M a g a z y n G r u p y T a u r O N ISSN 1689-5304 Nr 7 (33) Lipiec 2011 Inwestycje na półmetku wywiad Marek Woszczyk Chcę dokończyć proces liberalizacji rynku energii prawdy i mity Gaz łupkowy w Polsce: za i przeciw wydarzenia Katowicki finał Orlik Basketmanii
od redakcji 3 edytorial Rok po debiucie 4 Wywiad Chcę dokończyć proces liberalizacji rynku energii 6 Flesz Zmiany w zarządach spółek Grupy Tauron Polityka energetyczna priorytetem polskiej prezydencji Niemcy wyłączą elektrownie atomowe Debiut JSW w ramach Akcjonariatu Obywatelskiego PGE i Puławy wybudują elektrownię gazową Dofinansowanie ochrony środowiska 8 BIZNES Jak ugryźć ryzyko handlowe 9 Notowania Stabilizacja i wzrosty 10 Wydarzenia Inwestycje na półmetku 12 W Grupie Sprzątanie świata Pilchowice 2011 Naukowcy gościli w Czatkowicach Przeciw dyskryminacji odbiorców Eko nagrody Jest licencja na handel gazem ziemnym Elektrośmieci w nowym wcieleniu Udana Industriada 16 marketing Sadzimy drzewa 17 wydarzenia W Polskę z Akcjonariatem Obywatelskim 18 W Unii Nowe uwarunkowania na rynku energetycznym UE wyzwaniami polskiej prezydencji 20 Wydarzenia Orliki pod koszem Londyn 2012 w Warszawie 22 Na świecie Rynek energii: Bułgaria 24 raport Najważniejszy cel: uwolnienie rynku 26 Prawdy i mity Gaz łupkowy szansa, ale nie pewnik Może gaz, może nie 28 Energia inaczej Wiosna szalonych wirów 30 Felieton Dobre rady naprawiaczy Rok po debiucie Zbliża się rocznica naszego debiutu na warszawskiej Giełdzie Papierów Wartościowych. Będzie ona zapewne okazją do wspomnień, ale także formułowania prognoz na przyszłość. Nasza Grupa wciąż się zmienia, tak, by z powodzeniem zmierzyć się z wyzwaniami, przed którymi stoi elektroenergetyka, a równocześnie budować wartość Grupy. Te zmiany nie ominęły także naszej redakcji. Chciałbym poinformować Czytelników, że obowiązki szefa Biura Relacji Inwestorskich zmuszają mnie do rezygnacji z funkcji redaktora naczelnego Polskiej Energii. Pozostanę w zespole jako zastępca redaktora naczelnego. Z przyjemnością informuję, że moje obowiązki przejmie red. Magdalena Rusinek, znana dobrze Czytelnikom Polskiej Energii. Jak zawsze zapraszam do lektury przygotowanych przez nas materiałów. Jednym z najważniejszych wydarzeń ostatnich dni były uroczyste chrzty walczaków kotłów budowanych dla potrzeb Elektrowni Jaworzno III i Zespołu Elektrociepłowni w Bielsku-Białej. To symboliczny moment, który jest potwierdzeniem, że inwestycje są już na półmetku. Obie inwestycje prowadzone są przez Południowy Koncern Energetyczny. Blok biomasowy o mocy 50 MW w Elektrowni Jaworzno III oraz blok węglowy o mocy 50 MW e i 106 MW t w Bielsku-Białej weszły zatem w kluczową fazę budowy. W naszym magazynie znajduje się relacja z uroczystości zakończenia montażu obu walczaków. Nowo wybrany prezes Urzędu Regulacji Energetyki, Marek Woszczyk, udzielił wywiadu naszej gazecie, w którym poruszył zagadnienia priorytetów swojej prezesury i ocenił poziom konkurencji na polskim rynku energii. W rozmowie odniósł się do problemu uwolnienia rynku w obszarze odbiorców indywidualnych. Poruszyliśmy także temat pierwszych projektów inwestycji w smart metering i smart grid. Kontynuujemy temat gazu łupkowego tym razem w naszym krajowym ujęciu. By wyrobić sobie własne zdanie na ten temat, warto zapoznać się ze zdaniem zwolenników tej metody pozyskiwania gazu, jak i obawami sceptyków. Gorące letnie miesiące sprzyjają niestety różnym naładowanym energią kataklizmom. W dziale Energia inaczej przyjrzymy się tym razem tornadom i próbom wczesnego ostrzegania przed nimi. Ponadto w magazynie znajdą Państwo relacje z imprez sportowych, których partnerem był Tauron Pikniku Olimpijskiego w Warszawie i finału koszykarskiego turnieju Orlik Basketmania, który odbył się pod katowickim Spodkiem. Zapraszam do lektury! Marcin Lauer Redaktor naczelny