Ing raport energetyczny_2014_v15

5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014IV edycja raportu ING Banku Śląskiego i PwCMaj 2014

35 mitów polskiej elektroenergetyki 2014

Szanowni Państwo,

to już IV edycja naszego raportu. W 2011 roku podjęliśmy tematykę sposobów finansowania inwestycji, w kolejnym dyskutowaliśmy o możliwości rozwoju energetyki gazowej, a w roku 2013 pisaliśmy, że akcent w elektroenergetyce z powszechnie dyskutowanych problemów dotyczących jedynie wytwarzania przesunął się na inne elementy łańcucha wartości.

Z perspektywy roku 2014 nie chcemy podejmować wątków analizowanych w poprzednich edycjach. Dzisiaj są one zaadresowane w strategiach i działaniach graczy rynkowych.

Chcemy natomiast zmierzyć się z mitami, które są powszechnie wypowiadane na temat sektora elektroenergetycznego przez przedstawicieli różnych organizacji, co kształtuje świadomość odbiorców takich komunikatów.

Podejmujemy się konfrontacji z 5 mitami, które dotyczą kluczowych zagadnień związanych z funkcjonowaniem sektora, gdzie naszym zdaniem treść płynąca wprost z wypowiadanych zdań niesie za sobą wiele uproszczeń.

Powszechnie uważa się, iż działanie „niewidzialnej ręki rynku” jest najzdrowszym systemem, który zapewnia rozwój i eliminuje z rynku nieefektywności. Z punktu widzenia dzisiejszej sytuacji sektora wytwarzania obalamy pierwszy mit: „Wolny rynek stworzył zdrowe podstawy do rozwoju wytwarzania”. Uważamy, iż wolny rynek nie tylko nie stworzył podstaw do rozwoju wytwarzania, ale z racji swojej konstrukcji takiej możliwości nie będzie miał również w przyszłości.

„Rynek mocy to uniwersalne rozwiązanie, które może być skopiowane w Polsce” to mit drugi, z którym polemizujemy. Pojemność hasła „rynek mocy” jest bardzo szeroka i z pewnością nie można mówić, że jest to rozwiązanie uniwersalne. Polska, myśląc o wprowadzeniu rynku mocy, musi w pierwszej kolejności zdefiniować, jakie są jego cele, a dopiero w dalszej kolejności rozważać formułę jego implementacji (przykładowo, czy przyjąć model zobowiązań mocowych, czy też model aukcji mocy, czy inna powinna być długość kontraktów dla nowych mocy niż dla mocy już istniejących).

W dobie powszechności hasła „Energia jest za droga” konfrontujemy się z mitem trzecim: „Klienci nie skorzystali na uwolnieniu rynku”. Pokazujemy, że segment sprzedaży przeszedł ewolucję, której beneficjentem jest klient. Konkurencja w sektorze wymusiła spadek marż, a obsługa klienta przechodzi transformację, zmieniając relację z petenta na klienta. Istniejąca percepcja klienta, iż energia jest za droga, będzie wciąż istniała dalej – powodem tego jest postrzeganie energii elektrycznej jako towaru zawsze obecnego i dostępnego, którego wartość jest nieuświadomiona.

„Inteligentna energetyka zaczyna się od liczników” to mit czwarty, który na kanwie dyskusji o inteligentnych licznikach wskazuje, że dzisiejsze trendy w Europie zmieniają się w kierunku, gdzie to sieć powinna być inteligentna w pierwszej kolejności, a następnie licznik. Szczególnie biorąc pod uwagę fakt, że 82% ankietowanych w ogóle nie zna pojęcia inteligentnego licznika.

Na końcu mit piąty: „Regulacja ma być stabilna, a nie konkurencyjna”. Na przykładzie segmentu energetyki odnawialnej mierzymy się z tradycyjną konwencją, że w regulacji kluczowa jest stabilność. Z tym nie zamierzamy polemizować i w pełni się zgadzamy, ale dodajemy, że również „kluczowa jest konkurencyjność”. Jeżeli regulujemy i wspieramy dany obszar, to róbmy to po możliwie najniższym koszcie dla odbiorcy końcowego, przy zachowaniu godziwego zwrotu dla inwestora.

Zapraszamy do lektury raportu.

Piotr Łuba Kazimierz RajczykPartner Zarządzający Doradztwem Biznesowym Dyrektor Zarządzający SektoremLider Grupy Energetycznej Energetycznym PwC ING Bank Śląski


Spis treści

Mit 1. Wolny rynek stworzył zdrowe podstawy do rozwoju wytwarzania 7

Mit 2. Rynek mocy to uniwersalne rozwiązanie, które może być skopiowane w Polsce 15

Mit 3. Klienci nie skorzystali na uwolnieniu rynku 25

Mit 4. Inteligentna energetyka zaczyna się od liczników 35

Mit 5. Regulacja powinna zapewniać stabilność, a nie konkurencyjność 41

Mit 1. Wolny rynek stworzył zdrowe podstawy do rozwoju wytwarzania


Początki uwolnienia rynku i zapatrywania na przyszłośćRok 2007, kiedy to zlikwidowano obowiązek taryfowy dla wszystkich odbiorców, poza gospodarstwami domowymi, oraz rok 2008, gdy rozwiązano kontrakty długoterminowe, to czas, o którym można powiedzieć, że rynek został uwol-niony i jego „niewidzialna ręka” rozpoczęła kierowanie roz-wojem sektora.

Lata 2008–2009 przyniosły znaczący wzrost cen ener-gii elektrycznej (53% w latach 2007–2009), a silny trend wzrostowy w kolejnych latach był przewidywany w każdej prognozie. Powszechna była wiara, że bez silnego wzrostu cen nie będzie możliwe realizowanie nowych inwestycji, tak wymaganych dla zastąpienia przestarzałych jednostek wytwórczych w systemie. Prognozy wskazywały, iż w 2014

roku cena energii elektrycznej wyniesie ok. 275 PLN/MWh1 w cenach nominalnych. Obecnie cena energii elektrycz-nej kształtuje się na poziomie 156,45 PLN/MWh (kontrakty BASE na rok 2014), a zatem jest znacząco poniżej ówcze-snych oczekiwań.

Jedną z głównych przyczyn wzrostu cen energii elektrycznej w przyszłości stanowić miał koszt uprawnień do emisji CO2. Uprawnienia te stanowią składnik kosztu zmiennego produkcji energii elektrycznej – każda wyemitowana przez jednostkę wytwórczą objętą Europejskim Systemem Han-dlu Emisjami (EU ETS) ilość CO2 musi zostać pokryta sto-sownym uprawnieniem do emisji („EUA”). Jedna jednostka EUA pokrywa ekwiwalent tony emisji CO2. Aktualne ceny uprawnień kształtują się na poziomie około 5 EUR/tCO2

2, podczas gdy 3 lata temu spodziewano się, że ich ceny w 2014 roku kształtować się będą na poziomie około 30 EUR/tCO2

3.

1 Prognoza hurtowej ceny energii elektrycznej wykorzystana w dokumencie Aktualizacja prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2030 przygotowana w roku 2011, ARE wynosi 256,2 PLN (w cenach z roku 2009), co daje około 275,7 PLN/MWh w cenach w roku 2013.

2 Dotyczy kontraktów na dostawę w grudniu 2014, stan na kwiecień 2014. Źródło: ICE Futures Europe w Londynie.3 Prognoza CO2 wykorzystana w dokumencie Aktualizacja prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2030 przygotowana w roku 2011, ARE wynosi 29,27 EUR/t w cenach z roku 2009.

100

200

300

+53%

-22%

PLN/MWh

50

150

250

20132012201120102009 2015*2014*20082007

Źródło: Analiza PwC na podstawie danych URE, TGE. Prognoza inflacji na podstawie NOBE *) średnioważone kontrakty BASE na dany rok. Wolumen dla roku 2014 – 100,1 TWh, 2015 – 28,6 TWh.

0

Historyczne ceny energii na rynku konkurencyjnym, UREPrognozowane ceny energii, ARE – 2011Ceny energii – zawarte kontrakty z dostawą na dany rok (BASE)

Historyczne i prognozowane ceny energii elektrycznej (ceny nominalne)


Uproszczony schemat merit order („stos”) w Polsce

Inne zastrzyki finansoweOd 2008 roku wolnorynkowe działanie wytwórców było wspierane przez dodatkowe „zastrzyki finansowe” w postaci rekompensat z tytułu przedterminowego rozwiązania kontraktów długoterminowych, darmowych uprawnień do emisji CO2 otrzymywanych w ramach derogacji i sprzedaży ich nadwyżek na rynku czy świadectw pochodzenia ze współspalania biomasy. W warunkach akceptowalnego poziomu cen pozwalającego na generowanie marży oraz posiadania „zastrzyków finansowych”, sektor wytwarzania patrzył z optymizmem w przyszłość. Dowodem powyższego były przygotowane programy inwestycyjne, które według stanu na 2008 rok obejmowały 21,5 GW nowych mocy.

Cena energii z roku 2011 na poziomie 198,90 PLN/MWh przy cenach węgla kamiennego oraz cenach CO2 z analizowanego okresu zapewniałaby rentowość inwestycji w budowę nowej elektrowni węglowej, przy założeniu jednak jej czasu pracy w roku na poziomie ok. 7000 h (load factor na poziomie 80% w roku).

Zmiana oczekiwań dotyczących cenWolniejsze niż zakładano tempo wzrostu popytu na energię elektryczną, malejące przydziały darmowych uprawnień

do emisji CO2, wygasanie rekompensat z tytułu przedter-minowego rozwiązania kontraktów długoterminowych, silny przyrost źródeł OZE wraz ze spadkiem cen zielonych certy-fikatów oraz finalnie spadek cen energii elektrycznej zmie-niły w istotny sposób percepcję inwestycji w nowe jednostki wytwórcze. Powyższe wydarzenia rynkowe nie tylko wpły-wają na postrzeganie przyszłości, ale dotykają już dzisiaj istniejących jednostek – poziom wpływu zależny jest jednak od sprawności istniejącej jednostki i jej pozycji w merit order (tzw. „stos”).

Czym jest merit order?Merit order („stos”) jest sposobem rankingowania jednostek wytwórczych według kosztu zmiennego wytwarzania. Narzędzie to wykorzystywane jest do modelowania rynku energii elektrycznej, zachowań graczy rynkowych i cen energii elektrycznej. Kształt „stosu” jest jednym z kluczowych czynników determinujących kształt rynku wytwarzania. W uproszczeniu jednostki wytwórcze na rynku dopuszczane są do pracy w systemie w kolejności kosztów zmiennych – im wyższe zapotrzebowanie, tym droższa jednostka wpuszczona zostaje do systemu w celu jego pokrycia. Cena energii elektrycznej na rynku jest więc wyznaczana na podstawie kosztów zmiennych jednostek domykających „stos” (kosztów krańcowych).

100

200

Koszt zmienny (PLN/MWh)

Merit order – uporządkowanie jednostek wytwórczych według kosztu zmiennegoIm wyższe zapotrzebowanie na energię elektryczną, tym droższe jednostki wykorzystywane są do jego pokrycia

50

150

250

Źródło: Analiza PwC. Koszty zmienne jednostek wytwórczych przedstawione są jedynie ilustracyjnie. Dane oparte są na źródłach dostępnych publicznie.

0

Bloki KSE w kolejności kosztów zmiennych


Merit order a nieefektywne jednostkiEkonomika działalności wytwórczej jednostek domykają-cych merit order ulegała istotnemu przeobrażeniu w ciągu ostatnich 4 lat. Spadek cen energii elektrycznej doprowa-dził do sytuacji, w której działalność wytwórcza balansuje na krawędzi opłacalności już na poziomie kosztów zmiennych.

W roku 2013 jednostki o najniższej sprawności mo-gły spodziewać się realizacji marży ponad koszt zmienny w wysokości około 3 PLN/MWh4. Kwota ta jest niewystarczająca nie tylko do pokrycia całości kosztów stałych, lecz nawet kosztów wynagrodzeń załogi5. Przy cenie energii w roku 2015 bazującej na obecnie zawartych kontraktach BASE istnieje ryzyko, że jednostki nie będą w stanie pokrywać nawet swo-ich kosztów zmiennych

Niskie ceny energii elektrycznej w oczywisty sposób redukują również marże dla wszystkich jednostek w systemie.

4 Z uwzględnieniem kosztów węgla, transportu węgla, kosztów uprawnień do emisji CO2.5 Przykładowo, dla jednostki klasy 200 MWe możliwe byłoby pokrycie kosztów wynagrodzeń

dla około 28 osób bez uwzględnienia kosztów ogólnego zarządu, dodatkowych kosztów pracy, premii etc.

