RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ...RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W...

RAPORT O RYNKUENERGII ELEKTRYCZNEJI GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2014 ROKU

RWE Polska

II RWE Polska

RWE Polska

DLACZEGO RWE?

RWE należy do pięciu największych firm energetycznych w Europie. Specjalizuje

się w wytwarzaniu, przesyle, dystrybucji oraz sprzedaży energii elektrycznej

i gazu. RWE zatrudnia 66 tys. osób, zaopatruje więcej niż 16 mln Klientów

w energię elektryczną i ponad 7 mln Klientów w gaz.

RWE jest największym producentem energii w Niemczech i trzecim co do wielko-

ści w Wielkiej Brytanii. Obecne jest także w Europie Środkowej. Działa nie tylko

w Polsce, lecz także w Czechach, na Słowacji i na Węgrzech. Największymi firma-

mi należącymi do RWE w Polsce są RWE Polska – odpowiedzialna wspólnie ze

spółką RWE East za wsparcie rozwoju koncernu w Polsce, sprzedająca energię

ok. 900 tys. Klientów – a także firma RWE Stoen Operator, zarządzająca warszaw-

ską siecią elektroenergetyczną. Dodatkowo w Polsce działa spółka RWE Group

Business Services Polska (RWE GBS Polska) odpowiedzialna za procesy obsługi

wewnętrznej koncernu RWE w zakresie rachunkowości, finansów i innych proce-

sów biznesowych, a także obszaru IT. Do RWE w Polsce należą również farmy

wiatrowe o łącznej mocy 197 MW.

RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2014 ROKU 3

RWE Polska

Publikacja, którą oddajemy w Państwa ręce,

to kolejna odsłona raportu dotyczącego najistot-

niejszych i najciekawszych zagadnień, które wy-

darzyły się na rynku energii elektrycznej i gazu

w Polsce w ubiegłym roku i które rzutować będą

na jego kształt w kolejnych latach.

Od 2010 roku opracowujemy podsumowanie

12 miesięcy poprzedzających wydanie raportu

w postaci kalendarium, w którym eksperci RWE

uwzględniają w zwięzłej formie najważniejsze

wydarzenia wpływające na kondycję rynku ener-

getycznego i gazowego w kraju.

Tegoroczną edycję raportu przygotowaliśmy

dla Państwa w zupełnie nowej formie.

Nasi eksperci przeanalizowali dla Państwa szcze-

gółowo trendy na rynku energii elektrycznej

i gazu ziemnego z 2014 roku.

Jedną z najbardziej istotnych tendencji na rynku

energii w ubiegłym roku była na pewno zmien-

ność cen zarówno na rynku SPOT, jak i rynku

terminowym. Wahania te, których przyczyną

PRZEMYSŁAW MĘŻYŃSKIDyrektor Pionu Klientów BiznesowychRWE Polska S.A.

jest między innymi praca mniej stabilnych źró-

deł OZE, powodują, że operowanie na rynku

jest i nadal będzie obarczone ryzykiem zmiany

ceny energii.

Dodatkowo wdrożenie Operacyjnej Rezerwy

Mocy, wzrost cen uprawnień do emisji CO2 oraz

konieczność inwestycji w nowe moce wytwórcze

doprowadziły do wzrostu cen energii elektrycznej.

Ze względu na to, że rynek w Polsce pozostaje

dość mocno odizolowany od rynków sąsiednich,

brakuje możliwości importu tańszej energii

z zagranicy. Przed nami zatem kolejne wyzwanie

integracji polskiego rynku, które będzie wiązało

się z koniecznością rozbudowy infrastruktury

oraz wdrożenia mechanizmów market coupling.

Za znaczące na rynku energii elektrycznej

w kraju uznać należy także brak przejrzystości

w obszarze certyfikatów oraz przywrócenie

wsparcia dla źródeł kogeneracyjnych

energii, które zapewniła nowelizacja prawa

energetycznego.

4 RWE Polska

RWE Polska

Z kolei na rynku gazu ziemnego w 2014 roku

największe znaczenie miała realizacja obliga

giełdowego, która zauważalnie wpłynęła na

wzrost płynności na giełdzie. Mimo że popyt

i podaż gazu ziemnego w dalszym ciągu pozosta-

ją mocno scentralizowane, na rynku pojawiają się

nowi sprzedawcy. Sprzyjać to będzie dalszemu

rozwojowi rynku zarówno hurtowego,

jak i detalicznego.

Pamiętać należy, że rynek gazu ziemnego podle-

ga cały czas stopniowej deregulacji i niewątpli-

wym wyzwaniem dla jego rozwoju będą bariery

legislacyjne. Problem ten dotyczy głównie bra-

ku zwolnienia z taryfikowania gazu sprzedawa-

nego odbiorcom końcowym.

Ponadto rok 2014 był kolejnym etapem rozbu-

dowy infrastruktury przesyłowej (m.in. udostęp-

niono rewers na gazociągu Jamał, co umożliwiło

import gazu z kierunku zachodniego; w przy-

szłości planowane są także oddanie terminalu

LNG oraz rozbudowa łącznika w Cieszynie).

Działania te przyczyniać się będą do zwiększe-

nia bezpieczeństwa dostaw gazu oraz dywersy-

fikacji ich kierunków. W konsekwencji zmiany

wymagać będą rozporządzenia Rady Ministrów

w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji

dostaw gazu ziemnego z zagranicy. Tymczasem

barierą dla liberalizacji pozostaje nadal ustawa

o „zapasach”, na mocy której istnieje obowiązek

tworzenia zapasów gazu ziemnego uzależniony

od ilości importowanego gazu.

Niestety kompleksowość zagadnień związanych

z rozwojem rynku energii i gazu w Polsce i na

świecie stawia ciągłe wyzwania przed Klientami.

Do tego dochodzi również specyfika branży,

w której działają odbiorcy.

Powoduje to, że ujęcie w raporcie wszystkich

trudności i prezentacja możliwych rozwiązań

zarówno zakupu, jak i efektywnego wykorzysta-

nia energii i gazu nie są możliwe.

W związku z tym zachęcamy wszystkich zaintere-

sowanych rozwojem polskiego rynku energii

elektrycznej i gazu ziemnego oraz zmagających

się z wyzwaniami, które ten rynek stawia, do kon-

taktu z ekspertami RWE, będącymi specjalistami

w zakresie zakupu i sprzedaży energii i gazu.

Życzę ciekawej lektury!


RWE Polska

SPIS TREŚCI

SŁOWNIK SKRÓTÓW7 Słownik skrótów

1 RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE10 Rynek energii elektrycznej w Polsce – SPOT14 Rynek terminowy (RTT)

2 RYNEK GAZU W POLSCE22 Rynek gazu w Polsce

3 RYNEK PRAW MAJĄTKOWYCH34 Prawa majątkowe (PMOZE_A)40 Prawa majątkowe kogeneracyjne

(PMEC, PMGM, PMMET)43 Prawa majątkowe świadectwa efektywności

energetycznej (PMEF)44 Fundamenty

4 KALENDARIUM60 Rynek energii elektrycznej62 Rynek gazu

5 PRODUKTY OPARTE NA MECHANIZMACH RYNKOWYCH66 Produkty energetyczne69 Produkty gazowe

ZASTRZEŻENIA PRAWNE70 Zastrzeżenia prawne

6 RWE Polska

RWE Polska


RWE Polska

EEX European Energy Exchange

EUA European Union Allowances, jednost-

ka emisji uprawniająca do emisji

1 tony CO2

KSE Krajowy System Elektroenergetyczny

LNG Liquefied Natural Gas, skroplony gaz

ziemny

OREO Operator Rozliczeń Energii Odnawialnej

OSD Operator Systemu Dystrybucyjnego

OSP Operator Systemu Przesyłowego

OZE Odnawialne Źródła Energii

PMEC prawa majątkowe do świadectw po-

chodzenia dla energii elektrycznej

wyprodukowanej w pozostałych jed-

nostkach kogeneracyjnych

PMEF prawa majątkowe świadectwa efek-

tywności energetycznej

PMGM prawa majątkowe do świadectw po-


wyprodukowanej w kogeneracji opala-

nej paliwami gazowymi lub o łącznej

zainstalowanej mocy elektrycznej

do 1 MW

PMMET prawa majątkowe do świadectw po-


wyprodukowanej w kogeneracji opala-

nej metanem uwalnianym i ujmowa-

nym przy dołowych robotach górni-

czych w czynnych, likwidowanych lub

zlikwidowanych kopalniach węgla

kamiennego lub gazem uzyskiwanym

z przetwarzania biomasy

SŁOWNIK SKRÓTÓW

PMOZE prawa majątkowe do świadectw

pochodzenia dla energii elek-

trycznej wyprodukowanej w OZE,

której określony w świadectwie

pochodzenia okres produkcji roz-

począł się przed 1 marca 2009

roku

PMOZE_A prawa majątkowe do świadectw

pochodzenia dla energii elektrycz-

nej wyprodukowanej w OZE, której

określony w świadectwie pocho-

dzenia okres produkcji rozpoczął

się od 1 marca 2009 roku

TGE Towarowa Giełda Energii

toe tona oleju ekwiwalentnego

URE Urząd Regulacji Energetyki

RDB Rynek Dnia Bieżącego

RDBg Rynek Dnia Bieżącego gazu

RDN Rynek Dnia Następnego,

zwany także rynkiem SPOT

RDNg Rynek Dnia Następnego gazu

RTT Rynek Towarowy Terminowy

RTTg Rynek Towarowy Terminowy gazu

RWE Polska

RWE Polska

RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE

1

10 RWE Polska

RWE PolskaRWE Polska

W roku 2014 ceny energii elektrycznej oderwały się od niespodziewanie niskich poziomów z roku poprzedniego i charakteryzowały się tendencją wzrostową. Trendowi towarzyszyły duża dynamika zmian i bardzo wysokie wahania cen godzinowych.

RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE – RYNEK SPOT

RYNEK DNIA NASTĘPNEGO (RDN)

Średnia cena godzinowa Rynku Dnia Następnego

na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) wyniosła

179,86 PLN/MWh. Oznacza to wzrost o 17% rok

do roku. Godziny szczytowe (w dni robocze,

od 8. do 22. godziny doby włącznie) cechowały się

jeszcze większą dynamiką zmian. Średnia cena dla

godzin szczytowych wyniosła 232,17 PLN/MWh i był

to wzrost o 31% w relacji do roku 2013.

Tempo wzrostów w roku 2014 rosło wraz z kolejny-

mi kwartałami. Najniższy wzrost cen, wynoszący

1,3% w stosunku do analogicznego kwartału roku

poprzedniego, zaobserwowano w I kwartale,

którego cena ukształtowała się na poziomie

161,26 PLN/MWh. II oraz III kwartał cechowały się

podobnym przyrostem cenowym wynoszącym

18%, w ramach którego średnie ceny osiągnęły

AWzrost cen energii elektrycznej na rynku RDN (nazywanym rynkiem SPOT)

Źródło: Opracowanie własne na bazie www.tge.pl

+17%Średnia godzinowa cena

+31%Średnia godzinowa cena

w godzinach szczytowych

TWh

PLN

/MW

h

2,4 2,0 2,1 2,0 1,9 1,7 2,0 1,8 1,7 2,1 2,0 2,1

styc

zeń

luty

mar

zec

kwie

cień maj

czer

wie

c

lipie

c

sier

pień

wrz

esie

ń

paźd

zier

nik

listo

pad

grud

zień

157,0

0,0 130

140

150

160

170

180

190

200

210

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

163,0163,9

186,7

166,1 175,4

200,7

171,4

198,2

192,2

209,5

174,0

Cena SPOT w 2014 roku vs. wolumen obrotu


RWE Polska

+/-20%Zmienność cen

11

poziom 175,97 PLN/MWh w II kwartale i 190,02

PLN/MWh w III kwartale. IV kwartał cechował

największy wzrost cen. Średnia cena wyniosła

191,73 PLN/MWh i był to wzrost o 30,9%

w porównaniu z IV kwartałem roku 2013.

Wzrostowi cen na Rynku Dnia Następnego towa-

rzyszyła znaczna zmienność, która przy porówna-

niu średnich miesięcznych cen przekraczała nawet

poziom 30 PLN/MWh. Rynek stał się tym samym

bardziej ryzykowny i mniej przewidywalny.

Wzrost cen oraz ich znacząca zmienność mogą

istotnie zwiększyć koszty bilansowania. Niezwykle

ważna staje się więc kontraktacja odpowiednio

celnie zaprognozowanego wolumenu zapotrzebo-

wania – zarówno w wymiarze całkowitego zużycia,

jak i profilu godzinowego.

Wolumen obrotu

+7%

Rynek Dnia Bieżącego pozwala członkom Towa-

rowej Giełdy Energii korygować pozycje kontrak-

towe w trakcie doby realizacji dostaw energii

(na trzy godziny przed fizyczną dostawą).

Z roku na rok poprawia się nieco płynność

w tym segmencie. W roku 2014 wolumen obrotu

na RDB wyniósł 85,4 GWh i był wyższy

o 62% w stosunku do roku 2013.

Zgodnie z danymi TGE w 2014 roku łączny wolu-

men obrotu energią elektryczną na rynku SPOT

wyniósł 23,7 TWh, co stanowi wzrost o 7%

w porównaniu z 2013 rokiem.

RYNEK DNIA BIEŻĄCEGO (RDB)

Dopasowanie kontraktowanej energii do rzeczywi-

stego profilu zużycia jest jednym z istotnych czynni-

ków wpływających na koszty dostarczanej energii.

Wiedza na temat indywidualnej charakterystyki zużycia

energii znacząco redukuje wpływ wahań cen rynkowych

na finalne koszty energii.

12 RWE Polska

RWE Polska

POWODY WZROSTU CEN ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA RYNKU SPOT

Na wzrost cen wpłynęły w dużym stopniu opłata

za operacyjną rezerwę mocy oraz nieplanowane

ubytki mocy dyspozycyjnej dostępnej w Krajowym

Systemie Energetycznym (KSE).

OPERACYJNA REZERWA MOCY

Wprowadzony z początkiem roku 2014 mechanizm

operacyjnej rezerwy mocy polegający na wynagra-

dzaniu wytwórców odpowiednią opłatą za utrzymy-

wanie w systemie pewnego poziomu dostępnej

mocy spowodował zmniejszenie ilości energii do-

stępnej na rynku SPOT. W rezultacie była to istotna

przyczyna wzrostu cen. Wprowadzenie takiego

mechanizmu było jednak konieczne, aby zapewnić

gwarancje bezpieczeństwa dostaw.

DOSTĘPNA MOC DYSPOZYCYJNA W KSE

Wysokie ceny na Rynku Dnia Następnego w 2014

roku były również wynikiem ubytków mocy dyspo-

zycyjnej. Pierwszym poważnym zaskoczeniem dla

wielu uczestników rynku był poziom cen odnotowa-

ny 25 kwietnia, wówczas średnia cena pasma wy-

niosła 278,01 PLN/MWh, a ceny w poszczególnych

godzinach szczytowych momentami osiągały po-

ziomy ponad 800 PLN/MWh. Przyczyną takiego

wyskoku cenowego były ubytki mocy w systemie

na poziomie 6,3 GW, z czego ok. 1,5 GW nie było

ujęte we wcześniejszych planach.

Do podobnych zdarzeń dochodziło również w kolej-

nych miesiącach – w czerwcu, lipcu, sierpniu –

w których ceny przekraczały coraz to wyższe grani-

ce, dochodząc w pojedynczych godzinach do

poziomów ponad 1000 PLN/MWh. Uczestnicy ryn-

ku powoli przyzwyczajali się do nowej sytuacji

i starali się jak najszybciej reagować w przypadku

prognoz mówiących o możliwych niedoborach

mocy w systemie. Ceny na rynku SPOT stawały się

coraz to mniej przewidywalne. Najwyższe poziomy

Do takiego poziomu ubytki mocy dyspozycyjnej wywindowały ceny energii w poszczególnych godzinach szczytowych

cenowe zostały osiągnięte na przełomie listopada

i grudnia. 3 grudnia 2014 roku średnia cena dobo-

wa wyniosła 408,34 PLN/MWh, a za niektóre

godziny szczytowe maklerzy byli w stanie zapłacić

po 1300 PLN/MWh. Z tak wysokimi cenami mieli-

śmy do czynienia w przypadku pojawiających się

informacji o wyłączeniach dużych bloków należą-

cych między innymi do elektrowni w Bełchatowie,

Kozienicach, Łagiszy i Pątnowie.

GENERACJA WIATROWA

Na kształtowanie się cen miała również duży

wpływ generacja wiatrowa. W ujęciu rocznym

generacja wiatrowa wzrosła o ponad 23% wzglę-

dem roku 2013 i ukształtowała się na poziomie

ponad 7 TWh. Dodatkowo rozkład ilości energii

wyprodukowanej z farm wiatrowych w poszczegól-

nych miesiącach okazał się różny względem roku

2013. Dlatego też uzależniona od warunków pogo-

dowych generacja wiatrowa w połączeniu z no-

wym mechanizmem operacyjnej rezerwy mocy

oraz licznymi ubytkami mocy dyspozycyjnej regu-

larnie wpływały na wahania cen na rynku SPOT.

Wzrost generacji wiatrowej

+23% r/r

1000 PLN/MWh


RWE Polska

CZYNNIKI ŁAGODZĄCE WZROST CEN

BRAK ZNACZĄCYCH IMPULSÓW DO WZROSTU

CEN ZE STRONY POPYTOWEJ

Zapotrzebowanie na energię elektryczną w KSE

pozostaje na podobnym poziomie. Według danych

KSE roczne zapotrzebowanie ukształtowało się na

poziomie 158,7 TWh i było wyższe zaledwie

o 0,49% niż w roku 2013. Miesiącami, w których

można było zaobserwować największe rozbieżno-

ści pomiędzy latami 2013 i 2014, były marzec oraz

maj. W marcu 2014 roku zużycie energii w KSE było

niższe o 3,3% niż w roku poprzednim. Miało to związek

z warunkami atmosferycznymi, które były znacznie

łagodniejsze niż rok wcześniej. Średnia temperatura

dla tego miesiąca (dane dla Warszawy) była wyższa aż

o 8,8°C. Przeciwna sytuacja miała miejsce w maju. W ro-

ku 2014 zużycie energii wyniosło 12 645 GWh i było

wyższe o 406 GWh (wzrost o 3,3%) niż w roku 2013.

RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ STAJE SIĘ

CORAZ BARDZIEJ WYMAGAJĄCY

Bardzo duża rozpiętość cen oraz częste amplitudy

cenowe na rynku SPOT, z jakimi mieliśmy do czynienia

w roku 2014, świadczą o tym, że rynek staje się coraz

bardziej skomplikowany i trudniejszy do analizy. Kolej-

ne lata mogą charakteryzować się podobnymi sytu-

acjami. Między innymi wraz z rozwojem Odnawialnych

Źródeł Energii (OZE) na rynku będzie pojawiała się

coraz większa zmienność. Potwierdzają to również

doświadczenia innych rynków europejskich.

Ponadto wzrośnie rola zarządzania popytem i poda-

żą energii w celu optymalizacji jej kosztów. Dotyczy

to każdego uczestnika rynku. Ryzyko kosztów nie-

zbilansowania rośnie – zarówno na poziomie KSE,

portfeli spółek energetycznych, jak i poszczegól-

nych Klientów. Klient końcowy może ograniczyć

Zapotrzebowanie w Krajowym Systemie Elektro- energetycznym

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z www.pse.pl

+0,49% r/rPopyt pozostaje na podobnym poziomie

RWE POLSKA DYSPONUJE SZEROKĄ GAMĄ PRODUKTÓW POZWALAJĄCYCH NA ELASTYCZNE I OPTYMALNE DOPASOWANIE ZAKUPU ENERGIIDO PROFILU ZUŻYCIA KLIENTA.

ryzyko kosztów niezbilansowania (tym samym opty-

malizację swoich kosztów energii) poprzez zakup

produktów odpowiadających rzeczywistemu profi-

lowi zużycia oraz dobór odpowiedniej strategii zaku-

pu dostosowanej do indywidualnej ekspozycji na

ryzyko.

20132014

GW

h

styc

zeń

luty

mar

zec

kwie

cień maj

czer

wie

c

lipie

c

sier

pień

wrz

esie

ń

paźd

zier

nik

listo

pad

grud

zień

2200

2700

2450

2950

3200

3450

3700

0,49%

14 RWE Polska

RYNEK TERMINOWY (RTT)B

Rynek terminowy w 2014 roku charakteryzował się trendem wzrostowym. Znaczącą zmianą odnotowaną w cenach produktów rynku terminowego była zmiana relacji ceny produktu EUROSZCZYT do ceny produktu PASMO. Ceny produktu obejmującego godziny szczytowe rosły dynamiczniej, osiągając większą rozpiętość cenową pomiędzy minimalną a maksymalną wartością odnotowaną na rynku w roku 2014.


KONTRAKTY TYPU PASMO (TZW. BASE)

Średnia cena dla kontraktu rocznego typu

PASMO (tj. dostawa stałej ilości energii przez

pełne 24 godziny w danym okresie) na Towaro-

wej Giełdzie Energii z dostawą na rok 2015 wy-

niosła 168,12 PLN/MWh i była wyższa o 9,5% od

ceny kontraktów zawieranych na TGE na rok

2014.

Średnia cena PASMA na rok 2015

+9,5% r/r

Najwyższa cena zanotowana dla produktu

BASE_Y-2015 to 203,00 PLN/MWh. W tej cenie

została zrealizowana pierwsza transakcja na TGE

dla tego typu produktu. Miało to miejsce 4 paź-

dziernika 2012 roku (tj. ponad dwa lata przed

dostawą).

Najniższą ceną dla produktu BASE_Y-2015 było

149,65 PLN/MWh. Transakcja ta została zrealizo-

wana 10 lipca 2013 roku (tj. półtora roku przed

rozpoczęciem dostaw). W okresie tym wszystkie

ceny, zarówno na rynku SPOT, jak i terminowym,

osiągały bardzo niskie poziomy, z jakimi rynek

Wzrosty cen dla kontraktów terminowych na energię elektryczną

TWh

PLN

/MW

h

styc

zeń

obró

t do

końc

a 20

13 r.

luty

mar

zec

kwie

cień

maj

czer

wie

c

lipie

c

sier

pień

wrz

esie

ń

paźd

zier

nik

listo

pad

grud

zień

160,86

158,04

164,52 164,86 165,29

165,06

167,77

173,57 172,94 173,22

170,42

173,82175,47

0,0 130

140

150

160

170

180

0,5

10,0

15,0

20,0

25,0

14,6 8,6 7,59,2 10,7 10,4

2,8

6,4 10,37,7 5,29,5 5,8

Średnie miesięczne ceny forward BASE_Y-15 vs. wolumen obrotu


RWE Polska

KONTRAKTY TYPU EUROSZCZYT (TZW. PEAK)

Średnia cena EUROSZCZYTU

+22,1% r/r

nie miał do czynienia od kilku lat. Tak duża

rozpiętość cenowa jest splotem wielu czynni-

ków wpływających na rynek. Zmieniająca się

struktura wytwarzania, ryzyka regulacyjne,

sytuacja gospodarcza kraju, poziom zakontrak-

towania uczestników rynku i dynamika cen na

rynku paliw sprawiają, że w różnych okresach

cena energii jest wyznaczana inaczej.

W trakcie roku 2014 ceny dla produktu PASMO

z dostawą na rok 2015 poruszały się w trendzie

wzrostowym w przedziale od 156,15 PLN/MWh

do 177,00 PLN/MWh. Na wzrost cen miały

wpływ operacyjna rezerwa mocy, uprawnienie

do emisji CO2 oraz konieczność inwestycji

w nowe moce wytwórcze (wyjaśnienie w dalszej

części raportu).

DUŻA ROZPIĘTOŚĆ CEN

Cena minimalna

149,65PLN/MWh

Cena minimalna

178,50PLN/MWh

Cena maksymalna

203,00 PLN/MWh

Cena maksymalna

235,00PLN/MWh

W przypadku kontraktów rocznych typu

EUROSZCZYT (od 8. do 22. godziny doby włącznie,

w dni robocze) średnia cena na TGE ukształtowała

się na poziomie 220,92 PLN/MWh i była o 22,1%

wyższa od ceny kontraktów typu EUROSZCZYT

zawieranych z dostawą na rok 2014.

PEAK_Y-2015 był notowany najniżej w lipcu

2013 roku, a jego cena wyniosła wówczas

178,50 PLN/MWh (tj. półtora roku przed dosta-

wą). Maksimum zostało osiągnięte 28 lipca 2014

roku (tj. pół roku przed dostawą). Wówczas

cena dotarła aż do 235,00 PLN/MWh.

W okresie całego roku 2014 ceny produktu

szczytowego poruszały się w zakresie od

191,00 PLN/MWh do 235,00 PLN/MWh.

Do momentu osiągnięcia wspomnianego wcze-

śniej maksimum dominował dynamiczny trend

wzrostowy. Po dotarciu cen do górnego pułapu

ceny dla produktu EUROSZCZYT wykazywały

jeszcze znaczne wahania, spadając w okolice

220,00 PLN/MWh, a następnie powracając

na poziomy powyżej 231,00 PLN/MWh.

16 RWE Polska

RWE Polska

Relacja cen PASMA i EUROSZCZYTU względem siebie może

znacząco wpływać na finalną cenę energii dla Klienta końcowego.

Cena EUROSZCZYTU odzwierciedla cenę energii

w godzinach o największym zapotrzebowaniu w KSE. Z kolei cena

PASMA to cena stałego odbioru energii w każdej godzinie doby.

Każdy Klient ma swój indywidualny godzinowy profil zużycia

energii. Energia zużywana w godzinach szczytowych będzie więc

droższa, a energia zużywana w godzinach pozaszczytowych

– tańsza. Cena końcowa, płacona przez Klienta, jest więc wypad-

kową cen produktów PASMO i EUROSZCZYT.

Dostosowując lub zmieniając godzinowy profil zapotrzebowania,

Klienci mogą znacząco wpłynąć na koszt dostarczanej energii.

Wzrost ceny EUROSZCZYT będzie więc szczególnie odczuwalny

dla Klientów zużywających energię w godzinach szczytowych.

ZNACZĄCY WZROST RELACJI CENY PRODUKTU PASMO VS. EUROSZCZYT

Analizując ceny kontraktów typu PASMO

i EUROSZCZYT, warto zwrócić uwagę na znaczną

zmianę relacji względem siebie tych produktów.

W przypadku kontraktów zawieranych z dostawą

na rok 2014 relacja ta wynosiła średnio 1,17

(tj. PEAK droższy od BASE o 17%), z kolei w przy-

padku kontraktów zawieranych z dostawą na rok

2015 stosunek PEAK do BASE wyniósł aż 1,31

(tj. PEAK droższy od BASE o 31%).

Wzrost cen w godzinach szczytowych spowodowa-

ny był w dużej mierze wprowadzeniem mechani-

zmu operacyjnej rezerwy mocy.

Rosnące obroty produktu PASMO świadczą o dal-

szym rozwoju polskiego rynku energii.

Obserwujemy jednak rosnące oczekiwania uczest-

ników rynku dotyczące większej płynności i do-

stępności również innych notowanych produktów.

Potwierdzają to także doświadczenia oraz trendy

zaobserwowane na innych rynkach europejskich.