Wydawca: Tauron Polska Energia SA, Departament Komunikacji Rynkowej i PR dyrektor: Paweł Gniadek, pawel.gniadek@tauron-pe.pl, tel. 32 774 24 37 Redakcja: Polska Energia, ul. Lwowska 23, 40-389 Katowice, fax 32 774 25 24, e-mail: redakcja@tauron-pe.pl Redaktor naczelny: Marcin Lauer, marcin.lauer@tauron-pe.pl, tel. 32 774 27 06 Zastępca red. naczelnego: Magdalena Rusinek, magdalena.rusinek@tauron-pe.pl, tel. 32 774 27 21 Zespół redakcyjny: Jacek Sakrejda, jacek.sakrejda@tauron-pe.pl, tel. 32 774 27 23, Marietta Stefaniak, marietta.stefaniak@tauron-pe.pl, tel. 32 774 25 33 Współpraca w Grupie Tauron: Południowy Koncern Węglowy SA: Zofia Mrożek, zmrozek@pkwsa.pl, tel. 32 618 56 07; Południowy Koncern Energetyczny SA: Dariusz Wójcik, dariusz.wojcik@pke.pl, tel. 32 774 24 34; Elektrownia Stalowa Wola SA: Jerzy Wieleba, j.wieleba@esw.pl, tel. 15 877 64 18; Enion SA: Ewa Groń, ewa.gron@enion.pl, tel. 12 261 10 85; EnergiaPro SA: Anna Wojcieszczyk, anna.wojcieszczyk@wr.energiapro.pl, tel. 71 332 24 14; Elektrociepłownia Tychy SA: Aleksandra Gajecka, aleksandra.gajecka@ec-tychy.pl, tel. 32 789 72 36; Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej Katowice SA: Karolina Kmon, kkmon@pec.katowice.pl, tel. 32 258 72 48; Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Dąbrowie Górniczej SA: Marek Sztuka, msztuka@pecdg.pl, tel. 32 295 64 94; Tauron Sprzedaż sp. z o.o.: Elżbieta Bukowiec, elzbieta.bukowiec@tauron-pe.pl, tel. 12 265 41 55; Realizacja wydawnicza: Direct Publishing Group, ul. Genewska 37, 03-940 Warszawa, Biuro reklamy: Anna Mocior, a.mocior@dp-group.com.pl, tel. 22 617 93 23 wew. 122 Wydawca nie odpowiada za treść reklam i ogłoszeń. Redakcja nie zwraca materiałów oraz zastrzega sobie prawo ich redagowania i skracania. Zdjęcie na okładce: Katarzyna Plewczyńska, numer zamknięto 28 czerwca 2011 r. 3
wywiad Polska Energia 7 (33) 2011 Chcę dokończyć proces liberalizacji rynku energii Rozmowa z Markiem Woszczykiem, prezesem Urzędu Regulacji Energetyki 4 rozmawiał: Emil Różański Jakie będą Pana priorytety podczas sprawowania funkcji prezesa URE? Jeśli warunki na to pozwolą a będę dążył do tego, by pozwoliły chciałbym dokończyć trwający proces liberalizacji rynku energii. Rozpoczynamy także liberalizację rynku gazu. Natomiast wszystkie najistotniejsze kwestie i planowane działania będą przedmiotem strategii regulacji, nad którą rozpoczynamy prace, i którą planuję opublikować jesienią. Strategia ta określi generalne kierunki i dominujący sposób działania regulatora w horyzoncie długookresowym po to m.in., by rynki regulowane działały w możliwie najbardziej przewidywalnym środowisku regulacyjnym. Jak Pan ocenia poziom konkurencji na polskim rynku energii? Rynek energii elektrycznej w Polsce cechuje się dużą koncentracją. Główną formą handlu hurtowego energią są kontrakty dwustronne wewnątrz skonsolidowanych pionowo grup energetycznych. W ramach takich kontraktów w zeszłym roku wytwórcy sprzedali ponad 90 proc. energii elektrycznej. Z drugiej strony pozytywnie oceniam dynamiczny rozwój handlu poprzez giełdę towarową, co ułatwia dostęp do energii wszystkim uczestnikom rynku, optymalizuje proces poszukiwania najlepszych ofert sprzedaży oraz generuje sygnały dla producentów energii o oczekiwaniach cenowych odbiorców. Dzięki wzrastającej dynamice obrotów na Towarowej Giełdzie Energii polski rynek energii uzyskał wystarczającą płynność, by udostępnić stronom trzecim pierwsze połączenie transgraniczne z rynkiem skandynawskim. Dzięki temu przedsięwzięciu członkowie TGE i skandynawskiej giełdy NordPool Spot uzyskali możliwość sprzedaży wytwarzanej energii na inne rynki oraz zakupu tańszej z rynków sąsiadujących. Jednym z prostych, ale miarodajnych wskaźników rozwoju konkurencyjnego rynku energii jest liczba zmian sprzedawcy. W URE systematycznie monitorujemy stopień