Szacunkowe marże ponad koszt zmienny w roku 2009 i roku 2013 (PLN/MWh)

Cena energii elektrycznej = 197,21 PLN/MWh

Rok 200944 PLN/MWh

Marża wytwórców z końca merit order

0

0

50

100

150

200

Koszt zmienny(PLN/MWh)

Koszt zmienny(PLN/MWh)


Cena energii elektrycznej = 181,55 PLN/MWh

Rok 2013 3 PLN /MWh

Marża wytwórców z końca merit order

50

100

150

200



Merit order a nowy blok w systemieFunkcjonowanie mechanizmu rynkowego doprowadza do sytuacji, w której jednostki z „ogona” merit order nie są w stanie liczyć na osiągnięcie przychodów wystarczających do pokrycia kosztów swojego funkcjonowania. Nie wydaje się obecnie, aby istniały silne bodźce zmieniające sytuację jednostek tej klasy w przyszłości, szczególnie w kontekście pojawienia się nowych bloków w systemie.

Nowy blok w systemie – W krajowym systemie pojawia się nowy blok, np. opalany węglem kamiennym

Przesunięcie kolejności merit order – W związku z tym, iż nowa jednostka ma wysoką sprawność, znaj-dzie się ona w rankingu merit order przed starszymi jednostkami opalanymi węglem kamiennym

Wyjście bloku poza merit order – W związku z tym, iż moc przyrosła skokowo, jednostka dotychczasowej pozycji zamykającej „stos” nie jest potrzebna do za-spokojenia zapotrzebowania na energię elektryczną. W konsekwencji następuje jej wyjście poza merit or-der. Jednostka ta przestaje wpływać na kształtowanie się cen energii elektrycznej

Zmiana na ostatniej pozycji merit order – W kon-sekwencji wejścia nowego bloku ostatnią pozycję w „stosie” zajmuje jednostka będąca dotychczas przedostatnią w rankingu

Presja na zmniejszenie cen – W związku z przesunięciem merit order do domknięcia zapo-trzebowania potrzebne są jednostki o niższym kosz-cie zmiennym niż dotychczasowo, co jest pierwszym bodźcem do obniżenia cen. W obliczu presji konku-rencyjnej i chęci umiejscowienia wolumenu energii elektrycznej na rynku dochodzi do presji na zmniej-szenie cen energii elektrycznej (przy niezmienio-nych cenach czynników wytwórczych)

Powyższe kroki są uproszczeniem schematu funkcjonowania tego zjawiska, pomijającym stronę techniczną pracy bloków i KSE. Pomimo wszystkich uproszczeń schemat ten odpowiednio oddaje istotę problemu zapewnienia rentowności jednostkom z końca merit order. Dodatkowo wejście nowej jednostki do systemu może wywołać presję na spadek cen, co w oczywisty sposób nie doprowadzi do wzrostu marży dla wytwórców.

1

2

3

4

5

Schemat konsekwencji wprowadzenia nowych mocy do systemu elektroenergetycznego

Koszt zmienny (PLN/MWh)

Źródło: Analiza PwC. Koszty zmienne jednostek wytwórczych przedstawione są jedynie ilustracyjnie. Dane oparte są na źródłach dostępnych publicznie.


Nowy blok w systemie1

Zmiana na ostatniejpozycji merit order4

Przesunięcie kolejności merit order2Wyjście bloku poza merit order,potencjalna rezerwa zimna

3

Presja na ceny energii elektrycznej5


Konsekwencje dzisiejszego modelu rynkuW warunkach gry popytu i podaży jednostki, które nie mają zdolności do pokrywania kosztów swojej działalności, powinny zostać wyeliminowane z systemu – taka jest perspektywa graczy rynkowych. Jednak z perspektywy bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego konieczne jest utrzymywanie odpowiedniej rezerwy mocy, która w naturalny sposób tworzy nadpodaż w systemie.

Z racji swojej konstrukcji, rynek w Polsce nie ma zdolności do wykształcenia mechanizmów zapew-niających rentowność tym jednostkom, które z jednej strony są potrzebne w systemie, z drugiej zaś liczba godzin ich pracy w roku oraz poziom generowane-go kosztu produkcji nie pozwalają na osiągnięcie tej rentowności. Dodatkowo taki model rynku nie stwa-rza podstaw do wywołania presji na wzrost cen ener-gii elektrycznej (przy braku zmiany kosztów wytwa-rzania), pozwalający na wzrost marży

Wychodzenie jednostek z KSE ze względu na brak możli-wości zapewnienia opłacalności jest problemem Krajowego Systemu Elektroenergetycznego i wymaga dodatkowych mechanizmów, które mogłoby umożliwić zachowanie eko-nomiki ich działalności. Jednocześnie, wszelkie działania podejmowane przez Operatora Systemu Elektroenerge-tycznego, wiążące się z zachętami finansowymi dla wytwór-ców, poprawiającymi rentowność działania jednostek skut-kować będą dodatkowymi kosztami dla klienta końcowego. Ten klient będzie bowiem w praktyce ponosił koszty stabil-nego systemu elektroenergetycznego.

Wychodzenie jednostek z KSE ze względu na brak możliwości zapewnienia opłacalności jest problemem Krajowego Systemu Elektroenergetycznego i wymaga dodatkowych mechanizmów, które mogłyby umożli-wić zachowanie ekonomiki ich działalności. To będzie jednak kosztowało odbiorcę końcowego

Mit 2. Rynek mocy to uniwersalne rozwiązanie, które może być skopiowane w Polsce


Wytwórców może nie być stać na utrzymywanie niektórych jednostek, więc z czysto biznesowego punktu widzenia powinni je wyłączyć. Jednak z drugiej strony trzeba uwzględnić potrzeby i bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego, za które ktoś musi zapłacić. Rynek mocy może być odpowiedzią, która pozwoli wytwórcom prowadzić biznes przy jednoczesnym zrozumieniu ich roli jako gwarantów bezpieczeństwa energetycznego. Otwarte pozostaje pytanie, czy rynek mocy może być również systemem, który stwarza warunki do inwestowania w nowe moce wytwórcze, przyjmując, że sam poziom cen energii elektrycznej w obecnym modelu rynku takiego bodźca nie wykreuje.

Rynek mocy został wdrożony obecnie m.in. w następujących krajach Unii Europejskiej:

• Hiszpanii – w modelu płatności za moc

• Portugalii – w modelu płatności za moc

• Irlandii – w modelu płatności za moc

• Włoszech – w modelu płatności za moc, obecnie planowana jest zmiana na model aukcji mocy

• Grecji – w modelu zobowiązań mocowych

• Rumunii – w modelu zobowiązań mocowych

• Finlandii – w modelu rezerwy strategicznej

• Szwecji – w modelu rezerwy strategicznej

• Holandii – przygotowano model rezerwy strategicznej, który nie został uruchomiony

Prace nad rozwiązaniami w tym obszarze prowadzone są m.in. w Wielkiej Brytanii (aukcje mocy), we Francji, (zobowiązania mocowe), w Niemczech (rozważany jest model brytyjski i model francuski), Belgii (dopłaty do nowych jednostek CCGT) oraz Polsce.

Dlaczego rynek mocy?Kluczowym zadaniem systemu elektroenergetycznego jest zapewnienie stabilnych dostaw energii elektrycznej dla jego użytkowników. W systemie elektroenergetycznym popyt i podaż energii elektrycznej są na bieżąco bilansowane, aby zapewnić niezbędny poziom zasobów do pokrycia

całkowitego zapotrzebowania na energię elektryczną (również zapotrzebowania szczytowego).

Wychodzenie jednostek wytwórczych z Krajowego Sys-temu Elektroenergetycznego spowodowane nieefektyw-nością ekonomiczną prowadzonej przez nie produkcji stanowi istotne zagrożenie dla jego bezpieczeństwa pra-cy. Rozwój źródeł odnawialnych, które z jednej strony ko-rzystają z uprzywilejowanej pozycji w systemie elektro-energetycznym i jednocześnie charakteryzują się dużymi wahaniami produkcji, powoduje konieczność zmiany po-dejścia do zarządzania systemem elektroenergetycznym. Stąd też największym wyzwaniem dla tego systemu jest zachowanie stabilności w sytuacjach, w których popyt na energię elektryczną i podaż tej energii ze źródeł niestero-walnych zmieniają się w odwrotnych kierunkach, tj.:

• gdy popyt rośnie w godzinach szczytu, a produkcja w źródłach niesterowalnych spada,

• gdy poza szczytem popyt spada, a produkcja w źródłach niesterowalnych rośnie.

Kluczowe z perspektywy bezpieczeństwa Krajowego Syste-mu Elektroenergetycznego są zatem jednostki, które z per-spektywy ekonomicznej (rankingu kosztów zmiennych) są „wypychane” przez bardziej efektywne źródła. Te jednostki stanowią najbliższe zaplecze produkcyjne i mogą zapewnić stabilną pracę Krajowego Systemu Energetycznego w sy-tuacjach wahania podaży ze strony źródeł niesterowalnych i popytu. Jak wskazano powyżej, właściciele tych źródeł nie mają interesu ekonomicznego w ich utrzymywaniu. Stąd też niezbędne jest odpowiednie wsparcie pozwalające zacho-wać ich rentowność produkcji.

Jednym z rozwiązań umożliwiających wsparcie tego typu źródeł jest rynek mocy. Jego zadaniem jest wprowadze-nie dodatkowych zachęt finansowych dla wytwórców, które stabilizują poziom ich przychodów oraz pozwalają na utrzymanie rentowności nawet przy niskim stopniu wyko-rzystania (ograniczonym czasie pracy).

Typologia modeli rynku mocyMimo wielorakości rozwiązań organizacyjnych rynku mocy ich modele można podzielić na dwie główne kategorie:

• rynki mocy oparte na wolumenie,

• rynki mocy oparte na cenie.


6 VoLL (ang. Value of Lost Load) stanowi szacunkową, krańcową cenę energii, którą odbiorca skłonny jest zapłacić, aby uniknąć przerw i zakłóceń w dostawach energii.

Podział modeli rynku mocy

Rezerwa trwała(strategiczna)

Zobowiązaniamocowe

Aukcjemocy

Opcje naniezawodność

Płatnościza moc

Modele rynku mocy

Rynki mocy oparte na wolumenie Rynki mocy oparte na cenie

Rynki mocy oparte na wolumeniePierwszą z grup rynków stanowią rynki mocy oparte na wo-lumenie. W tej kategorii wyróżnić można cztery podstawo-we modele:

• rezerwa trwała (strategiczna),

• zobowiązania mocowe,

• aukcje mocy,

• opcje na niezawodność.

Rezerwa trwała (strategiczna)Rezerwy strategiczne obejmują przede wszystkim jednost-ki, które utrzymywane są w systemie elektroenergetycznym na potrzeby pokrycia zapotrzebowania na energię w sytu-acjach nadzwyczajnych, np. szczególnych warunkach po-godowych lub awariach katastrofalnych.

Jednostki pozostające w rezerwie strategicznej nie biorą czynnego udziału w rynku energii elektrycznej i przywoły-wane są do pracy przez OSP wyłącznie w sytuacjach nad-zwyczajnych, gdy rynkowa cena osiąga poziom cen maksy-malnych, w teorii zbliżonych do wartości VoLL6.

Kontraktacja rezerwy strategicznej realizowana może być przez OSP w ramach ogłaszanych przetargów i może do-tyczyć konkretnych wolumenów rezerwy mocy w kon-kretnych czasookresach (np. w skali jednego roku). Je-żeli proces kontraktacji realizowany jest z odpowiednim wyprzedzeniem, wówczas w przetargach na trwałą rezerwę mocy mogą uczestniczyć również instalacje, które nie zosta-ły jeszcze uruchomione.

Możliwe są różne modele ustalania cen dla wytwórców za utrzymywanie rezerwy strategicznej. Najprostszy z nich po-lega na organizowaniu przez OSP aukcji, w ramach której ofe-rowany jest zakup strategicznych rezerw mocy i wyłaniany jest jej dostawca. Co do zasady, jednostka zakontraktowana jako rezerwa strategiczna przestaje brać udział w rynku. W tym zakresie możliwe są jednak indywidualne rozwiązania przy-gotowane przez OSP. Przykładowo, jednostka pozostająca w rezerwie strategicznej i poza rynkiem energii elektrycz-nej może brać udział w rynku bilansującym w sytuacji, gdy rynek nie może zostać zbilansowany przez innych uczest-ników.