Obrót energią elektryczną na Towarowej Giełdzie

Energii dla produktu BASE_Y-2015 wyniósł 108,7

TWh, co oznacza wzrost o 8,5% r/r w stosunku do

analogicznego produktu BASE_Y-2014.

Świadczy to o rosnącej płynności rynku dla produk-

tu typu BASE, tj. dostępności tego typu profilu

zużycia energii.

Wzrost obrotów nie jest jednak odnotowywany

dla wszystkich produktów. Dla produktu

PEAK_Y-2015 obrót wyniósł 11,7 TWh i była to

taka sama wielkość jak w przypadku kontraktów

tego typu zawieranych na rok 2014. Dodatkowo

produkt PEAK jest oferowany z opóźnieniem

względem produktu BASE. W tym przypadku

rynek nie podąża za oczekiwaniami Klientów,

którzy coraz częściej i chętniej chcą kontrakto-

wać energię z większym wyprzedzeniem.

Doświadczenia innych rynków europejskich

(np. niemieckiego lub brytyjskiego) pokazują,

że płynność i dostępność notowanych produktów

Wzrost obrotów na produkcie PASMO

+8,5%

Znaczący wzrost relacji ceny PASMO vs. EUROSZCZYT

+14%

WSKAŹNIK OBROTÓWVS. ZAPOTRZEBOWANIE:POLSKA 110% VS. NIEMCY 300% – PORÓWNANIE TGE VS. EEX

nawet z odległymi terminami dostawy jest jednym

z kluczowych czynników napędzających konkuren-

cyjny rynek energii.

Obroty energią na tych rynkach przewyższają real-

ne zapotrzebowanie krajowe kilkakrotnie. Oznacza

to, że energia jest w obrocie kilkakrotnie, zanim

zostanie finalnie zużyta. Wynika to z chęci zabez-

pieczania swojej pozycji również w dłuższym prze-

dziale czasowym.

DLACZEGO RELACJA CENY PASMA DO EUROSZCZYTU JEST TAK ISTOTNA?


RWE Polska

Płynność i dostępność produktów na kolejne lata dosta-

wy pozostają w dalszym ciągu na relatywnie niskim pozio-

mie i ograniczają się do produktu rocznego PASMO. Kontrak-

ty typu EUROSZCZYT są przedmiotem handlu dopiero

w okresie roku przed dostawą. Brak płynności stwarza szcze-

gólnie problemy przy chęci kontraktacji w horyzoncie czaso-

wym sięgającym czterech lub pięciu lat.

Podobne trendy cenowe towarzyszyły kontrak-

tom zawieranym na kolejne lata. Pierwsze trans-

akcje dla kontraktu typu PASMO z dostawą na

rok 2016 miały miejsce w maju 2013 roku, a ich

cena wynosiła ok. 156,00 PLN/MWh.

Na koniec roku 2014 produkt ten wyceniany był

w okolicach 181,00 PLN/MWh. Na rynku pojawi-

ły się już pierwsze kontrakty na rok 2017, któ-

rych cena na Towarowej Giełdzie Energii w roku

2014 oscylowała w granicach 188,00 PLN/MWh.

KONTRAKTY TERMINOWE NA KOLEJNE LATA

18 RWE Polska

RWE Polska

Przyczyny wzrostu cen to m.in.: opłata za opera-

cyjną rezerwę mocy, wzrost cen CO2 i koniecz-

ność nakładów inwestycyjnych na budowę no-

wych mocy wytwórczych.


Wzrost cen na Rynku Dnia Następnego spowo-

dowany wprowadzeniem dopłat dla wytwórców

za utrzymywanie w systemie odpowiedniego

poziomu dostępnej mocy wpłynął również na

notowania kontraktów terminowych. Dynamicz-

ne wzrosty były charakterystyczne przede

wszystkim dla kontraktów typu EUROSZCZYT,

jednocześnie wpływając na wzrost średniej ceny

PASMA.

UPRAWNIENIA DO EMISJI CO2

Drugim istotnym czynnikiem, który wpłynął na

wzrost notowań energii konwencjonalnej na

rynku terminowym, były ceny CO2. W grudniu

2013 roku Parlament Europejski wprowadził tzw.

backloading polegający na zawieszeniu części

darmowych uprawnień do emisji CO2. Po tej de-

PRZYCZYNY WZROSTU CEN

cyzji ceny CO2 z poziomów poniżej 5 EUR/t stop-

niowo wzrosły do poziomów ok. 7 EUR/t. Polska

− jako kraj, w którym wytwarzanie w dużej mierze

oparte jest na węglu − odczuwa skutki takiego

rozwiązania, a wzrost cen CO2 odbił się na wzro-

ście cen energii elektrycznej.

BUDOWA NOWYCH MOCY WYTWÓRCZYCH

To nadal kluczowy i szeroko dyskutowany czynnik

wpływający na wzrost cen. Potrzeby polskiej ener-

getyki związane są z koniecznością budowy no-

wych mocy wytwórczych, aby zastąpić stare i coraz

mniej rentowne bloki, które będą w najbliższych

latach wyłączane. Aby zachować ciągłą i bezpiecz-

ną pracę systemu, w miejscu wyłączanych bloków

muszą powstawać nowe. Wiąże się to z miliardo-

wymi nakładami finansowymi, które muszą zostać

odzwierciedlone w cenach energii elektrycznej.

W związku ze spodziewanym rozwojem rozproszo-

nych i mniej stabilnych źródeł odnawialnych KSE

będzie wymagał równolegle rozbudowy mocy

regulacyjnych. A konwencjonalna generacja ener-

gii będzie musiała spełniać coraz bardziej rygory-


RWE Polska

styczne cele redukcji emisji (m.in. z tego wynika

plan budowy elektrowni jądrowej).

Z przeprowadzonego przez Prezesa Urzędu

Regulacji Energetyki (URE) raportu o planach

inwestycyjnych na lata 2014–2028 wynika,

że przedsiębiorstwa wytwórcze planują oddanie

ponad 18 GW nowych mocy wytwórczych, które

powinny pokryć prognozowane zapotrzebowanie

w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym.

Raport opiera się jednak na planowanych inwe-

stycjach przedsiębiorstw energetycznych,

których realizacja może nie dojść do skutku.

Spadek cen energii na rynku hurtowym

w ostatnich latach spowodował, że w stosunku

do planów z roku 2011 przedsiębiorstwa ener-

getyczne zredukowały swoje zamierzenia inwe-

stycyjne o 11,5 GW.

Obecne ceny na rynku hurtowym (pomimo

wzrostów) pozostają w dalszym ciągu na pozio-

mie niewystarczającym do sfinansowania no-

wych elektrowni. Z tego powodu trwają dalsze

prace nad wdrożeniem w Polsce rynku mocy,

który oprócz opłaty za energię miałby wprowa-

dzić również opłatę za udostępnioną moc.

JAK UNIKNĄĆ WYSOKICH CEN ENERGII?

KONTRAKTACJA W TRANSZACH SPOSO-BEM NA UZYSKANIE OPTYMALNEJ CENY DLA KLIENTÓW

Rynek charakteryzuje się dużą zmiennością cen. Trud-

no jest określić trendy długoterminowe. Każdego roku

pojawiają się nowe, wcześniej niespodziewane czynni-

ki wpływające na większy lub mniejszy wzrost bądź

spadek cen. Klienci podążający za rynkiem energii

powinni rozważyć rozpoczęcie kontraktacji na kolejne

lata. Warto skorzystać z produktów dających możli-

wość dokonania zakupu w kilku transzach. Korzystając

z tej możliwości, unika się ryzyka zakupu po cenach w ich

najwyższym punkcie.

Klienci, którzy przy kontraktacji na rok 2015 wybrali

produkt transzowy, mieli szansę nabycia energii elek-

trycznej na poziomie 150,00 PLN/MWh za produkt

typu PASMO, jak również po cenach powyżej 170,00

PLN/MWh. Uzyskali w ten sposób średnią cenę na

poziomie o wiele bardziej korzystnym niż Klienci, któ-

rzy pozostawili decyzję o zakupie na koniec roku 2014.

20 RWE Polska

RWE Polska

21

RWE Polska

2

RYNEK GAZU W POLSCE

22 RWE Polska


Rok 2014 był drugim pełnym rokiem obrotu gazem ziemnym na Towarowej Giełdzie Energii. Można powiedzieć, że miał dwa bardzo odmienne oblicza. Bardzo spokojną pierwszą część roku oraz niezwykle dynamiczną drugą.

RYNEK GAZU W POLSCE

Z jednej strony był to rok ogromnych zawirowań

na arenie politycznej, z drugiej − w Polsce zaszło

wiele ważnych zmian legislacyjnych, które były

kolejnym krokiem w kierunku dalszej liberalizacji

rynku gazu i napędzały obrót błękitnym pali-

wem na parkietach TGE. Warto podkreślić, że

rynek gazu rządzi się innymi prawami niż rynek

energii elektrycznej. Producentów gazu jest

niewielu, dlatego sytuacja geopolityczna odgry-

wa olbrzymią rolę w kształtowaniu się podaży

oraz cen surowca, także na TGE.