rzeczywistego korzystania przez odbiorców z prawa wyboru sprzedawcy. W 2010 r. całkowita ilość energii elektrycznej sprzedanej odbiorcom końcowym na warunkach rynkowych, tzn. po skorzystaniu z zasady TPA stanowi ponad jedną piątą (ok. 22 proc.) całej energii dostarczonej ogółem odbiorcom końcowym. W ubiegłym roku sprzedawcę energii zmieniło 9 tysięcy odbiorców to jest czterokrotnie więcej niż w 2009 r, jednak jak na 16 mln wszystkich odbiorców to niewiele. W małej Irlandii w ubiegłym roku sprzedawcę zmieniło blisko milion odbiorców. Jesteśmy więc dopiero na początku drogi, ale sądzę, że idziemy w dobrym kierunku. Jakie warunki muszą być spełnione, aby uwolnić rynek w obszarze odbiorców indywidualnych? Kiedy może zapaść decyzja o uwolnieniu tej części rynku? Są trzy bardzo ważne warunki brzegowe, które wskazywaliśmy już w mapie drogowej z 2008 r. Wciąż nierozwiązana pozostaje kwestia prawnej ochrony dla tzw. odbiorców wrażliwych. Kolejną barierą dla gospodarstw domowych może być brak rozstrzygnięcia w kwestii umowy kompleksowej. W chwili, gdy odbiorca chce zmienić sprzedawcę, musi rozdzielić swoją dotychczasową umowę zakupu i dostawy energii na dwie odrębne umowy, co wiąże się z wyższymi kosztami dla odbiorcy, który będzie musiał opłacać dwa niezależne rachunki. Kolejna ważna kwestia wymagająca rozwiązania prawnego to tzw. sprzedawca awaryjny. Trzeba jasno określić, co stanie się w sytuacji, kiedy sprzedawca energii wybrany przez odbiorcę w jakiś sposób zawiedzie, np. zbankrutuje. Co z dostawą energii dla takiego odbiorcy? Ustawodawstwo unijne przewiduje instytucję sprzedawcy ostatniej szansy, w Polsce natomiast ta kwestia nie jest jeszcze uregulowana. Po spełnieniu tych warunków można rozpatrywać, czy decyzję o uwolnieniu rynku podjąć, czy nie. Trzeba pamiętać o tym, że odbiorcy indywidualni są odbiorcami o najsłabszej pozycji negocjacyjnej na rynku energii i decyzja taka musi być podejmowana w sposób szczególnie odpowiedzialny. Wszystkie wymienione przez Pana warunki konieczne do uwolnienia cen prądu wymagają zmian w prawie, a te nie zależą od URE. Rzeczywiście, prezes URE nie dysponuje inicjatywą legislacyjną. Mogę jednak zapewnić, że będę zabiegał o jak najszybsze wdrożenie postulowanych rozwiązań. Polskie prawo powierza prezesowi URE podjęcie decyzji o uwolnieniu cen, jednak w praktyce jak zresztą wskazuje dotychczasowy przebieg procesu liberalizacji rynkowej aby zaistniały umożliwiające to warunki, wymagane jest współdziałanie z wieloma interesariuszami, w tym z rządem i parlamentem. Prezes URE jest zatem w przypadku takiej decyzji swoistym jej powiernikiem, a powinna ona zapaść w trybie szerokiego consensusu. Nie wyobrażam sobie, by znowu mogło dojść do sytuacji cofnięcia decyzji o uwolnieniu cen. Dlatego proces ich uwalniania musi być prowadzony szczególnie odpowiedzialnie, tak, by dać odbiorcom pełne poczucie bezpieczeństwa funkcjonowania w warunkach cen nieregulowanych. To zadanie nie dla samego regulatora, ale dla wszystkich organów państwa mających wpływ na politykę energetyczną. Pojawiły się pierwsze projekty inwestycji w smart metering i smart grid. Czy koszty tych projektów zostaną uwzględnione w taryfach? Od dawna wspieramy inwestycje, które zawierają w sobie pierwiastek filozofii smart. To wsparcie zyskało ostatnio bardzo konkretny wymiar w postaci konsultowanego wcześniej ze wszystkimi zainteresowanymi stronami stanowiska regulatora, które wychodzi naprzeciw toczącym się w wielu przedsiębiorstwach dystrybucyjnych projektom pilotażowym. Moim celem jest przygotowanie procesu wdrożenia systemu zdalnego pomiaru energii elektrycznej w formule Smart Grid Ready. Dlatego chcę wprowadzić takie mechanizmy, które będą zachęcać przedsiębiorstwa do tego typu inwestycji. Kluczowe znaczenie ma w tym kontekście poprawne wdrożenie systemu AMI (ang.