Koszty opłat uiszczanych przez OSP na rzecz instalacji po-zostających w rezerwie trwałej zazwyczaj przenoszone są na odbiorców energii elektrycznej w ramach opłat prze-syłowych. Z uwagi na relatywnie niski poziom niezbędnej rezerwy strategicznej, koszty ponoszone przez odbiorców końcowych związanych z funkcjonowaniem takiego rozwią-zania są relatywnie niskie.


Ponieważ jednostki pozostające w rezerwie trwałej będą pracować bardzo ograniczoną liczbę godzin w roku, a na-wet mogą być przywoływane do pracy raz na kilka lat, w skład tej rezerwy prawdopodobnie wchodziłyby:

• wycofywane z eksploatacji jednostki wytwórcze bądź

• nowe jednostki zbudowane na potrzeby takiej rezerwy z wykorzystaniem urządzeń i instalacji wycofywanych z bieżącej eksploatacji (np. silniki lotnicze).

Idea utrzymywania rezerwy trwałej i jej przeznaczenie spra-wia, że z perspektywy potencjalnego inwestora przygotowa-nie nowego źródła wyłącznie na potrzeby świadczenia usług rezerwy może być nieopłacalne. Jednocześnie płatności z ty-tułu utrzymywania rezerwy trwałej mogą być źródłem dodat-kowego finansowania wytwórców, których niektóre źródła są ekonomicznie nieefektywne i z uwagi na wysoki koszt zmien-ny z definicji pozostają poza rynkiem. Wówczas takie jed-nostki mogłyby zostać postawione do dyspozycji Operatora Systemu Elektroenergetycznego w ramach rezerwy trwałej.

Model rezerwy strategicznej jest najprostszym w implementacji modelem rynku mocy, ale adresu-je jedynie postulat zapewnienia stabilności systemu w sytuacjach nadzwyczajnych, np. w przypadku szczególnych sytuacji pogodowych czy awarii kata-strofalnych

Model rezerwy trwałej ma charakter szczątkowego rynku mocy i adresowany jest do niewielkiego grona jednostek wytwórczych. Rozwiązaniem zbliżonym do rezerwy trwa-łej jest operacyjna rezerwa zimna kontraktowana przez PSE S.A. w Polsce, szerzej opisana w dalszej części raportu.

Zobowiązania mocoweSystem zobowiązań mocowych polega na konieczności za-pewnienia przez sprzedawców (ewentualnie dużych odbior-ców energii elektrycznej) odpowiedniej mocy, pokrywającej ich zaplanowaną sprzedaż (lub zużycie w przypadku dużych odbiorców energii), powiększoną o pewien poziom rezerwy systemowej określonej przez OSP lub Regulatora. W ramach tego modelu rynku wytwórcy mogą sprzedać wolumen mocy odpowiadający maksymalnie ich całej posiadanej mocy dys-pozycyjnej. Dla zapewnienia bezpieczeństwa systemu ener-getycznego moc dyspozycyjna powinna być weryfikowana przez niezależnego eksperta (np. Regulatora, OSP).

Model rynku zobowiązań mocowych zakłada pierwotny i wtórny obrót mocą pomiędzy wytwórcami, sprzedawcami i dużymi odbiorcami energii. Okres, w jakim będzie fizycz-nie dostarczana kontraktowana w danym momencie czasu moc, jest w praktyce dowolny. Tym samym, przy odpowied-nim wyprzedzeniu okresów sprzedaży mocy (np. w roku n4) w rynku mogłyby brać udział jednostki wytwórcze w budowie, jak i jednostki dopiero planowane do wybudo-wania.

Podstawowym wyzwaniem stojącym przed uczestnikami rynku mocy w modelu zobowiązań mocowych jest oszaco-wanie potrzeb w zakresie mocy w horyzoncie 1–4 lat, od-powiednio do terminów sprzedaży mocy. Mimo że system zobowiązań mocowych zakłada wtórny handel dostępną mocą nawet w okresie n+1, to odpowiednie oszacowanie potrzeb (w przypadku dużych odbiorców) lub prognoza sprzedaży (w przypadku sprzedawców energii elektrycz-nej) są w tej sytuacji kluczowe dla efektywnego zamknięcia pozycji handlowej strony popytowej rynku mocy.

Model zobowiązań mocowych może być wdrożony w róż-nych formach, o różnych poziomach centralizacji. Możliwe jest wdrożenie w pełni zdecentralizowanego rynku, na któ-rym zobowiązania mocowe są przedmiotem swobodnego obrotu pomiędzy dysponentami mocy a sprzedawcami energii elektrycznej i dużymi odbiorcami w ramach umów bilateralnych.

Jednym z wariantów zdecentralizowanego modelu rynku mocy opartego na zobowiązaniach mocowych jest wpro-wadzenie systemu certyfikatów mocowych, które są zobo-wiązaniem wytwórcy energii do udostępnienia mocy do wytworzenia danej ilości energii elektrycznej, w danym momencie czasu, przez dany okres. Certyfikaty mocowe wystawiane są producentom energii elektrycznej przez Regulatora i dotyczą wszystkich jednostek, które przeszły zewnętrzną kwalifikację i odpowiednio oszacują swoją moc dyspozycyjną. Certyfikat mocowy, jako wystandary-zowany produkt może być, podobnie jak świadectwa po-chodzenia energii elektrycznej, przedmiotem handlu hur-towego na rynku giełdowym. W ramach takiej architektury rynku mocy OSP:

• Może brać udział w handlu samodzielnie, nabywając moc na pokrycie niezbędnych rezerw systemowych,

• Może pozostawać poza rynkiem mocy i określić jedy-nie poziom nadwyżek mocy na pokrycie niezbędnych rezerw, które muszą zakupić sprzedawcy energii elek-trycznej i duzi odbiorcy.


W modelu zobowiązań mocowych wykonanie obowiązku zapewnienia odpowiedniej mocy w systemie elektroener-getycznym należy do strony popytowej. Może być to re-alizowane poprzez przedstawienie odpowiednich umów bilateralnych bądź umorzenie certyfikatów mocowych. Bez względu na formę, dostawcy mocy i sprzedawcy energii są indywidualnie zobowiązani do zbilansowania swoich pozy-cji handlowych.

W modelu zobowiązań mocowych, bez względu na formę jego implementacji, wszystkie źródła trak-towane są w jednorodny sposób, a moc oferowana przez te źródła jest produktem homogenicznym. Po-ziom przychodów producentów energii elektrycznej jest wynikiem gry rynkowej. Nie są istotne techno-logia wytwarzania ani pozycja jednostki wytwórczej w systemie. Płatności z tytułu sprzedaży mocy (rów-nież poprzez certyfikaty mocowe) mogą stanowić istotny element przychodów oraz poprawiać rentowność działalności operacyjnej, pokrywając część kosztów stałych.

W modelu zobowiązań mocowych wszystkie źródła traktowane są w jednorodny sposób, a oferowana moc jest produktem homogenicznym. Poziom przy-chodów wytwórców z tytułu sprzedaży mocy jest wynikiem gry rynkowej, a w skrajnym przypadku może wynosić zero

Aukcje mocyKoncepcja modelu aukcji mocy jest zbliżona do rozwiązań modelu zobowiązań mocowych. Różnice dotyczą:

• Sposobu ustalenia ceny mocy – cena ustalana jest w trakcie aukcji organizowanych przez podmiot zakupujący moc,

• Sposobu zakupu mocy – zakup mocy realizowany jest przez jeden podmiot (spółka celowa, OSP) na potrzeby całego zgłaszanego popytu na energię elektryczną, odpo-wiedzialny za oszacowanie przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną, z uwzględnieniem szczytów i nie-zbędnej rezerwy mocy.

Podobnie jak w przypadku modelu zobowiązań mocowych wytwórcy mogą sprzedać całą moc dyspozycyjną, która zo-stała zweryfikowana przez niezależnego eksperta (np. Re-gulatora, OSP).

Cena mocy w organizowanych aukcjach jest ustalana na bazie krzywych cenowomocowych określanych przez podmiot odpowiedzialny za zakup mocy na podstawie prognoz zapotrzebowania. Zazwyczaj maksymalną ceną mocy w aukcji jest koszt wejścia do systemu jednostki OCGT, a cena maleje wraz ze wzrostem dostępnej mocy.

Kontraktacja mocy pomiędzy wytwórcami a podmiotem odpowiedzialnym za zakup mocy odbywa się na aukcjach organizowanych przez ten podmiot. Cena kontraktacji nie jest ustalona z góry, a jest wynikiem ofert składanych przez uczestników aukcji i może być ustalona jako cena ostat-niego uczestnika, który wygrał aukcję (cena marginalna). W takiej sytuacji wszyscy uczestnicy danej aukcji, którym udało się sprzedać moc, otrzymają takie samo jednostko-we wynagrodzenie. Możliwa jest jednak sytuacja, że w ko-lejnej aukcji ceny mocy ukształtują się na innym poziomie, w zależności od ofert złożonych na tej aukcji. W konse-kwencji, w przeciwieństwie do modelu opartego na zobo-wiązaniach mocowych (również certyfikatach mocowych), jednostkowe ceny mocy mogą być różne dla różnych jed-nostek wytwórczych. Różnice mogą być pochodną decyzji właścicieli aktywów (w której aukcji brać udział i w jakim zakresie) oraz podmiotu zakupującego moc od wytwór-ców (jak organizować aukcje w kontekście kupowanych wolumenów, terminów kontraktacji etc.).

Kontraktacja mocy pomiędzy wytwórcami a podmio-tem odpowiedzialnym za zakup mocy odbywa się na aukcjach organizowanych przez ten podmiot. Cena kontraktacji nie jest ustalona z góry, a jest wynikiem ofert składanych przez uczestników aukcji. W prze-ciwieństwie do modelu opartego na zobowiązaniach mocowych, jednostkowe ceny mocy mogą być różne dla różnych jednostek wytwórczych

Opcje na niezawodnośćOpcje na niezawodność są instrumentami zbliżonymi do opcji call. Stronami transakcji dotyczących opcji na nie-zawodność są wytwórcy energii elektrycznej (właściciele aktywów) oraz sprzedawcy energii elektrycznej, którzy mogą być reprezentowani na rynku np. przez Regulatora lub OSP. Handel opcjami na niezawodność może być reali-zowany w ramach aukcji organizowanych przez Regulatora lub OSP.


Opcja na niezawodność jest zdefiniowanym produktem składającym się z:

• Części finansowej opcji na niezawodność, w ramach któ-rej nabywca opcji na niezawodność (strona popytowa) ma prawo, lecz nie obowiązek, dokonać zakupu energii elek-trycznej od wystawcy opcji (wytwórcy) w cenie wykonania określonej w opcji, zamiast w cenie referencyjnej. W zamian wystawca opcji otrzymuje stałą płatność – premię,

• Zobowiązania wystawcy opcji (wytwórcy) do fizycznej dosta-wy energii elektrycznej w momencie wykonania opcji. W sy-tuacji, gdy wystawca nie jest w stanie spełnić tego obowiązku, wówczas może być zobowiązany do zapłacenia kary.

W wyniku zakupu opcji na niezawodność:

• Strona popytowa (sprzedawcy energii elektrycznej) otrzy-muje gwarancję dostępności mocy w systemie elektro-energetycznym odpowiadającej jej potrzebom, również w sytuacjach awaryjnych, oraz gwarancję ceny energii elektrycznej, gdy taka sytuacja awaryjna nastąpi,

• Strona podażowa (wytwórcy energii elektrycznej) ma swobodę w ustalaniu mocy wystawianej w opcji, stabilizu-je strumień przychodów i otrzymuje dodatkowe wynagro-dzenie w formie premii za wystawioną opcję.

Opcje na niezawodność nie są standardowym narzędziem zabezpieczającym ryzyko wahań cen energii elektrycznej, lecz mają na celu zapewnienie stabilności systemu elektro-energetycznego w sytuacjach awaryjnych. Stąd też cena wy-konania opcji powinna być ustalona administracyjnie (przez Regulatora lub OSP) na poziomie zbliżonym do cen energii elektrycznej w takich właśnie sytuacjach (dużo wyższym niż w przypadku standardowego instrumentu pochodnego).

W związku z powyższym, model rynku mocy oparty na opcjach na niezawodność wymaga rozwiniętego i kon-kurencyjnego rynku energii elektrycznej. Jedynie dla takie-go rynku możliwe jest określenie granicy pomiędzy waha-niami cen wywołanymi standardową grą rynkową podaży i popytu a sytuacjami awaryjnymi, w których zagrożona jest stabilność systemu elektroenergetycznego.

