektrycznej gdzie cena hurtowa powinna odzwierciedlać rzeczywiste koszty wytwarzania energii elektrycznej. Niewydolność jednotowarowego rynku energii elektrycznej skłoniły Państwa Członkowskie do poszukiwania nowych rozwiązań gwarantujących rentowność nowych inwestycji doskonałym przykładem podjętych działań jest reforma rynku energii elektrycznej w Wielkiej Brytanii W Polsce trwają prace dotyczące możliwego kształtu rynku mocy.
Potencjalny wpływ rynku mocy Brak wpływu na ceny detaliczne Zmniejszenie wahań ceny hurtowej. Możliwość uczestniczenia odbiorców w rynku mocy w ramach DSR i DSM. Dążenie hurtowej ceny energii do poziomu wynikającego z kosztów zmiennych. Możliwe jest powstanie segmentu rynku związanego z instrumentami zabezpieczającymi dostawę mocy. Możliwość lub konieczność uczestniczenia odbiorców w rynku mocy zdecentralizowanym. Zmniejszenie ryzyka niedostarczenia energii. Możliwość ofertowania dla dłuższych okresów sprzedaży.
Dziękuję za uwagę Materiał będzie dostępny na www.biznes.tauron-pe.pl Szczegóły zostaną przesłane po konferencji Piotr Zawistowski Dyrektor Departamentu Zarządzania Portfelem TAURON Polska Energia