widziane dla innych inwestycji tak, aby zapewnić przedsiębiorcom godziwe warunki realizacji obowiązku wykonania projektów smart gridowych. Co ważne, nagradzany miałby być nie tylko poniesiony wysiłek inwestycyjny, ale poszczególne działania OSD prowadzące do osiągnięcia korzyści z wdrożenia inteligentnych systemów. Wzrost wynagrodzenia związanego z projektem AMI będzie więc proporcjonalny do rzeczywiście osiągniętych korzyści związanych np. z redukcją strat handlowych i technicznych oraz obniżeniem kosztów odczytów. Czy zmienią się zasady w taryfowaniu operatorów systemów dystrybucyjnych? Dystrybutorzy energii elektrycznej, ale też gazu i ciepła, mogą się spodziewać kontynuowania tych metod regulacji, które z jednej strony wspierają rozwój infrastruktury, ale z drugiej strony wymagają od dystrybutorów konkretnych efektów w postaci poprawy efektywności operacyjnej. Innymi słowy, wszystkie działania przedsiębiorstw sieciowych muszą mieć sens ekonomiczny. Odbiorca musi bowiem otrzymywać to, za co płaci w taryfie. Zajmuję się regulacją już kilka ładnych lat i proszę mi wierzyć, że możliwości obniżki kosztów działania operatorów są nadal spore. Advanced Metering Infrastructure), które uwarunkowane jest zapewnieniem przez system niezbędnych funkcjonalności. Dlatego moim zdaniem konieczne jest określenie z góry zasad, zgodnie z którymi wysiłek inwestycyjny we wdrażanie tego typu inteligentnych systemów znajdzie swoje odzwierciedlenie w procesie zatwierdzania taryf. Celowym było więc przygotowanie stanowiska i wskazanie, w jaki sposób będzie dokonywany podział kosztów i korzyści pomiędzy przedsiębiorstwa i odbiorców tak, by stworzyć mechanizm zachęcający poszczególnych przedsiębiorstw sieciowych do inwestycji w nowoczesne rozwiązania w duchu smart, a jednocześnie ograniczyć ryzyka inwestycyjne wiążące się z implementacją tychże rozwiązań. Ze względu na kluczowe znaczenie systemu AMI dla bezpieczeństwa energetycznego, a także z uwagi na korzyści, jakie takie wdrożenie może przynieść zarówno odbiorcom, jak i przedsiębiorstwom energetycznym, zdecydowany jestem stosować dla takich projektów pod określonymi warunkami wyższe stopy zwrotu, niż jest to prze- foto: arc URE Czy zostaną wprowadzone taryfy wieloletnie? Zgadzam się z tym, że oczekiwania co do wydłużenia okresu obowiązywania taryf są uzasadnione, bo to oznacza stabilne ramy regulacyjne w dłuższym czasie i sprzyja realizacji strategii operatorów. Jednak żeby to zrobić, potrzebuję stabilnego otoczenia prawnego i ekonomicznego, w którym funkcjonuje sam regulator i to nie do końca ode mnie zależy. W końcu to zmiany prawa często wymuszają zmiany taryf, a i sytuacja makroekonomiczna coraz mniej zależy od poszczególnych państw. Generalnie więc jestem za taryfami wieloletnimi dla operatorów elektroenergetycznych, ale nie mam w tej sprawie obecnie gotowego rozwiązania. 5
Flesz Polska Energia 7 (33) 2011 Zmiany w zarządach spółek Grupy Tauron W maju doszło do zmian w zarządach spółek wchodzących w skład Grupy Tauron. Są one spowodowane zarówno kończącymi się kadencjami części zarządów spółek Grupy, jak i z realizacją planu restrukturyzacji Grupy i wynikającego z niego łączenia spółek w ramach obszarów biznesowych. W Południowym Koncernie Energetycznym (PKE) prezesem zarządu pozostał Stanisław Tokarski. Jacek Janas jest wiceprezesem ds. produkcji, Albert Kępka (dotychczasowy prezes EC Tychy z Grupy Tauron) jest wiceprezesem ds. rozwoju i inwestycji, a Piotr Kołodziej zajmuje stanowisko wiceprezesa ds. ekonomiczno-handlowych. W związku z planowanym połączeniem PKE oraz Elektrowni Stalowa Wola w jeden podmiot zajmujący się wytwarzaniem energii, Stanisław Tokarski piastuje również od maja stanowisko prezesa zarządu Elektrowni Stalowa Wola. Wiceprezesem technicznym jest Jacek Janas, a wiceprezesem ds. inwestycji został Grzegorz Wrona. W związku z kończącymi się kadencjami zarządów oraz planowanym łączeniem spółek w ramach