Model rynku mocy oparty na opcjach na niezawod-ność wymaga rozwiniętego i konkurencyjnego rynku energii elektrycznej

Dodatkowo również wysokość premii za wystawienie opcji oraz poziom kar za niedotrzymanie warunków niezawodno-ści powinny być ustalane administracyjnie.

W praktyce premia uzyskiwana przez wytwórcę energii elektrycznej wystawiającego opcję stanowi stałą opłatę za jego moc dyspozycyjną. Tym samym w modelu opartym na opcjach na niezawodność wszyscy wytwórcy otrzymają takie samo wynagrodzenie jednostkowe, o ile opcje będą wystandaryzowanym i homogenicznym produktem zarów-no w części dotyczącej premii i ceny wykonania, jak i zasad ustalania ceny referencyjnej.

Teoretycznie cena wykonania powinna być ustalana na po-ziomie ceny energii elektrycznej w sytuacjach awaryjnych. OSP lub Regulator mogą jednak uzależniać cenę wykonania od np. kosztu wejścia do systemu jednostki krańcowej oraz cen paliwa przez nią wykorzystywanego lub wyznaczać cenę referencyjną w zależności od ceny z rynku hurtowego, ceny z rynku bilansującego, wskaźnika VoLL.

Rynki mocy oparte na cenie

Płatności za mocModel rynku oparty na płatnościach za moc jest podsta-wowym przykładem rynku mocy opartego na cenie. Jest to najprostsze rozwiązanie dla rynku mocy polegające na bezpośrednich płatnościach dla wytwórców energii, doko-nywanych przez niezależny podmiot (spółka celowa, OSP).W odróżnieniu od modelu rynków mocy opartych na wolu-menie, w przypadku modelu płatności za moc punktem wyj-ścia do prowadzenia procesu kontraktacji jest cena, którą oferuje podmiot zakupujący moc. Na tej podstawie wytwór-cy ustalają wolumen, który skłonni są zaoferować w zamian za zaproponowaną cenę.

W zależności od celu, który stawiany jest rynkowi mocy oraz potrzebom systemu elektroenergetycznego, system płatności za moc może być skierowany do różnych jedno-stek wytwórczych. Przykładowo:

• Płatności dotyczyć mogą wszystkich istniejących lub istniejących i planowanych jednostek wytwórczych,

• Płatności za moc mogą dotyczyć wybranych jednostek wytwórczych, jeżeli z perspektywy stabilności systemu elektroenergetycznego ich funkcjonowanie jest niezbędne,


a rachunek ekonomiczny wskazuje na nieopłacalność pro-dukcji w tych jednostkach,

• Płatności za moc mogą dotyczyć tylko nowych jednostek wytwórczych, jeżeli celem ich funkcjonowania jest wspiera-nie odbudowy mocy wytwórczych. Dodatkowo w takiej sy-tuacji kontraktowanie mocy powinno być realizowane z od-powiednim wyprzedzeniem, tak aby ewentualne płatności za moc mogły być uwzględnione przez inwestorów w kal-kulacjach rentowności nowych jednostek wytwórczych,

• Płatności za moc mogą być adresowane również do jed-nostek danego typu (np. źródła szczytowe) lub opartych na danym paliwie (np. źródła gazowe), w zależności od potrzeb systemu energetycznego lub przyjętej polityki energetycznej kraju, jako narzędzie wspierające zarzą-dzanie miksem paliwowym.

Poziom wynagrodzenia wytwórców za moc może być usta-lany na różne sposoby. Opłata kalkulowana może być na podstawie przyjętych kosztów stałych hipotetycznej jed-nostki. Wówczas wszyscy uczestnicy rynku, bez względu na typ posiadanych aktywów wytwórczych, otrzymują taką samą opłatę. Możliwe są też rozwiązania, w których poziom wynagrodzenia kalkulowany jest w taki sposób, aby zapew-nić danej technologii odpowiedni poziom rentowności przy uwzględnieniu jej kosztów stałych i zmiennych oraz przy-chodów ze sprzedaży energii elektrycznej. Rozwiązanie to pozwala zarządzającemu rynkiem mocy na dyskryminację lub promocję danych technologii i jest narzędziem do za-rządzania zarówno miksem paliwowym, jak i kierunkami rozwoju mocy wytwórczych.

Model rynku oparty na płatnościach za moc pozwa-la zarządzającemu rynkiem mocy na dyskryminację lub promocję danych technologii i jest narzędziem do zarządzania zarówno miksem paliwowym, jak i kierunkami rozwoju mocy wytwórczych

Rynek mocy w PolsceObecnie rynek mocy w Polsce jest w fazie projektowania. Dla prawidłowości jego funkcjonowania oraz osiągnięcia celów stawianych takim rozwiązaniom niezbędne jest przy-gotowanie odpowiedniej architektury rynku. Mimo że ist-nieje kilka potencjalnych modeli rynku mocy, to mnogość wariantów ich implementacji może doprowadzić do wypa-czenia spodziewanych efektów wdrożenia. Kształt rynku

może bowiem istotnie ograniczać funkcjonowanie pewnych technologii wytwórczych i prowadzić do niezamierzonego zniekształcenia mechanizmów rynkowych. W niektórych wariantach rynek mocy może być również traktowany jako jedno z ważnych narzędzi wspierających politykę inwesty-cyjną firm energetycznych.

Zgodnie z obecnymi prognozami w latach 2016–2018 w polskim systemie elektroenergetycznym mogą wystą-pić niedobory mocy spowodowane wyłączeniem starych i nierentownych bloków energetycznych i brakiem źródeł zastępczych, które (pomimo że są obecnie w budowie) nie zostaną jeszcze uruchomione.

W ubiegłym roku rozpoczęły się prace nad rozwiązaniami rynku mocy. Rozwiązania w tym zakresie mogłyby wejść w życie prawdopodobnie od 2016/2017 roku.

Polska przygotowując się do wdrożenia modelu rynku mocy, musi zdefiniować, jaki cel taki rynek ma realizować:

• Zapewnienie wymaganej rezerwy przez jednostki, któ-rych praca nie ma uzasadnienia ekonomicznego? – wy-daje się, że rozwiązania adresujące te wyzwania zostały już wdrożone (co szerzej opisane jest w dalszej części do-kumentu) i możliwe jest ich rozszerzanie na kolejne jed-nostki wytwórcze zastępujące w perspektywie kolejnych lat jednostki stopniowo wycofywane,

• Dodatkowe źródło przychodów dla wytwórców, którzy nie mają możliwości pracy na pełnych zdolnościach produk-cyjnych? – czy tutaj rozwiązania oparte na konkurencyj-nych mechanizmach gry popytu i podaży dadzą zamie-rzony efekt, a z kolei warunki administracyjnej alokacji środków nie zaburzą konkurencyjności sektora?

• Wsparcie jedynie dla nowych jednostek? – wsparcie dla wybranych technologii? – czy w tym obszarze wystarczy stabilizacja systemu w horyzoncie 4 lat, jaki zwykle obej-muje rynek mocy, czy też w przypadku nowych jednostek niezbędne jest wsparcie 15letnie, jak w niektórych wa-riantach implementacji rynku mocy?

Bez odpowiedzi na powyższe pytania trudno przewi-dzieć korzyści i koszty wprowadzenia rynku mocy. Z kolei dopiero określenie celów wdrożenia pozwala na projektowanie jego architektury. Przykładowo wpro-wadzenie rozwiązań opartych na modelu certyfikatów mocowych, których cena jest wynikiem gry rynkowej, nie pozwoli na dedykowanie wsparcia dla nowych jed-nostek wytwórczych.


Bez odpowiedzi na pytanie, co jest celem wdrożenia rynku mocy w Polsce, trudno przewidzieć korzyści i koszty jego funkcjonowania oraz zaprojektować jego architekturę. Przykładowo wprowadzenie roz-wiązań opartych na modelu certyfikatów moco-wych, których cena jest wynikiem gry rynkowej, nie pozwoli na dedykowanie wsparcia dla nowych jednostek wytwórczych

Równolegle do prac nad rozwiązaniem docelowym w 2014 roku funkcjonują już wdrożone narzędzia pomo-stowe, tj. interwencyjna rezerwa zimna oraz operacyjna rezerwa mocy.

Interwencyjna rezerwa zimnaInterwencyjna rezerwa zimna dotyczy płatności OSP za utrzymanie bloków w gotowości do uruchomienia. Usługi interwencyjnej rezerwy zimnej mogą być świadczone przez producentów energii, którzy mają w planach wyłączenie do 2017 roku najstarszych, najmniej efektywnych ekonomicz-nie (często nierentownych) bloków. Zgodnie z modelem in-terwencyjnej rezerwy zimnej wytwórcy mogą utrzymywać te bloki w rezerwie w zamian za stałe płatności realizowane przez OSP. Szacunki PSE wskazują, iż w interwencyjnej rezer-wie zimnej powinno być utrzymywane ok. 1000 MW mocy.

Dotychczas na potrzeby interwencyjnej rezerwy zimnej zakontraktowano 454 MW mocy z dwóch bloków Zespołu Elektrowni Dolna Odra. Umowa obejmuje lata 2016 i 2017 z opcją przedłużenia na kolejne dwa, do końca 2019 roku. Za godzinę utrzymywania w gotowości do interwencyjnej produkcji energii PSE zapłaci średnio 24 PLN za każdy MW mocy w dyspozycji.

Operacyjna rezerwa mocyZgodnie z obowiązującą IRiESP operacyjna rezerwa mocy są to zdolności wytwórcze JGWa będących w ruchu albo postoju, stanowiące nadwyżkę mocy dostępnej dla OSP po-nad zapotrzebowanie na energię elektryczną, pokryte w ra-mach Umów Sprzedaży Energii oraz na Rynku Bilansującym w ramach generacji swobodnej.

Płatności za usługi operacyjnej rezerwy mocy realizowane są na podstawie ceny referencyjnej godzinowej rezerwy operacyjnej, która odpowiada średniemu jednostkowemu

technicznemu kosztowi stałemu zdolności wytwórczych danej JGWa bez amortyzacji oraz kosztów zarządu i sprze-daży skorygowanemu o współczynnik efektywności na poziomie 0,93. Dla roku 2014 wartość ceny referencyjnej wynosi 37,13 PLN/MWh.

Rynek mocy i kontrakty różnicowe – doświadczenia Wielkiej BrytaniiReforma Rynku Energii (EMR) w Wielkiej Brytanii ma za zadanie wprowadzić narzędzia wspierające inwe-stycje w niskoemisyjne źródła wytwórcze. Podstawowe elementy tej reformy to rynek mocy (capacity market) oraz kontrakty różnicowe (CfD). Zadaniem CfD jest usta-bilizowanie przychodów źródeł niskoemisyjnych, a co za tym idzie obniżenie kosztów finansowych inwestycji w takie jednostki wytwórcze. Kontrakty CfD mają zastą-pić dotychczasowe systemy wsparcia dla energetyki od-nawialnej funkcjonujące w Wielkiej Brytanii. Rynek mocy natomiast ma za zadanie zapewnienie wytwórcom oraz stronie popytowej zdolnej do redukcji zapotrzebowania stałych płatności za gotowość do dostarczenia dodatko-wej mocy do systemu lub ograniczenia zapotrzebowania na energię elektryczną w sytuacjach ograniczonej poda-ży. Rynek mocy ma zatem za zadanie ograniczyć ryzyko blackoutu.

W ramach CfD wytwórcy energii elektrycznej otrzymają gwarancję stałej ceny za wytworzoną energię elektryczną (tzw. strike price). Cena referencyjna uzależniona jest od technologii wytwarzania. Wytwórcy, którzy zawrą kontrakt CfD, będą dokonywali sprzedaży energii elektrycznej na rynku hurtowym, a następnie będą rozliczali sprzedaż ze specjalnym podmiotem celowym powołanym przez rząd Wielkiej Brytanii do obsługi kontraktów CfD. W sytuacji, gdy średnia cena rynkowa energii elektrycznej ustalona na pod-stawie odpowiedniego indeksu będzie niższa niż cena refe-rencyjna określona w kontrakcie CfD, wytwórcy otrzymają odpowiednią rekompensatę do wysokości ceny referencyj-nej. W odwrotnej sytuacji, gdy cena rynkowa będzie wyższa niż cena referencyjna, wytwórcy zobowiązani będą zwrócić nadwyżkę przychodów ponad cenę referencyjną do spółki rozliczającej kontrakty CfD.