Całkowity wolumen wszystkich transakcji zawar-

tych w 2014 roku na wszystkich rynkach gazu

Towarowej Giełdy Energii wyniósł 111,6 TWh,

w porównaniu z 2,4 TWh w roku 2013. Oznacza

to aż 45-krotny wzrost w skali roku. To absolut-

ny rekord w historii działalności giełdy. Warto

podkreślić, że ponad 90% tego wolumenu zo-

stało zakontraktowane w drugiej połowie roku.

A

111,6 TWhWzrost obrotów 45-krotny

Całkowite obroty


RWE Polska

23

Cena rozliczeniowa i wolumen RDNg

5,4 TWh

104,46 PLN/MWh

Wolumen obrotu RDNg

Średnia cena RDNg

W omawianym okresie obrót gazem na Rynku

Dnia Następnego wraz z kontraktami typu

„Weekend”* wyniósł 5,4 TWh, a kurs liczony jako

średnia ważona wolumenem ze wszystkich

transakcji wyniósł 104,46 PLN/MWh.

Najwyższy miesięczny obrót przypadł na listo-

pad, kiedy zawarto transakcje o łącznym wolu-

menie dostawy równym 1,2 TWh. To także naj-

większy miesięczny wolumen w historii obrotów

na TGE. Minimum przypada na luty, wtedy za-

kontraktowano zaledwie 0,02 TWh. Na RDNg

transakcję o najniższej cenie wynoszącej zaled-

wie 64,70 PLN/MWh zawarto 14 lipca. Najdroż-

sza okazała się transakcja zawarta 23 paździer-

nika, po 120,00 PLN/MWh.

RYNEK DNIA NASTĘPNEGO GAZU (RDNg)

* Kontrakty GAS_WEEKEND z dwudniowym terminem dostawy w sobotę i niedzielę zostały wprowadzone do obrotu na TGE od sierpnia 2014 roku, notowania są prowadzone w systemie notowań ciągłych w każdy czwartek i piątek.

DUŻA ROZPIĘTOŚĆ CEN RÓWNIEŻ NA RYNKU GAZU(W PLN/MWh): CENA MAKS.: 120,00; CENA MIN.: 64,70

60

120

110

100

90

80

70

180 000

160 000

140 000

120 000

100 000

80 000

60 000

40 000

20 000

0

WolumenCena

Cen

a [P

LN/M

Wh]

Wol

umen

[M

Wh]

01.0

2.20

14

01.0

3.20

14

01.0

4.20

14

01.0

5.20

14

01.0

6.20

14

01.0

7.20

14

01.0

8.20

14

01.0

9.20

14

01.1

0.20

14

01.1

1.20

14

01.1

2.20

14

01.0

1.20

14


24 RWE Polska

RWE Polska

SPADEK CEN I OBROTÓW

W I POŁOWIE 2014 ROKU

Od samego początku roku ceny na rynku SPOT

gazu w Europie systematycznie spadały, ten

trend utrzymywał się także na RDNg w Polsce.

Zdecydowanie przyczyniła się do tego niezwy-

kle łagodna zima zarówno w Polsce, jak i w za-

chodniej Europie. Magazyny, uzupełnione

w 2013 roku, czekały w gotowości na przyjście

zimowej aury i zwiększenie zapotrzebowania na

gaz. Tak się jednak nie stało. „Wiosenna” pogo-

da pchała cenę w dół.

Sytuacja sprzed roku, kiedy to w marcu siarczy-

ste mrozy doprowadziły do gwałtownego wzro-

stu zużycia gazu i jego ceny, nie powtórzyła się.

Wówczas cena na TGE sięgnęła aż 131,90 PLN/

MWh. W 2014 roku powstała jednak wyjątkowa

sytuacja, która na rynkach gazu zdarza się nie-

zmiernie rzadko. Ceny spotowe były niższe od

terminowych.

Spółki mające podpisane kontrakty w formule

take-or-pay (tj. zapisy kontraktowe obligujące

do odbioru gazu) były zatem wręcz zmuszone

do odsprzedaży nadwyżek gazu po cenie zdecy-

dowanie niższej od ceny zakupu – zapełnione

magazyny nie pozwalały na przechowanie nie-

wykorzystanego paliwa.

MIMO SPADAJĄCYCH CEN W I POŁOWIE ROKU RYNEK NIE BYŁ PŁYNNY, A RÓŻNICE W CENACH NIE POZWALAŁY NA IMPORT.

Niestety nie przełożyło się to na wzrost obrotów

w Polsce. Mimo że w porównaniu z rokiem 2013

z miesiąca na miesiąc były one coraz większe,

nadal nie mogliśmy uznać rynku za płynny. Popyt

był niski, a ceny, mimo że wydawały się atrakcyj-

ne, nadal były wyższe niż u naszych zachodnich

sąsiadów (dla polskich odbiorców stanowią one

pewnego rodzaju benchmark). Ponadto różnica

w cenach utrzymywała się na poziomie czynią-

cym import gazu nieopłacalnym.

Czynnikiem hamującym spadek cen były regu-

larnie napływające wiadomości o ciągłej eskala-

cji konfliktu na linii Ukraina−Rosja i utrzymującej

ŁAGODNA ZIMA BYŁA POWODEM SPADKU CEN NA RYNKU SPOT W I POŁOWIE 2014 ROKU.


RWE Polska

się niepewności dotyczącej dalszego rozwoju

sytuacji i bezpieczeństwa przesyłu gazu przez

terytorium Ukrainy do dalszej części Europy.

Co kilka dni można było zaobserwować odbicia

cen. Przesył gazu odbywał się jednak bez żad-

nych zakłóceń, a ciągła nadpodaż surowca po-

wodowała, że spadek cen był coraz większy.

WZROST CEN I OBROTÓW

W II POŁOWIE 2014 ROKU

Sytuacja na RDNg diametralnie odmieniła się

w II połowie roku. Obroty zaczęły rosnąć z dnia

na dzień. Co za tym idzie cena też rosła.

Od tego momentu notowania gazu na polskim

rynku oderwały się od tych obserwowanych

na najbliższych nam rynkach, niemieckich

GASPOOL czy NCG.

Nie bez znaczenia pozostaje fakt pojawienia się

w tym samym czasie na parkiecie TGE wielkiego

odbiorcy gazu – wydzielonej z Grupy Kapitało-

wej PGNiG spółki PGNiG Obrót Detaliczny.

6,5 mln odbiorców detalicznych obsługiwanych

przez nowo powstałą spółkę tworzy olbrzymi

popyt. Płynność rynku rosła skokowo, a giełda

biła kolejne rekordy pod względem wielkości

obrotu. Na rynku notowane były również rekor-

dowe ceny w okresach większego zapotrzebo-

wania spowodowanego nagłym spadkiem

temperatury, tj. pod koniec października,

na przełomie listopada i grudnia oraz pod sam

koniec roku.

OBLIGO ZACZĘŁO ROZPĘDZAĆ RYNEK. WZROSŁY OBROTY. WIĘKSZE ZAPOTRZEBOWANIE SPOWODOWAŁO JEDNAK WZROST CEN.

KRYZYS UKRAIŃSKI BYŁ CZYNNIKIEM HAMUJĄCYM SPADKI CEN GAZU.

26 RWE Polska

RWE Polska

RYNEK DNIA BIEŻĄCEGO GAZU (RDBg)

<wyimek do dwóch akapitów powyżej> 102,0 TWh

106,98 PLN/MWh

1,2 TWh Wolumen obrotu RDBg

Średnia cena RDBg

Od 30 lipca 2014 roku na parkiecie TGE uruchomio-

no Rynek Dnia Bieżącego gazu. Całkowity wolu-

men obrotu wyniósł 1,2 TWh. Średnia cena ważo-

na wolumenem ze wszystkich zawartych transakcji

wyniosła 106,98 PLN/MWh.

Inaczej niż na rynku energii elektrycznej gaz jest

aktywnie handlowany również w dniu dostawy.

Najwyższy obrót na RDBg przypadł na grudzień

2014 roku i wyniósł aż 0,42 TWh. Z kolei cena wa-

hała się od 62,75 PLN/MWh 3 sierpnia do 121,47

PLN/MWh 27 grudnia. Warto podkreślić,

że od początku istnienia rynku obroty na nim od-

bywają się praktycznie codziennie.

Mimo dotychczas niewielkich obrotów RDBg to

bardzo ważny rynek. Od momentu jego urucho-

mienia członkowie TGE mogą w sposób bardziej

elastyczny zarządzać zapotrzebowaniem na pali-

wo, będąc już w dobie dostawy. Pozwala to im

uniknąć dodatkowych opłat związanych z niezbi-

lansowaniem swojej pozycji, w przypadku większe-

go czy też mniejszego zużycia gazu wynikającego

m.in. ze zmian warunków pogodowych, czy zmie-

nionych planów produkcyjnych odbiorców gazu.

W odróżnieniu od pozostałych rynków, na których

przedmiotem obrotu jest gaz, notowania na RDBg

prowadzone są na instrumentach godzinowych.

RYNEK TOWAROWY TERMINOWY GAZU (RTTg)

102,0 PLN/MWhWolumen obrotu RTTg

108,89 PLN/MWhŚrednia cena RTTg

Wolumen obrotu na Rynku Towarowym Termino-

wym gazu w 2014 roku wyniósł 102,0 TWh, a kurs

liczony jako średnia ważona wolumenem ze

wszystkich transakcji wyniósł 108,89 PLN/MWh.