obszaru dystrybucji, do zmian doszło w zarządach EnergiiPro oraz Enionu. Obecnie obie spółki mają taki sam skład zarządu prezesem zarządu jest Mirosław Krutin. Na stanowiska wiceprezesów zostali powołani Paweł Cygan, który jest dyrektorem finansowym, Krzysztof Pubrat dyrektor Operatora oraz Robert Wójcik, dyrektor serwisu sieciowego. Nowy zarząd mają także PEC Katowice oraz PEC w Dąbrowie Górniczej, które w drugiej połowie 2011 roku zostaną połączone w ramach nowego obszaru biznesowego Grupy ciepło. Prezesem zarządu PEC-ów został Henryk Borczyk, wiceprezesem ds. technicznych Mirosław Wachulak, a wiceprezesem ds. ekonomiczno-finansowych Artur Bałdys. Ponadto w skład zarządu PEC Katowice wchodzi Krzysztof Soboń wiceprezes ds. pracowniczych, a PEC w Dąbrowie Górniczej członek zarządu Zbigniew Doś. (ER) Foto: Arc Polityka energetyczna priorytetem polskiej prezydencji Silna polityka energetyczna Unii to jeden z trzech priorytetowych obszarów działania podczas polskiej prezydencji w Unii Europejskiej. Chcemy wzmacniać politykę energetyczną Unii. Będziemy zabiegać o rozwój relacji Wspólnoty z dostawcami surowców energetycznych zapowiedział wicepremier, minister gospodarki Waldemar Pawlak. Dodał, że kierowana przez Polskę Unia będzie starała się wzmocnić swoją pozycję wobec głównych producentów i państw tranzytowych surowców energetycznych. W ramach polskiej prezydencji chcemy skoordynować i poprawić efektywność funkcjonowania unijnych instytucji w tym obszarze. Bardzo ważne będzie przyjęcie rozporządzenia poprawiającego przejrzystość rynków energetycznych i zapewnienie stabilnych dostaw surowców stwierdził wicepremier Waldemar Pawlak. Zdaniem ministra gospodarki jednym z najważniejszych aspektów budowy unijnej polityki energetycznej będzie zwiększenie spójności działań Unii Europejskiej w ramach stosunków zewnętrznych. 6 Wicepremier Pawlak zapowiada wzmocnienie unijnej polityki energetycznej Konieczne jest stworzenie w obszarze energii mechanizmów współpracy państw członkowskich, które umożliwią występowanie na arenie międzynarodowej w interesie wszystkich krajów Wspólnoty dodał minister Pawlak. Podczas prezydencji ważną kwestią będzie również efektywność energetyczna. Naszą ambicją jest osiągnięcie celów gospodarki niskoemisyjnej, modernizacja przestarzałych gałęzi przemysłu i dostosowanie ich do nowych standardów podkreśla wicepremier. Zapowiedział, że Polska będzie podtrzymywać stanowisko, w związku z którym cele ochrony środowiska powinny być realizowane przy uwzględnieniu zróżnicowania społeczno-gospodarczego poszczególnych państw członkowskich UE. Odpowiedzialność ekologiczna powinna też uwzględniać interesy gospodarcze i potrzeby sektorów przemysłowych poszczególnych państw zaznaczył Waldemar Pawlak. (ER) Foto: Arc
Niemcy wyłączą elektrownie atomowe Rząd Niemiec podjął decyzję o rezygnacji z energii jądrowej do końca 2022 r. Rządowe plany przewidują, że siedem najstarszych niemieckich elektrowni jądrowych (sprzed 1980 r.) nie zostanie ponownie uruchomionych. Chodzi o zakłady, które wyłączono po marcowej awarii w elektrowni Fukushima w Japonii oraz o elektrownię Kruemmel w Szlezwiku-Holsztynie, gdzie często dochodziło do awarii. Do września 2011 r. Federalna Agencja ds. Sieci Energetycznych zdecyduje, czy jedna ze starych elektrowni pozostanie w gotowości do 2013 r., na wypadek zakłóceń w dostawach energii zimą. Reaktory pozostałych będą stopniowo wygaszane w latach 2015-2022. W zamian Niemcy planują budowę elektrowni węglowych i gazowych, a także wykorzystanie odnawialnych źródeł energii. Większe subwencje otrzymają parki wiatrowe na morzu, elektrownie wodne i geotermalne. Zaplanowano opiewający na 1,5 mld euro program kredytowy, przeznaczony na energooszczędne remonty budynków, a także rozbudowę sieci wysokiego napięcia. (ER) debiut JSW w ramach Akcjonariatu Obywatelskiego Na 6 lipca zaplanowano giełdowy debiut Jastrzębskiej Spółki Węglowej. Odbędzie się