Rozwiązanie wprowadzane w ramach reformy rynku energii skutecznie ogranicza ekspozycję wytwórców na ryzyko wa-hań cen hurtowych energii elektrycznej. Celem kontraktu CfD jest zapewnienie inwestorom większej przewidywal-ności przychodów i stabilności finansowej w długim okre-


sie. Zakłada się, że kontrakty CfD będą zawierane na okres 15 lat. Wyjątkiem jest energetyka jądrowa, gdzie przewiduje się 35letni okres obowiązywania kontraktu.

Kontrakty CfD przeznaczone są dla nowych niskoemisyj-nych źródeł wytwórczych opartych na różnych technolo-giach. Należy zaznaczyć, iż do tej kategorii zaliczane są za-równo odnawialne źródła energii, jak i energetyka jądrowa oraz źródła wyposażone w instalację CCS. Jednostki, które chcą się ubiegać o CfD, spełnić muszą ustalone administra-cyjnie kryteria, uzależnione od danej technologii wytwarza-nia (wytwórcy kwalifikowani – eligible generators).

Co do zasady, ramowe regulacje ujęte w CfD nie będą róż-niły się między poszczególnymi technologiami. Niemniej jednak pewne korekty mogą okazać się niezbędne, aby odpowiednio zaadresować potrzeby i wymagania inwe-storów w zależności od wybranych rozwiązań technolo-gicznych i warunków konkretnego projektu. Zakres po-tencjalnych zmian zostanie jednak precyzyjnie określony. Obecnie toczą się prace w tym obszarze regulacji EMR. CfD nie są adresowane do wytwórców uczestniczących w rynku mocy. Tacy wytwórcy są explicite wykluczeni z rynku kontraktów CfD.

Zgodnie z obecnymi propozycjami instalacje oparte na technologiach w fazie rozwojowej będą mogły ubiegać się o CfD na zasadzie kolejności zgłoszeń i otrzymają kon-trakt z ceną ustaloną dla danej technologii. Po tej fazie roz-działu CfD, której długość nie została jeszcze ostatecznie ustalona, CfD będą przydzielane w ramach aukcji konku-rencyjnych opartych na cenie.

Regulacje dotyczące CfD są obecnie szczegółowo bada-ne przez Komisję Europejską pod kątem ich zgodności z przepisami dotyczącymi pomocy publicznej i warunków zachowania konkurencji. Obecnie KE zgadza się na pomoc publiczną tylko dla OZE. Natomiast w modelu brytyjskim CfD przeznaczone są dla wszystkich technologii niskoemi-syjnych i docelowo mają za zadanie zastąpić istniejące re-gulacje dotyczące wsparcia dla źródeł odnawialnych. Do-datkowo Brytyjczycy zaliczyli do tej kategorii technologię jądrową.

Jeżeli po przeprowadzonym postępowaniu Komisja Europej-ska uzna, że rozwiązania oparte na kontraktach CfD w ener-getyce nie są niedozwoloną pomocą publiczną dla budowy nowych elektrowni atomowych w Wielkiej Brytanii, podob-ne rozwiązania będą mogły być zastosowane na potrzeby polskiego programu atomowego. Ostatnie informacje opu-blikowane przez Komisję Europejską w grudniu 2013 roku

stawiają jednak pod znakiem zapytania możliwość wydania pozytywnej decyzji w tym zakresie.

Mit 3. Klienci nie skorzystali na uwolnieniu rynku


Już 16 lat temu pierwsi najwięksi odbiorcy przemysłowi (>500 GWh rocznego zużycia) na krajowym rynku uzyskali prawo do zmiany sprzedawcy energii elektrycznej. W 1998 roku liczba tych klientów wynosiła niewiele ponad 10, ale z roku na rok możliwością skorzystania z zasady TPA obejmowane były kolejne grupy klientów biznesowych o coraz niższym wolumenie granicznym konsumowanej energii, kwalifikują-cym do uzyskania tego prawa. W końcu 1 lipca 2007 roku prawo do zmiany sprzedawcy przyznane zostało każdemu spośród kilkunastu milionów klientów branży energetycznej w Polsce. Rok 2007 to także przełom z innego powodu – to wówczas zlikwidowano obowiązek taryfowy dla wszystkich odbiorów energii, z wyjątkiem gospodarstw domowych. Od tego momentu w segmencie sprzedaży energii rynek został otwarty, choć ze względu na utrzymane do dziś taryfowanie energii dla gospodarstw domowych nie został całkowicie zderegulowany. Pod tym względem Polska nie jest jednak wyjątkiem na mapie Europy, bowiem podobnych zliberali-zowanych, choć regulowanych w segmencie klientów indy-widualnych rynków jest przynajmniej kilka. Czy to jednak hamulec dla pierwszych kroków w walce o klienta? Patrząc na zmiany praktyk rynkowych, na poziom wiedzy klientów biznesowych, to, jak dyktują warunki gry i wymuszają na przedsiębiorstwach energetycznych uczenie się zachowań „klientocentrycznych”, na możliwości, jakimi dysponuje dziś klient indywidualny w porównaniu z dostępnymi jeszcze kil-ka lat temu, trudno nie zgodzić się, iż postęp w segmencie sprzedaży energii jest faktem.

Czy energia dla klienta jest droga?Pomijając fakt niskiej siły nabywczej polskiego konsumenta w ogóle (siła nabywcza Polaków to mniej niż 50% średniej europejskiej), w tym odbiorcy energii, w percepcji klienta na rynku energetycznym rachunek za energię najczęściej będzie „za wysoki”, bez względu na to, ile wynosi. Powo-dem tego jest fakt, iż energia postrzegana jest przez klienta, w szczególności indywidualnego, jako dobro „oczywiste”, które zawsze było i być powinno, ale także dobro „bez wy-razu”, o nieuświadomionej na co dzień wartości. Póki klient pozostaje nieuświadomiony tego, co dzięki energii otrzy-muje i co jest w stanie zrobić, zawsze będzie przeświadczo-ny, że płaci za dużo, zaś lwią część jego rachunku pochłania zysk przedsiębiorstwa energetycznego.

W percepcji klienta na rynku energetycznym rachu-nek za energię najczęściej będzie „za wysoki”, bez względu na to, ile wynosi

Jednocześnie zaznaczyć należy, iż w ramach rachun-ku za energię elektryczną czysto rynkowy charakter ma w uproszczeniu wyłącznie komponent w postaci tzw. energii czarnej. Poza wpływem spółek sprzedażowych pozostają opłaty za dystrybucję energii elektrycznej pod-legające taryfikacji oraz część rachunku wynikająca z obo-wiązku zakupu i umorzenia przez przedsiębiorstwa obrotu tzw. kolorowych certyfikatów. To taki rachunek obejmujący wszystkie powyższe komponenty jest przedmiotem per-cepcji klientów.

Tradycyjnie sprzedaż energii do klientów z grupy taryfowej A i B cechowała niska, często bliska zeru marża. Przedsię-biorstwa energetyczne sprzedając energię do największych odbiorców, praktycznie na tym nie zarabiają (na poziomie marży jednostkowej).

Przez lata segmentem, który pozwalał na genero-wanie satysfakcjonującej marży na poziomie nawet kilkunastu procent, były natomiast przedsiębiorstwa z grupy taryfowej C, ale i tu konkurencja sprawiła, że coraz szersze grupy masowych odbiorców są w sta-nie wynegocjować coraz niższe ceny. Jest to przede wszystkim pochodna aktywności mniejszych graczy, których strategie są nakierowane na konkurowanie o wybrane segmenty klientów, w tym przede wszyst-kim tradycyjnie najwyżej marżowego segmentu ma-łych i średnich przedsiębiorstw.

Odrębne zagadnienie stanowi marżowość w segmen-cie gospodarstw domowych. Regulacja cen dla taryfy G doprowadzała do utrzymania niskich marż na sprzedaży, które przez lata kształtowały się na poziomie od zera do zaledwie kilku procent. Tymczasem w związku z utrzymy-waniem się niskiego poziomu cen energii na rynku hurto-wym segment gospodarstw domowych stał się rentowny. Choć nie tak rentowny, jak mógłby być, gdyż spadkom cen hurtowych towarzyszą jednoczesne „wymuszone” obniżki cen energii dla grupy G (zatwierdzone przez URE taryfy obowiązujące od stycznia 2014 roku są niże o 6,2% do 6,5%, a była to już druga w 2013 roku kilkuprocentowa redukcja taryf).

Należy przypuszczać, iż przyszłe zmiany wysokości mar-ży na sprzedaży do gospodarstw domowych po uwolnie-niu rynku będą pochodną stopnia, w jakim główni gracze rynkowi zdołają się przygotować do prawdziwej konku-rencji. W przypadku gdy w momencie uwolnienia cen rynek będzie gotowy do konkurowania o klienta, marża


Średni procentowy poziom oszczędności* w cenie energii elektrycznej dla klientów biznesowych korzystających z zasady TPA w latach 2012–2013

10%

20%

5%

15%

25%

* Procentowa różnica w wysokości średniej ceny energii elektrycznej bez uwzględniania akcyzy i VAT pomiędzy cenami w umowach kompleksowych i cenami w umowach rozdzielonych (dotyczy wyłącznie opłaty za energię elektryczną, z wyłączeniem opłaty za dystrybucję energii elektrycznej).

Źródło: Analiza PwC na podstawie danych ARE S.A.

0%

Grupa taryfowa A

2012 2013

1,6%3,2%

Grupa taryfowa B Grupa taryfowa C

5,4%8,3%

17,2%19,5%

dla gospodarstw domowych powinna początkowo dalej wzrastać do poziomu, który uzasadnia koszty pozyska-nia i utrzymania klienta (klasyczny przypadek „musi być drożej, po to by mogło być taniej”). Tym samym, o ile po uwolnieniu rynku rozpocznie się walka o klienta, koszty pozyskania i obsługi klienta powinny początkowo rosnąć (konieczność poniesienia początkowych nakładów na rozbudowę systemów obsługi klienta czy na optymali-zację struktury BOK). Kolejnym etapem będzie jednak walka o wyższą efektywność. Ponieważ koszty zakupu energii elektrycznej na rynku hurtowym są niezależne od sprzedawcy energii, to najważniejszym obszarem, w ramach którego powinny zostać podjęte działania, jest obszar optymalizacji procesów i stworzenia efektywne-go modelu obsługi (relacja optymalizacji na poziomie Cost to Serve do wzrostu marży netto kształtuje się jak 1:2). Analizując obecną sytuację rynkową, wydaje się, że lata 2014 i 2015 to idealny czas do poniesienia nakładów, gdyż korzystny układ cen na rynku hurtowym oraz po-ziom zatwierdzonych taryf dla gospodarstw domowych pozwalają na inwestycje, które przygotują sprzedawców do działania w latach kolejnych. W tym przypadku marże w roku 2016 i kolejnych latach mogą rosnąć nawet bez zwiększania cen energii.

Czy klienci nie są zainteresowani zmianą sprzedawcy?Klienci korzystają z przysługującego im prawa i liczba odbiorców TPA z roku na rok dynamicznie wzrasta (na koniec 2013 roku wynosiła 92,6 tys. dla klientów bizne-sowych i 135,6 tys. dla klientów indywidualnych). Pomi-mo wzrostu liczby odbiorców zmieniających sprzedaw-cę energii nadal jest ich istotnie mniej niż na większości rynków energii w Europie. Daleko Polsce jeszcze do ryn-ków rozwiniętych, na których przeciętny wskaźnik zmian sprzedawcy (tzw. „switching rate” – stosunek liczby zmian sprzedawców w ciągu roku do ogólnej liczby klientów) to od kilku do kilkunastu procent rocznie, a na najbardziej rozwiniętych rynkach, jak np. brytyjski, osiąga poziomy powyżej 20%. Jednak już dziś nie można przejść obojęt-nie wobec faktu dynamicznego wzrostu liczby klientów TPA w Polsce. Baza była bardzo niska, ale rynek ciągle dojrzewa. Dla przypomnienia jeszcze 5 lat temu klienci biznesowi, którzy korzystali z prawa zmiany sprzedawcy, stanowili mniej niż 0,05%, zaś indywidualni ok. 0,007%.