Najwyższy miesięczny obrót przypadł na sierpień,

kiedy zawarto transakcje o łącznym wolumenie

dostawy równym 28,6 TWh. To także największy

miesięczny wolumen w historii obrotów na TGE.

Minimum przypada na luty, wtedy zakontraktowa-

no zaledwie 0,1 TWh.

Najniższą transakcją na RTTg była sprzedaż

pasma z dostawą w sierpniu 2014 roku

RDBg POZWALA LEPIEJ ZARZĄDZAĆ ZAPOTRZE-BOWANIEM NA PALIWO W DOBIE DOSTAWY.


RWE Polska

(GAS_BASE_M-08-14). Została ona zawarta

10 lipca po cenie wynoszącej zaledwie

65,90 PLN/MWh. Najdroższe z kolei okazały się

transakcje zawierane pod koniec września oraz

na początku października dla produktu sezono-

wego, którego dostawa przypada w okresie

zimowym 2015/2016 (GAS_BASE_S-W-15)

– było to po 121,00 PLN/MWh.

Jednym z pomysłów na zwiększenie liczby trans-

akcji zawieranych na rynku terminowym gazu

była możliwość dokonania transakcji w trybie

aukcyjnym. W 2014 roku zorganizowano

53 aukcje, z których rozstrzygnięcie miały 23.

Łączny wolumen obrotu dla wszystkich produk-

tów sięgnął 3,1 TWh, a średnia cena 1 MWh

ważona wolumenem transakcji wyniosła

95,89 PLN.

Najniższa cena

65,90 PLN/MWh

Najwyższa cena

121,00 PLN/MWh

Cena rozliczeniowa i wolumen dla GAS_BASE_Y-15

Największym zainteresowaniem na parkiecie gazo-

wym cieszyło się z kolei pasmo z dostawą na 2015

rok (GAS_BASE_Y-15). Całkowity wolumen obrotu

tym instrumentem wyniósł 25,4 TWh po średniej

cenie transakcji wynoszącej 110,47 PLN/MWh.

Najniższą cenę transakcji osiągnięto 10 lipca i wy-

niosła ona 100,85 PLN/MWh.

Co ciekawe, najniższą ofertę sprzedaży wynoszącą

100,00 PLN/MWh złożono 3 i 4 kwietnia. Nie za-

warto niestety żadnej transakcji − najlepsza oferta

zakupu wynosiła 95,00 PLN/MWh. Transakcję

o najwyższej cenie wynoszącej 113,00 PLN/MWh

zawarto 2 września. Miesiącem o największym

obrocie okazał się październik, kiedy to wolumen

transakcji wyniósł aż 9,8 TWh.

W ODRÓŻNIENIU OD NOTOWAŃ CIĄGŁYCH AUKCJE POZWALAJĄ ZAKONTRAKTOWAĆ DUŻY WOLUMEN BEZ WPŁYWU NA ZMIANĘ CENY.

95

115

110

105

100

1 400 000

1 200 000

1 000 000

800 000

600 000

400 000

200 000

0

WolumenCena

Cen

a [P

LN/M

Wh]

Wol

umen

[M

Wh]

01.0

2.20

14

01.0

3.20

14

01.0

4.20

14

01.0

5.20

14

01.0

6.20

14

01.0

7.20

14

01.0

8.20

14

01.0

9.20

14

01.1

0.20

14

01.1

1.20

14

01.1

2.20

14

01.0

1.20

14


28 RWE Polska

RWE Polska

OBLIGO GIEŁDOWE – TRUDNE POCZĄTKI

Wprowadzone w 2013 roku obligo giełdowe

miało z wielkim rozmachem aktywować rynek

gazu w Polsce. Miało być kolejnym milowym

krokiem w drodze do liberalizacji rodzimego

rynku gazu. Jednak skutki wprowadzenia obliga

mogliśmy zaobserwować dopiero w II połowie

2014 roku.

Początkowo na rynku pojawiła się podaż, lecz nie

przełożyło się to na liczbę transakcji. Mimo spa-

dających cen to popyt stanowił problem. Chociaż

spółki obrotu i domy maklerskie wydawały się

przygotowane do handlu na TGE (sądząc po co-

raz dłuższej liście uczestników rynków gazo-

wych), w praktyce obrotu nie było. Jednak nowi

uczestnicy rynku nie mogli skutecznie wystarto-

wać, ponieważ odbiorcy gazu byli wciąż związani

wieloletnimi umowami z dotychczasowym do-

stawcą. Nie wykazywali więc większej chęci zmia-

ny sprzedawcy. Ponadto cena oferowana na TGE

przewyższała często cenę taryfową. Nawet jeśli

pojawiały się okresy korzystnej relacji ceny hurto-

wej i taryfowej, to różnice były zbyt małe, aby

zachęcić większe grono odbiorców.

Dodatkowo pojawiły się konflikt na Ukrainie i pyta-

nia o bezpieczeństwo dostaw. Rynek utknął w miej-

scu, a widmo niezrealizowania 40-proc. obliga za

2014 rok stawało się coraz większe. To mogło

oznaczać dotkliwe kary dla PGNiG. Dlatego

w kwietniu właściciele spółki podjęli kluczową

decyzję mającą zwiększyć popyt, poprawić płyn-

ność giełdy i pozwolić na rynkowe kształtowanie

się cen surowca, a co za tym idzie – ułatwić wywią-

zanie się z obliga giełdowego. Z Grupy Kapitałowej

PGNiG wydzielono detaliczną część przedsiębior-

stwa i utworzono PGNiG Obrót Detaliczny. Nowa

spółka (odpowiedzialna za dostarczenie gazu do

odbiorców zużywających mniej niż 25 mln m3 pali-

wa rocznie, tj. do ok. 6,5 mln Klientów) rozpoczęła

działalność operacyjną 1 sierpnia.

55%

30%

40%

2013 rok

2014 rok

od 2015 roku

Obligo giełdowe


RWE Polska

Podobnie jak na pozostałych rynkach, tak i na tym

obroty zaczęły bić kolejne rekordy. To niewątpliwy

sukces giełdy, ale koncentracja popytu i podaży

w obrębie struktur jednej grupy kapitałowej dopro-

wadziła do wzrostu cen. W sierpniu na rynku termi-

nowym indeksy giełdowe znacząco wzrosły. Cena

podstawowego instrumentu rynku terminowego,

czyli GAS_BASE_Y-15, rosła od 105 PLN/MWh na

początku do ponad 110 PLN/MWh pod koniec

miesiąca. Na tym poziomie oscylowała już do koń-

ca roku, podlegając wahaniom ± 2,5 PLN/MWh.

WYSOKIE SPREADY CENOWE WPŁYNĘŁY NA OPŁACALNOŚĆ IMPORTU GAZU.

KONCENTRACJA POPYTU I PODAŻY W OBRĘBIE STRUKTUR JEDNEJ GRUPY KAPITAŁOWEJ DOPROWADZIŁA DO WZROSTU CEN.

Dotychczasowa zależność obserwowana pomię-

dzy zmianami cen na TGE i rynku niemieckim

zniknęła. Mimo niskich cen na rynkach rozwinię-

tych spowodowanych nadpodażą surowca na

Polskiej giełdzie cena rosła. Spready pomiędzy

sąsiednimi rynkami zaczęły sięgać nawet 15−20

PLN/MWh! Wcześniej nie opłacało się importo-

wanie gazu do Polski, ale teraz okazja była wyjąt-

kowa. Jeśli tylko spółki miały zarezerwowane

przepustowości i partnera po drugiej stronie

granicy, mogły importować gaz i sprzedawać go

GAS_BASE_Y-15: cena TGE i GASPOOL

90

105

110

115

100

95Cen

a [P

LN/M

Wh]

01.0

2.20

14

01.0

3.20

14

01.0

4.20

14

01.0

5.20

14

01.0

6.20

14

01.0

7.20

14

01.0

8.20

14

01.0

9.20

14

01.1

0.20

14

01.1

1.20

14

01.1

2.20

14

01.0

1.20

14

TGEGASPOOL


ze znacznym zyskiem. Nawet po uwzględnieniu

wszystkich kosztów związanych z posiadaniem

przepustowości. W tym momencie na aukcjach

przepustowości zrobiło się naprawdę tłoczno.

O ile przedtem nie cieszyły się one większym

zainteresowaniem i bez problemu można było

wygrać aukcję „zaledwie” po cenie taryfowej,

nie płacąc dodatkowej premii, o tyle teraz liczba

chętnych wzrosła, a licytowane moce okazały się

niewystarczające. Licytacje trwały aż do granic

opłacalności zakupu przepustowości.

30 RWE Polska

RWE Polska

Rok 2014 był rokiem postępującego rozwoju

rynku gazu, a jego liberalizacja stawała się fak-

tem. Rozwojowi rynku towarzyszyły liczne zmia-

ny zarówno o podłożu regulacyjno-prawnym,

makroekonomicznym, infrastrukturalnym, jak

i politycznym.

Ogromne znaczenie dla rozwoju hurtowego

rynku gazu miało wprowadzenie w 2013 roku

obliga giełdowego, bo pojawiła się podaż, ale

dopiero pojawienie się strony popytowej od

sierpnia 2014 roku, dzięki wydzieleniu spółki

PGNiG Obrót Detaliczny ze struktur Grupy Kapi-

tałowej PGNiG, ożywiło giełdę. To z kolei okaza-

ło się możliwe dzięki nowelizacji prawa energe-

tycznego i tak zwanej sukcesji generalnej,

ułatwiającej wydzielenie nowej spółki z Grupy

Kapitałowej PGNiG bez konieczności podpisywa-

nia kolejnych umów z obecnymi Klientami.