on w ramach Akcjonariatu Obywatelskiego. Oferta publiczna obejmuje do 39 496 196 akcji zwykłych na okaziciela serii A i B o wartości nominalnej 5 zł każda. Akcje oferowane są inwestorom indywidualnym, instytucjonalnym oraz osobom uprawnionym, czyli pracownikom Grupy JSW i Kombinatu Koksochemicznego Zabrze. Upublicznienie JSW to jedno z najistotniejszych wydarzeń dla naszej giełdy w tym roku. Będzie to największa oferta publiczna w polskim sektorze węglowym i jedna z kluczowych transakcji dla rynku kapitałowego nie tylko w Polsce, ale w całej Europie. Realizując ofertę JSW będziemy czerpać z naszych najlepszych doświadczeń, w tym budowy akcjonariatu obywatelskiego podkreśla Aleksander Grad, minister skarbu państwa. Akcjonariat Obywatelski to długofalowy program zapoczątkowany przez Ministerstwo Skarbu Państwa przy okazji debiutów giełdowych PZU i Taurona oraz rozwinięty podczas prywatyzacji Giełdy Papierów Wartościowych. Celem programu jest doprowadzenie do świadomego i powszechnego uczestnictwa Polaków w życiu społeczno- -gospodarczym i przemianach własnościowych. (EM) PGE i Puławy wybudują elektrownię gazową Polska Grupa Energetyczna Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna oraz Zakłady Azotowe Puławy podpisały 31 maja umowę o budowie elektrowni gazowej o mocy ok. 840 MW. Koszt inwestycji to ok. 3 mld zł. Z bloku o mocy 840 MW e i 600 MW t ZA Puławy wykorzystywać mają 200 MW mocy elektrycznej i 400 MW mocy cieplnej. Szacuje się, że ok. 110 MW ciepła będzie wykorzystywać miasto Puławy. Zgodnie z wcześniejszymi założeniami, przedsięwzięcie, będzie realizowane w ramach spółki celowej Melamina III. PGE i Zakłady Azotowe Puławy zakładają, że w 2012 r. zakończą się prace związane z uzyskaniem pozwolenia na budowę, wówczas też ogłoszony ma być przetarg na budowę bloku. Blok ma zostać oddany do eksploatacji w 2016 r. Projekt pod nazwą Elektrownia Puławy został zainicjowany w 2008 r. przez Vattenfall Poland oraz Zakłady Azotowe Puławy. W kwietniu 2010 r. ZA Puławy oraz Vattenfall Generation Poland (wstępujący w obowiązki Vattenfall Poland) podpisały umowę określającą warunki współpracy partnerów przy realizacji przedsięwzięcia energetycznego, polegającego na wybudowaniu i eksploatacji elektrowni lub elektrociepłowni o mocy powyżej 1400 MW e. Projekt został jednak zawieszony z powodu przyjęcia nowej strategii Vatenfalla, która zakłada m.in. wycofanie się z mniej ważnych dla szwedzkiego koncernu rynków, a za taki została uznana Polska. (EM) W krajobraz puławskich Azotów wpisze się niebawem elektrownia gazowa Foto: Sławomir Kłak, ZAP Dofinansowanie ochrony środowiska Ponad 400 mln dofinansowania przyznano na budowę zakładów termicznego unieszkodliwiania odpadów w Szczecinie i Koninie. Budowa zakładu Termicznego Unieszkodliwiania Odpadów w Szczecinie, który będzie miał zdolność przetwarzania 150 tys. ton odpadów komunalnych rocznie, została wsparta dofinansowaniem z Programu Operacyjnego Infrastruktura i Ochrona Środowiska (POIiŚ). W skład zakładu wchodzić będą ponadto: instalacja do tzw. waloryzacji, czyli obróbki mechanicznej w celu uzyskania odpowiedniej frakcji handlowej żużla o wydajności 37,8 tys. ton rocznie, a także instalacja zestalania oraz chemicznej stabilizacji pyłów i stałych pozostałości z oczyszczania spalin, o wydajności 10,5 tys. ton rocznie. Całkowity koszt przedsięwzięcia wyniesie prawie 576 mln zł, przy czym kwota dofinansowania w ramach POIiŚ to 255 mln zł. Podobny zakład powstaje w Koninie. Koszt jego budowy wynosi niemal 312 mln zł. Blisko połowę (155 mln zł) sfinansuje POIiŚ. Dodatkowo, inwestycja może liczyć na pożyczkę inwestycyjną z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w wysokości 92 mln zł. Instalacja w Koninie ma spalać rocznie blisko 100 tys. ton odpadów. Budowę zakładów termicznego unieszkodliwiania odpadów umożliwia tzw. ustawa śmieciowa, która daje samorządom lokalnym kontrolę nad odpadami komunalnymi. W całej Polsce ma powstać kilkanaście tego typu instalacji termicznego unieszkodliwiania odpadów. (EM) 7