Schemat relacji pomiędzy optymalizacją Cost to Serve* a wzrostem rentowności sprzedawcy energii

Koszty zakupuenergii elektrycznej

Koszty przesyłui dystrybucji

Redukcja Cost to Serve stanowigłówne źródło zwiększeniarentowności sprzedawcy

detalicznego

Zwiększeniemarży netto

o 40%

20% redukcjaCost to Serve

Składowe rachunku dla klienta Potencjał wzrostu marży sprzedawcy

Marżabrutto

5%–20%

Marżanetto5%

Marżanetto5%

Cost toServe

10–15%

Cost toServe

5%–20%80%–95%

Źródło: Analiza PwC*Cost to Serve - jednostkowy koszt obsługi klienta

Oczywiście wzorem rynków rozwiniętych należy spodzie-wać się, iż dopiero pełne uwolnienie cen dla gospodarstw domowych przyniesie wzmożony wzrost liczby klientów TPA (przykładowo na rynku niemieckim na skutek pełnej deregu-lacji rynku w 2007 roku wskaźnik zmian sprzedawcy klien-tów indywidualnych w ciągu jednego tylko roku osiągnął po-ziom zbliżony do skumulowanego poziomu osiągniętego we wcześniejszych niemal dziesięciu latach, tj. ok. 8%). Z drugiej strony skutecznie poszukujący ofert i zmieniający sprzedaw-cę klient to wyłącznie ten, który jest wyedukowany, i ten, który dysponuje narzędziami do porównywania ofert (m.in. wyszu-kiwarki i porównywarki internetowe, a te już na naszym rynku są dostępne). Dalszy rozwój rynku w tym zakresie to zatem w dużej mierze pochodna stymulowania wiedzy i świado-mości klientów pod wpływem kampanii przedsiębiorstw energetycznych oraz akcji promujących zmianę sprzedaw-cy (działalność URE). Przykładowo w 2012 roku (już po raz drugi) URE przygotował i przeprowadził kampanię edukacyj-noinformacyjną, której motywem przewodnim była zmiana sprzedawcy energii. Obejmowała ona m.in. spoty telewizyj-ne w szczycie oglądalności podczas Euro 2012, przekładając się na wzmożoną „klikalność” zakładek URE poświęconych zagadnieniu zmiany sprzedawcy. Liczba klientów TPA w tym samym roku w grupie klientów indywidulanych wrosła o po-nad 80%. Tego typu akcje mają szansę praktycznie wpłynąć na wiedzę klientów.

Analizy PwC w zakresie doświadczeń klientów na polskim rynku wskazują, iż klient indywidualny, podobnie jak i małe firmy, jest charakteryzowany, a przez to blokowany, przez niskie kompetencje w zakresie umiejętności oceny i porównywania ofert, niski poziom świadomości rynku i konkurentów. W przypadku dużych odbiorców przemysłowych i większego biznesu problem ten nie występuje

Możemy mówić nie tylko o ogromnej świadomości rynku i oferty w przypadku tych grup klientów, ale przede wszyst-kim o świadomości swojej wartości. Klienci ci to grupa bar-dzo aktywna w poszukiwaniu oszczędności, wyedukowana przez branżę energetyczną, oczekująca najniższej ceny i elastycznego podejścia do swoich potrzeb.

O ile w okresie kolejnych 2–3 lat grupa klientów TPA osiągnie poziom kilkuset tysięcy, należy zakładać, że jej liczebność będzie wystarczająca, aby wpływać na zmianę zachowań sprzedawców. Przykładowo masowa reakcja 100 tys. klientów na akcję promocyjną jednego ze sprzedawców będzie w sta-nie wymuszać reakcję innych sprzedawców. W ten sposób wzrost liczby klientów, którzy dojrzeli do zmiany sprzedawcy, będzie z roku na rok nasilał działania konkurencyjne.


Skumulowana liczba odbiorców TPA w latach 2007–2013

40 000

80 000

20 000

60 000

100 000

120 000

140 000

Źródło: Urząd Regulacji Energetyki

0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Gospodarstwa domoweKlienci biznesowi

+42% Klienci biznesowi+77% Gospodarstwa domowe

14 34121 716

1 3407611

106215379058554162

76 470

65 327

92 626

135 619

Wnioski z analizy PwC w zakresie doświadczeń klientów indywidualnych na krajowym rynku energii elektrycznej

Klientindywidualnyna krajowym

rynkuenergii

elektrycznej

Źródło: Analiza PwC

Energia elektryczna odbierana jako produkt „bez wyrazu”

Poczucie braku kompetencjiw zakresie porównywania

ofert i cen

Percepcja wysokich kosztówzwiązanych z energią – rachunek zawsze jest

„za wysoki”

Niska świadomość nt. rynku,podmiotów, rozdziału na sprzedaż

i dystrybucję

Ograniczona wyobraźniaw zakresie możliwości łączenia

energii z innymi usługamii produktami


Wnioski z analizy PwC w zakresie doświadczeń klientów biznesowych na krajowym rynku energii elektrycznej

Klientbiznesowy

na krajowymrynku

energiielektrycznej

Źródło: Analiza PwC

Stosunek do energii elektrycznejoraz poziom wiedzy nt. rynkuzależny od branży (produkcja,

handel,usługi) i wielkości firmy

Od sprzedawcy energiioczekiwanie niskiej ceny,

elastyczności, indywidualnegopodejścia, doceniania lojalności

Bardzo wysoki poziom wiedzynajwiększych klientów

(„wyedukowani” przez branżęenergetyczną)

Małe firmy w zakresieświadomości i negatywnychskojarzeń bardzo zbliżone

do klientów indywidualnych– dominuje zagubienie

Największe kompetencjei świadomość korzyści

z optymalizacji kosztów/zużyciaw przypadku firm produkcyjnych

Czy jest za wcześnie na rozwój oferty produktowousługowej i szukanie nowych strumieni przychodów w sytuacji, gdy branża cierpi na braki na poziomie elementarnym?Dla wszystkich tradycyjnych sprzedawców energii na obec-nym etapie rozwoju rynku kluczowe jest zadbanie o stwo-rzenie stabilnych fundamentów, m.in. informacje o kliencie i zapewnienie akceptowalnego poziomu obsługi klienta (w porównaniu z innymi branżami jak bankowość czy tele-komunikacja). Wyzwania na rynku są dla większości przed-siębiorstw energetycznych zbliżone, dlatego przewaga konkurencyjna będzie budowana przede wszystkim dzięki szybkości wdrażania usprawnień. Mowa tu przede wszystkim o uporządkowaniu i ujednoliceniu systemów billingowych,

poprawie jakości obsługi klienta, co nie obejdzie się bez zmiany kultury organizacyjnej, standaryzacji i optymalizacji procesów sprzedażowych i obsługowych, docelowo wdro-żenia CRM.

Cele krótko i średnioterminowe dla sprzedawców energii to zatem budowa efektywnej i skutecznej funkcji sprzeda-żowej i obsługowej, tak aby optymalizować koszty (przede wszystkim Cost to Serve) i być w stanie przedstawić ofer-tę konkurencyjną cenowo, a z drugiej strony poprawić do-świadczenie klienta.

W takich okolicznościach wydawać się może, że na two-rzenie rozbudowanej oferty pakietowej (energia i gaz, usługi telekomunikacyjne czy internet) i usługowej jest obecnie stanowczo za wcześnie. Energia elektryczna w skrajnym przypadku może być przecież postrzegana jako dobro publiczne, bądź przynajmniej jako produkt o nierozróżnialnym charakterze. Z tego względu strategia uzyskiwania przewagi konkurencyjnej poprzez oferowa-


Gdy wszyscy najważniejsi gracze osiągną funda-menty, czym wówczas będzie można wyróżnić się i wygrać na rynku? Tak – tania i dobra obsługa, ale również poszukiwanie i testowanie źródeł dodatko-wych strumieni przychodów. Poprawione doświad-czenie klienta w wyniku podjętych działań w obrę-bie fundamentów przełożyć się może na wzrost jego lojalności i skłonność do rekomendacji

Oczywiście w przypadku dużej grupy klientów indywidu-alnych także przyszłe działania sprzedawców będą sku-piać się przede wszystkim na zapewnieniu konkurencyjnej oferty cenowej i dobrego poziomu obsługi klienta, tj. co najmniej spełniającego tzw. warunki higieniczne (energia to dla tych klientów nie produkt ekskluzywny, z wieloma odmianami, ale wyłącznie tani masowy towar/dobro). Dla klientów o wyższej wartości, dla których wyeliminowanie negatywnego skojarzenia sprzedawcy energii z urzędem, a oferty z przydziałem taryfy to zdecydowanie za błahy po-wód do odczuwania satysfakcji, należy przygotować ofertę produktów wysokomarżowych z szerokim pakietem usług dodatkowych i z najwyższym poziomem obsługi. Kluczem do sukcesu jest odpowiednia segmentacja pozwalająca do-stosować ofertę i obsługę do oczekiwań poszczególnych grup klientów.

Bój o klienta to jednak nie tylko walka pomiędzy tradycyjny-mi sprzedawcami energii, ale także przedsiębiorstwami telekomunikacyjnymi (niekwestionowany atut to dostęp do systemów billingowych i bazy klienckiej) czy potencjalnie także sieciami kablowymi i dostawcami internetu. A zatem warunki rynkowe wymuszają, a korzysta na tym klient, aby tradycyjni sprzedawcy energii zaadaptowali rozwiązania

nie najtańszej energii elektrycznej oraz akceptowalnej /dobrej obsługi klienta może jawić się jako atrakcyjna opcja. Umożliwia bowiem koncentrację wysiłków na tym, co kluczowe, jednocześnie bez wychodzenia poza strefę komfortu tego, co znane tradycyjnie w branży energe-tycznej. Korzyści z takiego „oszczędnego” podejścia są jednak pozorne, w szczególności biorąc pod uwagę fakt, iż źródłem konkurencji w zakresie dostarczania oferty energetycznej nie muszą być wyłącznie firmy energe-tyczne, może to być też m.in. telekomunikacja. Gdy wszy-scy najważniejsi gracze osiągną wspomniane fundamen-ty, czym wówczas będzie można wyróżnić się i wygrać na rynku? Już dziś trzeba patrzeć na niezbędne działania dużo szerzej i przygotowywać się na przyszłość – tak, ta-nia i dobra obsługa, ale również poszukiwanie i testowa-nie źródeł dodatkowych strumieni przychodów. To, czego bowiem należy się spodziewać w dłuższym okresie, to sy-tuacja, w której poprawione doświadczenie klienta w wy-niku podjętych działań w obrębie fundamentów prze-łożyć się może na wzrost jego lojalności i skłonność do rekomendacji. Podjęte działania mają szansę przełożyć się na zmianę koncentracji klientów z aspektów wyłącz-nie cenowych (choć te zawsze pozostaną na pierwszym miejscu dla większości z nich) na budowę wartości marki oraz szukanie dodatkowej marży poprzez powszechną ofertę produktów i usług łączonych (tzw. bundlowanie).

Przewagę w długim okresie będą w stanie zbudować przede wszystkim najszybciej działające przedsiębior-stwa, skłonne i zdolne do absorpcji najlepszych praktyk i innowacyjnych rozwiązań z rynku, które nie czekają i już dziś rozwijają i testują zaawansowane produkty i usługi. Produkty i usługi, które już dziś może nabyć klient na ryn-ku energii, z każdym rokiem nabierają wielu cech ofer-ty produktowej z rynków rozwiniętych. Klient biznesowy ma możliwość skorzystania z oferty, która nie odbiega znacząco od oferty zagranicznej. Na rynku dostępne są nie tylko oferty sprzedaży pakietowej gazu i energii, ale także pojawia się łączenie energii z internetem, telewizją kablową, assistance, telefonią komórkową, a nawet abo-namentem prywatnej sieci placówek medycznych. Dla klienta indywidualnego gwarancje ceny, taryfy różnicu-jące stawkę w zależności od pory dnia to już standard. W kolejnych latach wzorem rynków rozwiniętych należy spodziewać się rozwoju usług home assistance czy upo-wszechnienia oferty bazującej na programach lojalno-ściowych.

Ranking kryteriów klientów indywidualnych zachęcających do zmiany sprzedawcy energii

1. Niska cena jednostkowa

2. Wyższa jakość obsługi

3. Niezawodność dostaw

4. Dodatkowe usługi / produkty / preferencje

5. Programy lojalnościowe

6. Renomowana marka sprzedawcyŹródło: Analiza PwC na podstawie danych TNS OBOP


z najlepszych praktyk z telekomunikacji czy bankowości, a wśród nich wysokie umiejętności sprzedażowe i komuni-kacyjne kadry, budowanie więzi i pozytywnych skojarzeń z marką, wydajne i funkcjonalne fizycznie placówki kon-taktu, ale i narzędzia internetowe.