Dzięki nadpodaży gazu i związanemu z tym spad-

kowi cen obserwowanemu na rynkach europej-

skich oraz w Polsce pojawiło się wielu nowych

uczestników. Według stanu na początek listopa-

da 2014 roku liczba podmiotów mających konce-

sję na obrót paliwami gazowymi wzrosła od po-

czątku 2014 roku o 22 podmioty (do 139), a tych

mających koncesję na obrót gazem ziemnym

z zagranicą − o 14 (do 47). Z danych opublikowa-

nych przez URE wynika także, że do końca

III kwartału 2014 roku odnotowano aż 2011

zmian sprzedawcy gazu, podczas gdy w całym

2013 roku było ich zaledwie 429. Tak wysoka

dynamika pojawiania się nowych podmiotów

oraz zmiany sprzedawcy jest miarodajnym czyn-

nikiem obrazującym rozwój konkurencyjnego

rynku gazu w Polsce.

Nie bez znaczenia pozostaje kwestia bezpie-

czeństwa energetycznego kraju. Dzięki licznym

nakładom inwestycyjnym w infrastrukturę i roz-

budowę sieci oraz usłudze wirtualnego rewersu

na gazociągu jamalskim nasze techniczne możli-

wości importu gazu z kierunków zachodniego

oraz południowego wynoszą obecnie ponad

90% naszych potrzeb importowych (przez Mall-

now, Lasów i Cieszyn). W 2011 roku było to

zaledwie 9%. Co więcej, jeśli do tych zdolności

wliczymy gazoport LNG w Świnoujściu, którego

otwarcie planowane jest na 2015 rok, w prakty-

ce okaże się, że dysponujemy nadwyżką mocy.

W kontekście napięć na linii Rosja−Ukraina−UE,

obaw odnoszących się do stałości przepływu

gazu przez terytorium Ukrainy czy też możliwo-

ści negocjacyjnych zapisów kontraktu jamalskie-

go to bardzo dobra wiadomość dla Polski.

Chociaż rynek gazu rozwija się z dnia na dzień,

to wciąż istnieje wiele barier, które zwalniają

proces liberalizacji. W naszej ocenie niewątpli-

wym utrudnieniem dla rozwoju rynku są bariery

legislacyjne. Chodzi tu zwłaszcza o brak zwol-

nienia z taryfikowania gazu sprzedawanego do

odbiorców końcowych. Do tej chwili Prezes URE

nie podjął decyzji w sprawie uwolnienia cen

gazu, co sprawia, że spółki obracające gazem

ziemnym w dalszym ciągu muszą przedkładać

do zatwierdzenia taryfę, w której przedstawiają

cenę mającą charakter ceny maksymalnej. Sta-

nowi to duże ryzyko prowadzenia działalności

związane z brakiem pewności co do zasad kon-

traktowania gazu.

Zmian, a być może nawet likwidacji, wymaga

wprowadzone w życie 24 października 2000

LIBERALIZACJA RYNKU GAZU I PERSPEKTYWY ROZWOJU

<wyimek do akapitu powyżej>

•

•

•

Czynniki rozwoju rynku

Rozwój infrastruktury

Nowi uczestnicy

Obligo


RWE Polska

roku rozporządzenie Rady Ministrów w sprawie

minimalnego poziomu dywersyfikacji dostaw

gazu z zagranicy, które nie sprawdza się w obec-

nych realiach rynku. Przepis ten dotyczy przed-

siębiorstw energetycznych, które prowadzą

obrót gazem ziemnym z zagranicą. W momencie

wejścia w życie rozporządzenia Polska miała

oczywiście bardzo ważne powody, by dywersyfi-

kować dostawy. Możliwy był wówczas prawie

wyłącznie import z kierunku wschodniego, ale

dzięki szeroko zakrojonym inwestycjom w roz-

wój infrastruktury przesyłowej na połączeniach

transgranicznych obecnie możliwości importu

znacznie się poprawiły. Rozporządzenie wywo-

łuje ponadto wątpliwości interpretacyjne co do

właściwego zrozumienia zawartych w nim pojęć

importu oraz kraju pochodzenia gazu, ponieważ

nie zostało dostosowane po wejściu Polski do

Unii Europejskiej i w obecnym brzmieniu utrud-

nia firmom działalność, wymuszając zakup dro-

giego paliwa z trudno dostępnych kierunków.

Kolejną barierą na drodze do liberalizacji rynku

gazu jest obowiązująca ustawa o zapasach ropy

naftowej, produktów naftowych i gazu ziemne-

go oraz zasadach postępowania w sytuacjach

zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego pań-

stwa i zakłóceń na rynku naftowym, która uza-

leżnia obowiązek tworzenia zapasów od ilości

gazu przywiezionego przez spółki obrotu z za-

granicy i sprzedawanego w Polsce. W obecnej

sytuacji dostęp do infrastruktury magazynowej

dla nowych podmiotów jest bardzo ograniczony

i jednocześnie bardzo drogi. Co prawda ustawa

dopuszcza uzyskanie zwolnienia z obowiązku

magazynowania gazu w przypadku przywiezienia

KRÓTKO I NA TEMAT

Mimo wciąż istniejących barier rynek gazu podlega stopnio-

wej deregulacji. Zmiany wprowadzone w 2014 roku wydają

się korzystne dla dalszego pogłębiania się procesu liberaliza-

cji i rozwoju rynku gazu. Należy pamiętać, że proces prze-

kształcania się rynku jest niezwykle skomplikowany, kosztow-

ny, czasochłonny i wymaga zmian zachodzących

jednocześnie na wielu płaszczyznach. Niedaleka przyszłość

pokaże efekty podjętych działań i zapewne ukaże obszary

wymagające dalszych zmian. Rynkowi energii elektrycznej

zajęło to kilka lat, a rynek gazu jest przecież rynkiem niezwy-

kle młodym − pierwsza sesja miała miejsce 20 grudnia 2012

roku. Mimo tak krótkiego czasu rozwój nabiera tempa i wyda-

je się, że w 2015 roku będzie ono jeszcze rosło. Dzięki rozbu-

dowaniu możliwości importowych Polska zagwarantuje sobie

zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego. Pojawią się

kolejne podmioty zarówno na rynku hurtowym, jak i detalicz-

nym. Spółki obracające gazem na giełdzie wiedzą, że jest

to rynek pełen potencjału, i tylko od nich zależy, czy go

odpowiednio wykorzystają. A szans w nadchodzącym

roku na pewno nie zabraknie. W konsekwencji powinno

nastąpić „urynkowienie” cen gazu ziemnego w Polsce,

a co za tym idzie – większa chęć zmiany sprzedawcy ze

strony odbiorców końcowych.

nie więcej niż 100 mln m3 paliwa rocznie i gdy

liczba odbiorców nie przekracza 100 tys., ale

z perspektywy działalności podmiotów obraca-

jących gazem limit jest na tyle niski, że wiele

z nich nie podejmuje szerszych prób rozwijania

swojej działalności importowej.

Bariery regulacyjne

2

31Taryfy

Dywersyfikacja dostaw

Obowiązek magazynowania

32 RWE Polska

RWE Polska

RWE Polska

RYNEKPRAW MAJĄTKOWYCH

3

34 RWE Polska


Tematem dominującym w roku 2014 był z pewnością projekt ustawy o Odnawialnych Źródłach Energii (OZE), którego poszczególne odsłony były pilnie śledzone przez uczestników rynku analizujących kolejne zmiany.

PRAWA MAJĄTKOWE (PMOZE_A)

NOWA USTAWA O ŹRÓDŁACH ODNAWIALNYCHKLUCZOWA DLA RYNKU OZE

Do końca roku ustawa się jednak nie zmateriali-

zowała, choć w grudniu prace wyraźnie przy-

spieszyły, co było najprawdopodobniej spowo-

dowane możliwością nałożenia przez Unię

Europejską kary pieniężnej na Polskę za nie-

wdrożenie dyrektywy o Odnawialnych Źródłach

Energii. Ustawa została podpisana przez Prezy-

denta dopiero 11 marca 2015 roku.

Rok 2014 oznaczał zatem kolejny rok niepewno-

ści dla branży OZE, zarówno dla producentów,

jak i sprzedawców, którzy musieli wycenić do-

datkowe ryzyko w umowach. Inwestorzy zasad-

niczo opowiadali się za pozostaniem w obec-

nym systemie wsparcia, który jest już znany

i oprócz gwarantowanej ceny za energię daje im

wsparcie w postaci certyfikatów.

A

WSPÓŁSPALANIE ORAZ ENERGETYKA WODNA OTRZYMAJĄ MNIEJSZE WSPARCIE.


RWE Polska

35

Prace nad nową ustawą przyspieszyły pod koniec

roku. Wicepremier Janusz Piechociński zapowie-

dział w grudniu, że resort gospodarki chce, aby

ustawa weszła w życie już do lutego 2015 roku,

co spotkało się z niedowierzaniem branży. Przy-

spieszenie prac związane było z doniesieniami

odnoszącymi się do ewentualnej kary dla Polski

w wysokości 61 tys. EUR za każdy dzień opóźnie-

nia. Miałaby ona zostać nałożona przez Komisję

Europejską (KE) w drodze pozwu, jaki skierowała

przeciwko Polsce Komisja Europejska.