biznes Polska Energia 7 (33) 2011 Jak ugryźć ryzyko handlowe Ryzyko handlowe rozumiane jest jako ryzyko zmian cen: paliw, energii elektrycznej i produktów powiązanych, w tym uprawnień do emisji CO 2, praw majątkowych 8 Spośród różnych ryzyk, na jakie narażona jest Grupa Tauron, w tym ryzyk biznesowych, regulacyjnych, operacyjnych, itp., ryzyko handlowe jest jednym z najistotniejszych. Wzrost jego znaczenia wynika bezpośrednio z postępujących zmian na rynku energii elektrycznej i produktów powiązanych, jego liberalizacji i wzrostu konkurencji. Specyficzny produkt Szczególnie ważnym czynnikiem ryzyka handlowego jest zmienność cen energii elektrycznej na rynku hurtowym. Zmienność ta jest znacząco wyższa od zmienności cen produktów powiązanych, takich jak prawa majątkowe bądź uprawnienia do emisji CO 2. Wynika to ze szczególnych cech energii elektrycznej jako przedmiotu obrotu i specyficznych cech rynku energii obejmujących przede wszystkim brak możliwości magazynowania energii, ograniczone możliwości jej przesyłu na duże odległości, sezonowość zapotrzebowania odbiorców końcowych (godzinowa, dzienna, tygodniowa, miesięczna), niską zależność zapotrzebowania energii od poziomu jej ceny oraz zależność zapotrzebowania i cen od warunków atmosferycznych. Architektura wdrażanego w Grupie Tauron systemu zarządzania ryzykiem handlowym opiera się na następujących kluczowych elementach: identyfikacji ryzyka; jego pomiarze, czyli wyznaczaniu wysokości ilościowych wskaźników pozwalających na obiektywne określenie potencjalnej straty lub odchylenia od zakładanych wielkości finansowych (np. zysku, marży) na skutek przyszłych zmian cen; monitorowaniu i kontroli ryzyka, czyli odniesieniu wyników pomiaru do systemu limitów na ryzyko i optymalizacji działalności, tj. dostosowanie skali działalności handlowej do podejmowanego przez Grupę ryzyka i poziomu zabezpieczenia zagrożeń. Kiedy kupować? Zarządzanie ryzykiem handlowym jest w przypadku Grupy Tauron bezpośrednio związane z procesem zarządzania aktywami handlowymi Grupy. Dlatego wdrażana w Grupie kon cepcja bazuje na włączeniu Architektura systemu zarządzania ryzykiem aktualizacja zasad kontrola zasad zarządzania ryzykiem handlowym do procesów zarządzania tymi aktywami. W szczególności oznacza to uwzględnienie ryzyka cenowego jako jednego z podstawowych kryteriów optymalizacji portfela. W podejściu tym ryzyko cenowe stanowi kryterium decyzyjne w zakresie dopuszczalnej wielkości otwartej pozycji na rynku. Przykładowo, wdrożenie rozwiązań w zakresie zarządzania ryzykiem handlowym w odniesieniu do kontraktowania energii na rynku hurtowym w celu zabezpieczenia sprzedaży energii do odbiorców końcowych w istotny sposób pomaga w podejmowaniu kluczowych z punktu widzenia zarządzania identyfikacja ryzyko monitoring pomiar Źródło: Opracowanie własne decyzji, tj.: kiedy kupować energię na rynku hurtowym, jakie nabywać produkty i w jakiej ilości. Takie podejście do zarządzania ryzykiem w spółce lub grupie kapitałowej to tzw. aktywne zarządzanie ryzykiem. Oznacza ono dynamiczne dostosowywanie podejmowanej działalności handlowej do zmian na rynku i zmian w poziomie ryzyka. Podejście to odpowiada najlepszym praktykom i jest z powodzeniem stosowane w czołowych grupach energetycznych na świecie. Roman Grudniak