Prawdą jest, iż na poziomie taktycznym w batalii o klien-ta i na poziomie standardów obsługowych energetyka w porównaniu z telekomunikacją czy bankowością wciąż jeszcze „uczy się chodzić”. Prawdą jest, że gdy punktem odniesienia uczynić standardy znane z innych branż, trud-no dyskutować ze stanem rzeczy, iż relacje firmy choćby z klientem bankowym to kształtowanie doskonałości operacyjnej, a z klientem energetycznym nierzadko drążenie podstaw (tzw. „fix the basics”). Mitem jest nato-miast mimo wszystko stwierdzenie, iż polski klient nie skorzystał dotąd z uwolnienia rynku i że regułą jest, iż za-miast po produkt w atrakcyjnym opakowaniu przychodzi „do urzędu po przydział taryfy”. Przed branżą wyzwanie budowy szybkiej, taniej i dobrej obsługi klienta, ale przy jednoczesnej rozbudowie konceptów produktowych. A to dzieje się już i na naszych oczach.

Mit 4. Inteligentna energetyka zaczyna się od liczników


W latach 2014–2015 liczba tzw. liczników inteligent-nych zainstalowanych przez OSD działających w Polsce przekroczy 1 milion. Osiągnięcie tej granicy oznacza, że inteligentna energetyka w Polsce nie jest tylko ideą, ale ma materialny wymiar. Z drugiej strony 1 milion in-teligentnych liczników to penetracja na poziomie ok. 7%, co w obliczu celu 80% w roku 2020 oznacza, że w latach 2016–2020 oczekiwać należałoby wyraźnego przyspie-szenia procesów wdrożeniowych.

Obserwacja środowiska międzynarodowego wska-zuje, że przyszłość inteligentnej energetyki nie bę-dzie definiowana na bazie monitorowania postępu w instalacji liczników, a raczej będzie skutkiem zmia-ny filozofii podejścia do celów i sposobów wdroże-nia smart meteringu

Dyskusja o inteligentnym odbiorcy tradycyjnie zaczyna-ła się od przytoczenia Dyrektywy 2009/72/WE, w świetle której kraje członkowskie Unii Europejskiej, z wyłącze-niem nielicznych przypadków7, zostały zobowiązane do wdrożenia do roku 2020 inteligentnego opomiarowania u 80% masowych odbiorców. Podstawowym założeniem było uznanie konieczności instalacji inteligentnego liczni-ka, jako pierwszego kroku do wyzwolenia inteligentnych reakcji odbiorcy masowego. W kolejnym kroku, poprzez tworzenie inteligentnych sieci, miały zostać osiągnięte ko-rzyści, które zwrócą początkowe inwestycje.

Rok 2013 przyniósł duże zmiany w przebiegu dyskusji, a za sprawą niemieckiej analizy kosztów i korzyści realizm w ocenie potencjału ekonomicznego inteligentnych liczni-ków przestał być utożsamiany ze skostniałym myśleniem państwowych monopoli. Analiza niemiecka dowiodła, że opłacalne jest wdrożenie inteligentnych liczników u odbior-ców zużywających ponad 6 MWh rocznie oraz u „prosu-mentów”. Nawet przy uwzględnieniu specyfiki rynku nie-mieckiego (gdzie duży element kosztowy stanowi tzw. multi utility controller – MUC, który ma zapewnić komunikację pomiędzy urządzeniami pomiarowymi różnych mediów) i faktu, że cel 80% liczników inteligentnych jest w końcu do osiągnięcia ok. lat 2026/2027, wyniki tej analizy zostały zin-terpretowane jako deklaracja realizmu w ocenie wdrożeń inteligentnego opomiarowania. Ten komunikat został także wzmocniony faktem, że w tym samym okresie w Austrii od-biorcy otrzymali możliwość odmowy zgody na instalację

inteligentnego licznika z powodów związanych z ochroną danych osobowych. Natomiast Wielka Brytania, która jest jednym z pionierów w tworzeniu architektury inteligentnego rynku, przesunęła rozpoczęcie etapu pełnego wdrożenia o rok.

Nie ma wątpliwości, że instalacja inteligentnych liczników wraz z funkcjonalnością dwukierunkowej komunikacji może przynieść opisywane szeroko korzyści związane z reakcją odbiorców (większa świadomość energetyczna, możliwość zarządzania reakcją strony popytowej), a dochodzący do głosu sceptycyzm nie oznacza, że projekty wdrożeń smart zostaną zawieszone.

Dwie grupy argumentów każą się natomiast ponownie za-stanowić nad tym, czy inteligenta energetyka powinna się zacząć od obowiązującego powszechnie celu 80% na insta-lację liczników u odbiorców końcowych:

a) Dwa kraje Unii Europejskiej – Włochy i Szwecja – za-kończyły pełne wdrożenie inteligentnych liczników. Mogłoby się w związku z tym wydawać, że to te kraje-będą liderami w zakresie innowacyjnych taryf/produk-tów i włączenia odbiorców w aktywne uczestnictwo w inteligentnym systemie energetycznym. Tymcza-sem, jak wskazują wyniki raportu8 opublikowanego przez CEER (Rada Europejskich Regulatorów Energii), nie ma prostej zależności pomiędzy stopniem zaawan-sowania wdrożenia smart meteringu a stopniem za-awansowania produktów i intensywnością komunikacji z odbiorcą.

b) Rachunek ekonomiczny wskazuje, że z punktu widzenia korzyści dla odbiorcy instalacja inteligentnego licznika jest opłacalna dopiero na poziomach zużycia wyższych, niż obecnie wynosi średnia dla gospodarstw domo-wych (w Niemczech ten punkt odcięcia jest określony na 6 MWh). Oczywiście ten poziom/rachunek będzie się zmieniał wraz z przewidywanym spadkiem kosztów urządzeń i technologii oraz zmniejszaniem różnicy w ce-nie liczników „tradycyjnych” i inteligentnych. Analizując ceny liczników oferowane w przetargach w Polsce, moż-na zauważyć, że koszt licznika w okresie 3–4 lat spadł o ponad 20%. Gdyby jednak oczekiwać na moment, kie-dy spadające ceny uzasadnią ich masową instalację mo-tywowaną korzyściami dla odbiorców, to kolejne 3–4 lata byłyby okresem stagnacji.

7 Analiza kosztów i korzyści przeprowadzona w czterech krajach UE wykazała, że wdrożenie wg scenariusza zaproponowanego w Dyrektywie nie jest korzystne ekonomicznie.

8 Status review of regulatory aspects of smart metering including assessment of rollout. CEER, wrzesień 2013.


Benefity z tworzenia inteligentnej infrastruktury tylko częściowo wynikają z reakcji odbiorców – analizy biz-nesowe wskazują na istotniejsze grupy korzyści dla operatorów systemu dystrybucyjnego, czy całej go-spodarki, które mogą uzasadnić projekty smart. Jednak jeżeli korzyści mają pojawić się po stronie operatorów, to wskazana wydaje się zmiana logiki postrzegania in-westycji w inteligentną energetykę z punktu widzenia licznika odbiorcy na punkt widzenia sieci

W tym podejściu dodatkowymi (a może nawet podstawo-wymi) parametrami do mierzenia skuteczności wdrożenia powinien być wpływ na wskaźniki określające niezawod-ność dostaw energii elektrycznej – SAIDI czy SAIFI, a nie kolejne punkty procentowe zaawansowania instalacji inte-ligentnych liczników. Oczywiście instalacja liczników i sys-temu komunikacji wpływa na możliwości automatyzacji sieci, ale jak dotychczas możliwości wdrażania zaawanso-wanych funkcji zarządzania siecią, jak np. funkcji automa-tycznego wykrycia miejsca zwarcia, wydzielenia uszko-dzonego odcinka i przywrócenia zasilania (FDIR – Fault Detection, Isolation, Restoration), nie były opisywane jako priorytet w projektach smart.

Zmiana logiki dałaby także odpowiedź na pytanie, ile licz-ników powinno zostać zainstalowanych i w jakim okresie. W większości krajów EU, gdzie toczy się wdrożenie (wyjąt-kiem jest Wielka Brytania), koszty zakupu i instalacji liczni-ków ponoszą operatorzy systemów dystrybucyjnych. Dla tych przedsiębiorstw logika biznesowa powinna być taka, że do momentu, w którym liczba i zakres funkcjonalności liczników (i systemu komunikacji) wpływają na możliwość automatyzacji pracy sieci, wdrożenie może być finansowa-ne w ramach regularnej działalności dystrybucyjnej. Koszty ponoszone ponad ten poziom (np. instalacja liczników u od-biorców, gdzie wolumen dystrybuowanej energii jest poniżej 1 MWh rocznie) zawsze będą przedmiotem dyskusji, której

celem będzie uzyskanie dodatkowego wsparcia finansowe-go w różnej postaci. To w prostej linii prowadzi do konieczno-ści ponoszenia dodatkowych kosztów przez odbiorców koń-cowych w taryfach. Opłaty te jednostkowo nie są wysokie, np. w analizach Ministerstwa Gospodarki dla Polski jest to kilka złotych na odbiorcę rocznie. Jednak w czasach, kiedy obiorcy będą prawdopodobnie finansowali wiele nowych mechani-zmów stabilizujących rynek (np. rynek mocy), każdy kolejny element kosztowy budzi kontrowersje.

Dyskusja, która toczy się na poziomie międzynarodowym, ma także odzwierciedlenie w Polsce – pomimo formalnie obowiązującego celu instalacji 80% liczników inteligent-nych do roku 2020, status wdrożenia jest bardzo różny w poszczególnych OSD.

Na dwóch różnych końcach skali znajdują się Energa Ope-rator, która ogłosiła pełną instalację liczników u odbiorców końcowych, i Enea, która (dotychczas głównie w zakresie koncepcji) reprezentuje pogląd „sieć najpierw”. Którą drogą pójdą operatorzy będący dzisiaj „pomiędzy”? Po-dobnie jak w innych segmentach energetyki, dużą rolę odegra polityka wsparcia inteligentnych liczników prowa-dzona przez URE. Obecny system „dodatkowego” wyna-gradzania inwestycji w AMI jest przez inwestorów i anali-tyków oceniany jako atrakcyjny i był ważnym elementem w ocenie atrakcyjności GK Energa przy wejściu na giełdę.

Jeżeli zostanie utrzymany obecny system wynagra-dzania AMI, to prawdopodobnie większość spółek dystrybucyjnych będzie tworzyć inteligentną sieć od strony liczników. Gdyby natomiast założyć, że kluczowy będzie wpływ instalacji liczników na SAIDI i SAIFI, to możliwe jest, że dla OSD, którzy nie znajdu-ją się dzisiaj w zaawansowanym stadium wdrożenia, optymalny harmonogram osiągnięcia 80% liczników u odbiorców końcowych wykroczy poza rok 2020

Stan zaawansowania pilotaży smart w Polsce

Koncepcja Pilotaże – mała skala Pilotaże – duża skala Masowe wdrożenie


Niezależnie od tego, czy w Polsce inteligentna energetyka rozpocznie się od liczników, czy od sieci, co z dużym praw-dopodobieństwem będzie trendem międzynarodowym – zmiana niezbędna jest przede wszystkim w świadomo-ści odbiorców. W badaniach przeprowadzonych w ramach programu „ISE – dla domu, środowiska i gospodarki”9 zba-dano znajomość pojęć „inteligentny licznik” lub „licznik zdalnego odczytu” i okazało się, że 82% ankietowanych nie zna pojęcia „inteligentny licznik”.

82% ankietowanych nie zna pojęcia „inteligentny licznik”

Bez zmiany tego stanu rzeczy trudno będzie osiągnąć efekty wdrożenia, które uzasadnią inwestycje na poziomie 6–8 mld PLN do roku 2020 (szacowane nakłady na instala-cję inteligentnego opomiarowania).

Kampania edukacyjna w Polsce będzie się odbywała w warunkach trudniejszych niż np. w Wielkiej Brytanii, gdzie właścicielami liczników są sprzedawcy lub nieza-leżne podmioty, które dzięki instalacji inteligentnych licz-ników zyskują nowe możliwości sprzedaży produktów /usług. Powołana do prowadzenia komunikacji z odbior-cami jednostka Central Delivery Body zarządza tą akcją centralnie w sposób, który przypomina zintegrowane kampanie marketingowe przedsiębiorstw usługowych. W Polsce rolę animatora zwiększania świadomości od-biorców przyjęło PTPIREE, ale działania będą musiały być uzupełnione aktywnością poszczególnych OSD, któ-re w obowiązującym modelu rynku nie pełnią rozbudo-wanej roli proklienckiej.

W tym kontekście inteligentna energetyka to w pierwszej kolejności inteligentne sieci dystrybucyjne, które będą mu-siały być w czasie uzupełnione inteligentnymi licznikami zainstalowanymi u świadomych odbiorców.

9 Badanie GfK Polonia zaprezentowane w ramach projektu „ISE – dla domu, środowiska i gospo-darki” na próbie 963 respondentów.

Mit 5. Regulacja powinna zapewniać stabilność, a nie konkurencyjność


Jednym z najdynamiczniej rozwijających się sektorów branży energetycznej ostatnich lat jest energetyka odna-wialna. Od początku 2005 roku sektor ten przeżywa roz-kwit, osiągając na koniec roku 2013 ponad 5 GW mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii10.

Motor napędu rozwoju OZE w Polsce stanowią zielone certyfikaty, tj. świadectwa pochodzenia energii elek-trycznej, których obowiązek umorzenia (bądź uiszcze-nia opłaty zastępczej) nakładany jest na sprzedawców energii elektrycznej do odbiorców końcowych. Jest to system quasirynkowy, gdyż zasady jego funkcjonowania określone zostają w drodze regulacji – popyt na certy-fikaty wyznaczony zostaje poprzez ustalenie wysokości obowiązku umorzenia, a maksymalna cena certyfikatu na podstawie wysokości opłaty zastępczej.

Zielone certyfikaty – przyciągnięcie inwestorówGłównym powodem, dla którego certyfikaty zachęciły inwe-storów do budowy energetyki odnawialnej w Polsce, była możliwość realizacji zysków ponad zwrot wymagany przez inwestora do rozpoczęcia inwestycji – możliwość ta była swoistą zachętą dla inwestorów zagranicznych do wkro-czenia na nowy, nieznany rynek, wobec którego inwestorzy zagraniczni mogli mieć ograniczone zaufanie. Powodem ist-nienia takiej możliwości w systemie zielonych certyfikatów był fakt, iż inwestorzy, niezależnie od parametrów jakościo-wych projektu, realizowali podobne przychody w przeli-czeniu na jednostkę produkowanej energii, co oznacza, że przedsięwzięcia o niskich parametrach efektywności mogły liczyć na niewielki zwrot z inwestycji, podczas gdy projekty bardzo efektywne realizowały wysokie poziomy zwrotu.

Wzrost mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii w Polsce

10 Ze względu na specyfikę technologii współspalania biomasy, moc w jednostkach konwencjonalnych prowadzących współspalanie biomasy z węglem nie jest ujęta w wielkości mocy OZE.

2000

5000

MW

1000

3000

4000

2012201120102009 20132008200720062005

Źródło: Analiza PwC na podstawie danych ARE

0

+ 4053 MW


System certyfikatów pozwolił na przyciągnięcie zna-czącej liczby inwestorów zagranicznych do kraju i lepsze zrozumienie funkcjonowania biznesu OZE. Posiadając lepszą wiedzę dotyczącą tego rynku oraz specyfiki realizacji inwestycji, jej kosztów, postępu technologicznego, możliwe jest przeprowadzenie optymalizacji systemów wsparcia, co jest aktualnie przedmiotem prac legislacyjnych

Różnice pomiędzy obecnym i przyszłym systemem

System zielonych certyfikatów

Istotą systemu wsparcia w postaci zielonych certyfikatów jest dopuszczanie do systemu projektów niezależnie od ich parametrów (takich jak CAPEX na instalację, produktyw-ność, wynegocjowane kontrakty na odbiór energii i certy-fikatów etc.). Oznacza to, iż do systemu wsparcia dopusz-czana jest każda jednostka OZE i jednocześnie konkurencja między nimi jest znacząco ograniczona.

System aukcyjny

System aukcyjny jest kompletnym odejściem od systemu certyfikatów. Poprzez konieczność składania ofert sprzeda-ży energii elektrycznej i konkurencję o miejsce w systemie wsparcia inwestorzy zmuszeni są do ofertowania cen wystar-czających do realizacji projektu. Potencjalnie zbyt wysokie oferty pozwalające na osiągnięcie nadzwyczajnych zysków z inwestycji skutkują ryzykiem braku wejścia do systemu wsparcia. W związku z tym wymagania co do zwrotu są ogra-niczone, a cena zróżnicowana dla każdego inwestora.

Schemat różnic w funkcjonowaniu systemu zielonych certyfikatów i systemu aukcyjnego

Projekty dopuszczone do systemu

System zielonych certyfikatów

Zwro

t pro

jekt

u

Parametry projektu

Zwrot wystarczającydo realizacji projektu

Projekty dopuszczone do systemu(ograniczenie ich liczby orazwysoka selekcja projektów)

System aukcyjny

Zwro

t pro

jekt

u

Parametry projektu

Zyski/zwrot realizowany przez projektZyski ponadwymagane do realizacji inwestycji,zachęta dla inwestorów do wkroczenia na nowy rynek

Zwrot wystarczającydo realizacji projektu

Zbyt niskie wymagania dotyczące zwrotumogą skutkować brakiem realizacji inwestycjii blokadą miejsca w systemie


Zakładane przez Ministerstwo Gospodarki oszczęd-ności związane z funkcjonowaniem systemu wsparcia są możliwe do osiągnięcia, jednak brak odpowiedniej organizacji aukcji i wyposażenia URE w odpowiednie narzędzia może doprowadzić do zamrożenia wzrostu sektora

System zielonych certyfikatów jest stabilnym narzędziem pozwalającym na stymulowanie rozwoju nowych mocy. Sta-bilność nie jest jednak jedynym kryterium, przez pryzmat którego należy patrzeć na regulacje. Konkurencyjność stymulowana w ramach funkcjonowania systemu aukcyj-nego i jednoczesna stabilność systemu mogą pozwolić na osiągnięcie podobnych celów, przy znacząco niższych kosztach. Specyfika aukcyjnego systemu wsparcia zmusza inwestorów do przygotowania jak najlepszych projektów OZE i oferowania energii po możliwie najniższych cenach. Odpowiednia regulacja wymaga stabilności z perspek-tywy inwestorów, ale wymaga stymulowania konkurencji w celu optymalizacji jej kosztów. Warunkiem funkcjonowa-nia systemu pozostaje jednak sprawne przeprowadzanie aukcji przez URE, których częstotliwość powinna być wyż-sza niż jeden raz w ciągu roku. Niewielka częstotliwość au-kcji może negatywnie wpłynąć na zachowania inwestorów, zmuszając ich do zaniżonego ofertowania i efektywnego braku realizacji projektów inwestycyjnych.

Pułapki systemuNowy system wsparcia zakłada uczestnictwo w aukcji przez inwestycje znajdujące się na etapie projektu. Po zakończe-niu aukcji inwestor może przewidzieć prawie w pełni stronę przychodową przedsięwzięcia. Po zakończeniu i zwycię-stwie w aukcji inwestorzy przystępować będą do zamyka-nia procesu finansowania oraz konstrukcji instalacji OZE. Oznacza to, że strona kosztowa może ulegać odchyleniom w kluczowych parametrach inwestycji.

System aukcyjny niesie ze sobą istotne ryzyka dla rozwoju sektora OZE. Jego podstawową ułomnością jest ryzyko nieracjonalnych bądź zbyt niskich wymagań dotyczących zwrotu projektu i wymaganej ceny energii – w przypadku gdy warunki finansowania lub koszty inwestycyjne ulegną odchyleniu, niewielki margines zwrotu może być niewystarczający do pokrycia wzrastających kosztów realizacji inwestycji. W takiej sytuacji projekty zwyciężające w aukcji nie są realizowane ze względu na brak rentowności, a miejsce w systemie, które miało zostać wypełnione przez nowe moce OZE, pozostaje niewykorzystane. Kluczowa w poprawnym funkcjonowaniu systemu jest racjonalność inwestorów i składanych przez nich ofert

Trudność w składaniu realistycznych ofert jest potęgowa-na przez niską spodziewaną częstotliwość aukcji. Ustawa OZE nie precyzuje ich liczby w ciągu roku, jednak nale-ży spodziewać się, że będą one przeprowadzane raz do roku. Tak niska częstotliwość aukcji oznaczać będzie dla inwestorów, iż przegrana wiąże się z dodatkowym rokiem, w którym niemożliwe będzie kontynuowanie inwestycji w nowe moce. Przeprowadzanie większej liczby aukcji będzie możliwe tylko w przypadku wyposażenia Urzędu Regulacji Energetyki w wystarczające narzędzia do wspar-cia ich przeprowadzania. Rozstrzyganie i kwalifikacja do aukcji będzie zajęciem czasochłonnym, pracochłonnym i skomplikowanym. W związku z tym bez wyposażenia URE w odpowiednie narzędzia, tj. zasoby finansowe na potrzeby administracji nowym systemem wsparcia i inne sposoby dla wsparcia ich realizacji, nowy system może funkcjonować w sposób niesprawny.


Wzrost mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii w Polsce

2000

5000

6000

7000

mln PLN

1000

3000

4000

202020192018201720162015

Źródło: Analiza PwC na podstawie Oceny Skutków Regulacji ustawy OZE z dnia 28.03.2014

Koszt nowego systemu wsparcia przy indeksacji cen aukcyjnych

Koszt obecnego systemu wsparcia – scenariusz ograniczonej wartości świadectw pochodzenia

0


Joanna ErdmanWiceprezes ZarząduING Bank ŚląskiTel.: +48 22 820 4232email: [email protected]

Kazimierz RajczykDyrektor Zarządzający SektoremING Bank ŚląskiTel.: +48 22 820 4229email: [email protected]

Piotr ŁubaPartner Zarządzający Doradztwem Biznesowym Lider Grupy EnergetycznejPwCTel.: +48 22 523 4662email: [email protected]

Dorota DębińskaPokorskaDyrektor, Doradztwo BiznesowePwCTel.: +48 22 746 7150email: dorota.debinska[email protected] Sebastian JandaWicedyrektor, Doradztwo BiznesowePwCTel.: +48 22 746 7283email: [email protected]

Niniejsza publikacja została przygotowana przez firmy PwC Polska Sp. z o.o. z siedzibą przy al. Armii Ludowej 14 w Warszawie oraz ING Bank Śląski S.A. z siedzibą przy ul. Sokolskiej 34 w Katowicach, utworzony na podstawie rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 11 kwietnia 1988 r. w sprawie utworzenia Banku Śląskiego w Katowicach (Dz.U. z 1998 r. nr 21, poz. 141).PwC Polska Sp. z o.o. oraz ING Bank Śląski S.A. dołożyły należytej staranności w celu zapewnienia, że zawarte informacje nie były błędne lub nieprawdziwe w dniu ich publikacji, jednak PwC Polska Sp. z o.o. oraz ING Bank Śląski S.A. i ich pracownicy nie ponoszą odpowiedzialności za ich prawdziwość i kompletność, jak również za wszelkie szkody powstałe w wyniku wykorzystania niniejszej publikacji lub zawartych w niej informacji.Niniejsza publikacja została przygotowana wyłącznie w celach informacyjnych i nie stanowi rekomendacji inwestycyjnej ani oferty dotyczącej zakupu bądź sprzedaży jakiegokolwiek instrumentu finansowego w rozumieniu odpowiednich przepisów Kodeksu cywilnego, ustawy z dnia 29 lipca 2005 roku o ofercie publicznej i warunkach wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego systemu obrotu oraz o spół-kach publicznych (Dz.U. z 2005 r. nr 184, poz. 1539) lub ustawy z dnia 29 lipca 2005 roku o obrocie instrumentami finansowymi (Dz.U. z 2005 r. nr 183, poz. 1538).ING Bank Śląski S.A. i PwC Polska Sp. z o.o. w szczególności poprzez informacje zawarte w niniejszej publikacji nie świadczą doradztwa w związku z jakimikolwiek transakcjami zawieranymi przez odbiorcę raportu ani nie udzielają jakichkolwiek porad inwestycyjnych lub rekomendacji co do zawarcia takich transakcji. Odbiorca raportu, zawierając jakąkolwiek transakcję, działa na własny rachunek oraz na własne ryzyko, podejmując nie-zależne, autonomiczne decyzje dotyczące zawierania transakcji oraz dotyczące tego, czy dana transakcja jest dla odbiorcy raportu odpowiednia lub właściwa, w oparciu o własny osąd lub na podstawie niezależnej profesjonalnej porady.

Kontakt

Ing raport energetyczny_2014_v15

Documents

Transcript of Ing raport energetyczny_2014_v15