notowania Komentarz 260 240 TGE CRO TGE CRO 120 000 100 000 Stabilizacja i wzrosty Cena [zł/mwh] 220 200 180 160 140 120 80 000 60 000 Witold Lebek 40 000 Biuro Analiz Rynku Tauron Polska Energia SA 20 000 Maj był miesiącem kontynuacji trendów wzrostowych na rynku energii. Zapotrzebowanie krajowego systemu elektroenergetycznego na moc wzrosło o 1,7 proc. w odniesieniu do ubiegłego roku. Średnia temperatura wzrosła w maju do 13,6 st. C i była wyższa o 1,2 st. C niż w maju 2010 r. Ceny energii na rynku spot utrzymywały się na wysokim poziomie głównie za sprawą wysokich notowań w soboty i niedziele. Ceny w offpeaku były średnio o ponad 9 zł/mwh wyższe niż w kwietniu i ukształtowały się na poziomie ok. 199 zł/ MWh (+5proc. MtM). Średnia cena RDN w maju wyniosła 210,56 zł/mwh (+2,5proc. MtM), natomiast wzrosty na rynku bilansującym były nieznaczne (+0,4proc. MtM) i dały średnią cenę 211,68 zł/mwh. Głównym czynnikiem kształtującym taką sytuację był wysoki poziom mocy odstawień remontowych, średnio na poziomie ponad 3 GW/dobę, systematycznie rosnące ceny CO 2 jak i bardzo wysokie ceny energii w Niemczech i Czechach. Niemiecki spot (EPEX) w maju wzrósł do poziomu 56,83 /MWh (+10proc. MtM), podobnie jak czeski spot (OTE), który ukształtował się na poziomie 56,59 /MWh (+8 proc. MtM). Na rynku skandynawskim (NordPool) po kwietniowych spadkach spowodowanych unormowaniem się sytuacji hydrologicznej ceny były stabilne i średnio wyniosły 54,49 /MWh (+0,1 proc. MtM). Bezpośrednie przełożenie rynku spot na kontrakty terminowe spowodowało wzrost kontraktów na 2012 r. z 203,53 zł/mwh do 205,50 zł/mwh na koniec miesiąca. Ostatnie notowania kontraktów kwartalnych na Q3 i Q4 na zamknięciu miesiąca były droższe w porównaniu do kwietnia odpowiednio o 4,25 zł/mwh i 0,95 zł/mwh i ukształtowały się na poziomie 208,50 zł/mwh (Q3) i 203,47 zł/mwh (Q4). Na rynku kontraktów terminowych jedynie kontrakty front month spadły do poziomu 209,35 zł/mwh na zamknięciu miesiąca (-0,8 proc.). Zamknięcie miesiąca na rynku kontraktów terminowych w Niemczech wskazywało na stabilizację cen, CAL12 wzrósł o 0,8 /MWh do poziomu 60,1 /MWh, a kontrakty na Q3 praktycznie zachowały poziom z przed miesiąca (57,79 /MWh), a Q4 wzrosły do 65,38 /MWh (+0,76 /MWh MtM). Na rynkach surowców energetycznych w maju występowały spadki. Baryłka Brent notowana była średnio po ok. 114,7 $/bbl (spadek o 8,4 $/bbl MtM), a ropa WTI spadła o 8,8 $/bbl do 100,73 $/bbl. Za ropą spadały ceny węgla CIF ARA front month do 123,73 $/t (-4,54 $/t MtM), natomiast brytyjski gaz zachował poziom cenowy z kwietnia i średnio w maju kosztował 57,50 GBP/therm. W maju pojawiły się kolejne informacje o chęci przyjęcia do końca br. przez UE zaostrzonego do 30 proc. celu redukcji emisji CO 2 oraz zmian kierunkowych w zakresie polityki energetycznej Niemiec, które obejmują wdrożenie programu odstawień 17 reaktorów jądrowych o łącznej mocy ponad 12,5 GW do 2022 r. Informacje te, oprócz silnego wpływu na rynek energii, wpłynęły niekorzystnie na rynek CO 2, powodując wzrost cen uprawnień na rynku spot do 16,48 /t (+0,22 /t MtM). Cena [zł/mwh] 260 240 70 220 65 200 60 180 55 160 50 140 45 40 120 35 100 Średnie ceny i wolumeny energii elektrycznej na TGE i rynku bilansującym w maju 2011 r. TGE CRO TGE CRO 1.05 4.05 7.05 10.05 13.05 16.05 19.05 22.05 25.05 28.05 31.05 30 1.05 4.05 7.05 10.05 13.05 16.05 19.05 22.05 25.05 28.05 31.05 trendy cenowe na rynku węgla i emisji co 2 w maju 2011 r. 70 129 NordPool EPEX spot USD/t EUR/t OTE TGE 65 260 128 TGE CRO TGE CRO 60 240 127 55 220 126 50 200 125 Cena [zł/mwh] 45 180 124 40 160 123 120 000 100 000 80 000 60 000 40 000 20 000 16 35 140 122 15,9 Coal CIF ARA Front month [USD/t] 20 000 30 120 121 15,8 1.05 4.05 7.05 10.05 13.05 16.05 19.05 22.05 25.05 28.05 31.05 1.05 5.05 9.05 13.05 17.045 21.05 25.05 29.05 2.06 129 100 128 70 127 65 126 60 125 55 124 50 123 45 100 1.05 4.05 7.05 10.05 13.05 16.05 19.05 22.05 25.05 28.05 31.05 USD/t EUR/t NordPool EPEX spot 1.05 4.05 7.05 10.05 13.05 16.05 19.05 22.05 25.05 28.05 31.05 Średnie ceny energii w kontraktach Spot na rynkach europejskich w maju 2011 r. 16 40 122 15,9 Coal CIF ARA Front month [USD/t] 35 121 15,8 1.05 5.05 9.05 13.05 17.045 21.05 25.05 29.05 2.06 OTE NordPool TGE 0 EPEX spot 0 120 16,9 000 16,8 100 16,7 000 16,6 8016,5 000 16,4 16,3 60 000 16,2 16,1 40 000 30 1.05 4.05 7.05 10.05 13.05 16.05 19.05 22.05 25.05 28.05 31.05 OTE TGE 0 16,9 16,8 16,7 16,6 16,5 16,4 16,3 16,2 16,1 9