Finalnie ustawa została przyjęta przez Sejm

20 lutego 2015 roku. Największą zmianą wprowa-

dzoną na ostatnim etapie prac legislacyjnych

było przegłosowanie gwarantowanych cen odku-

pu energii wyprodukowanej w przydomowych

mikroinstalacjach. 11 marca 2015 roku ustawa

została podpisana przez Prezydenta.

MOŻLIWOŚĆ NAŁOŻENIA KARY PRZEZ KE SPOWODOWAŁA PRZYSPIESZENIE PRAC LEGISLACYJNYCH NAD USTAWĄ O OZE.

Moc zainstalowana [MW] według stanu z 31.12.2014 roku

Rodzaj źródła OZE 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Elektrownie na biogaz

32 37 46 55 71 83 103 131 162 189

Elektrownie na biomasę

190 239 255 232 252 356 410 821 987 1008

Elektrownie słoneczne

- - - - 0 0 1 1 2 21

Elektrownie wiatrowe 83 153 288 451 725 1180 1616 2497 3390 3834

Elektrownie wodne 852 934 935 941 945 937 951 966 970 977

Łącznie 1158 1362 1524 1678 1993 2556 3082 4416 5511 6029

Wzrost r/r b.d. 205 162 154 315 563 526 1334 1095 518

Wzrost r/r % b.d. 17,7% 11,9% 10,1% 18,8% 28,3% 20,6% 43,3% 24,8% 9,4%

Nowa ustawa o OZE ma wprowadzić system

aukcyjny, a więc formę konkurencji. Niepewność

legislacyjna co do ostatecznego kształtu usta-

wy wpłynęła na decyzje inwestorów przejawia-

jące się we wstrzymywaniu inwestycji do mo-

mentu zatwierdzenia ustawy. Inwestorzy

obawiali się, że mogliby nie ukończyć inwestycji

przed wejściem w życie nowej ustawy, a zatem

niejako z automatu wpadliby w nowy system,

którego ostateczny kształt nie był im znany

w momencie podejmowania decyzji o jej realizacji.

Niepewność dotycząca finalnego kształtu syste-

mu dodatkowo utrudniła pozyskanie finansowa-

nia zewnętrznego, gdyż inwestorom trudno

było znaleźć partnera, z którym podpisaliby

długoterminowy kontrakt na odbiór energii

bądź certyfikatów.

Kolejne projekty ustawy zakładały również ogra-

niczenie wsparcia dla współspalania biomasy.

Każda jednostka energii wyprodukowanej

z biomasy ma być wspierana połową certyfika-

tu, cały certyfikat należeć się będzie jedynie

współspalaniu dedykowanemu. Istotną kwestią

było także ostateczne określenie poziomu

wsparcia dla współspalania. Ustawa wprowadza

ograniczenie wsparcia do średniorocznego wo-

lumenu produkcji z lat 2011−2013.

Ze wsparcia ma być wyłączona energetyka wod-

na dla instalacji powyżej 5 MW.

Źródło: www.ure.gov.pl

36 RWE Polska

RWE Polska

Niepewność legislacyjna spowodowała wyraźne

wyhamowanie przyrostu mocy zainstalowanej.

Według danych URE, na koniec grudnia 2014 roku

moc zainstalowana źródeł OZE wyniosła 6029

MW, co oznacza przyrost 518 MW r/r, podczas

gdy w dwóch poprzednich latach wzrost wyniósł

1095 MW (rok 2013) oraz 1334 MW (rok 2012).

Jakkolwiek aż 444 MW (stanowiących 85,8% cało-

ści przyrostu nowych mocy) wynika z nowych

siłowni wiatrowych, to w stosunku do lat ubie-

głych oznacza to ok. dwukrotny spadek w tym

segmencie.

BRAKUJE PRZEJRZYSTOŚCI

Rynek zielonych certyfikatów charakteryzuje się

wysoką nieprzewidywalnością. Jego uczestnicy

zgodnie przyznają, że należy on do najmniej przej-

rzystych rynków. O ile wielkość popytu na certyfi-

katy jest stosunkowo łatwo oszacować, gdyż zuży-

cie Klientów końcowych jest stabilne, o tyle próba

określenia wielkości podaży spotyka się z istotną

trudnością wynikającą z tego, że certyfikaty wyda-

wane są przez Urząd Regulacji Energetyki.

Trudno jest zatem określić, kiedy i w jakiej ilości

certyfikaty pojawią się na rynku. W decyzji URE

nadal pozostają wnioski o wydanie certyfikatów za

produkcję z biomasy z lat ubiegłych i nie wiadomo,

kiedy zostaną wydane.

Opóźnienia w wydawaniu certyfikatów mogą wyni-

kać np. z kwestii stricte merytorycznych, tj. w przy-

padku produkcji z biomasy obwarowanej różnymi

wymogami formalnymi lub po prostu ograniczenia-

mi wewnątrz URE.

W efekcie uczestnicy rynku pilnie śledzą cotygo-

dniowe raporty publikowane na TGE, w których

pojawiają się zestawienia o ilości wydanych certyfi-

katów, a także wsłuchują się w to, co mówią przed-

stawiciele URE na forum publicznym. Napływ no-

wych certyfikatów powiększać będzie istniejącą

nadwyżkę, wywierając presję na dalszy spadek cen,

więc tego typu wszelkie informacje są szczególnie

cenne i rynek na nie szybko reaguje.

Należy także zaznaczyć, że podaż zależy również od

uczestników dysponujących nadwyżką certyfika-

tów. Przy utrzymujących się niskich cenach wolu-

men ten nie pojawia się jednak na rynku. Prawdo-

podobnie są to certyfikaty zakupione na podstawie

kontraktów indeksowanych do opłaty zastępczej,

czyli na wysokich poziomach cenowych. Zapewne

uczestnicy rynku czekają z ich upłynnieniem do

czasu, aż cena ulegnie znacznemu odbiciu, albo też

zamierzają je wykorzystać do zrealizowania ustawo-

wego obowiązku polegającego na ich umorzeniu.

SYTUACJA RYNKOWA

Początek oraz koniec 2014 roku przyniosły dyna-

miczne zmiany cen na rynku certyfikatów zielo-

nych. W lutym indeks PMOZE_A osiągnął maksy-

malny poziom, przebiwszy 250 PLN/MWh. Ostatni

raz taki poziom był notowany na rynku w czerwcu

2012 roku. Z kolei na ostatnich czterech sesjach

w grudniu zanotowano spadki do poziomu

153−154 PLN/MWh, co oznaczało osiągnięcie

poziomu minimalnego. Środek roku charakteryzo-

wał się wyjątkową stabilizacją − wyjątkową w po-

równaniu z okresem styczeń−luty oraz

z całym poprzednim rokiem. Spadek ceny do po-

ziomu ok. 50% opłaty zastępczej był spowodowa-

ny głównie nadwyżką certyfikatów. Ponadto nad-

wyżka w trakcie roku jeszcze się zwiększyła,

osiągając na koniec roku poziom blisko 13 TWh.

Dwie pierwsze sesje z początku roku będące

na poziomie z końca roku poprzedniego, tj. poniżej

200 PLN/MWh, nie zapowiadały nadchodzącego

trzęsienia ziemi. Kolejne sesje przebiły poziom

200 PLN/MWh, by 11 lutego osiągnąć

250,47 PLN/MWh. Widać było wyraźnie, że nie-

którzy uczestnicy rynku zaczęli skupować certyfi-

katy tuż przed terminem ich umarzania przypada-

jącym na koniec marca, by wypełnić obowiązek

roku 2013.

NIEPRZEWIDYWALNA PODAŻ CERTYFIKATÓWOSŁABIA RYNEK.

Zmienność cen certyfikatów zielonych w trakcie roku dochodziła do 100 PLN/MWh.

100 PLN/MWh


RWE Polska

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z www.tge.pl

Nie ma jednoznacznych informacji, co spowodo-

wało taką sytuację. Możliwy jest jednak taki

scenariusz, że w sytuacji pojawiających się infor-

macji o niewydaniu przez URE dużej ilości certy-

fikatów za produkcję z biomasy dostawcy certy-

fikatów nie mogli wywiązać się z zawartych

wcześniej z kupującymi transakcji terminowych.

Mogli zatem kupować sami producenci, którym

groziło niewywiązanie się z umowy, i/lub także

kupujący, którym producenci tych certyfikatów

nie dostarczyli. Prawdopodobnie byli także tacy

uczestnicy rynku, którzy kupowali w ostatnim

możliwym momencie przed terminem umorze-

nia, co oznaczałoby przyjęcie przez nich strate-

gii zakupu z dużą ekspozycją na ryzyko.

Sytuacja była o tyle niezwykła, że w tym samym

momencie w transakcjach terminowych ofero-

wane były certyfikaty w cenach dużo niższych

niż spotowe, choć zwykle są one wyceniane

trochę drożej niż SPOT, tj. z uwzględnieniem

wartości pieniądza w czasie.

Po marcu (tj. po terminie umorzenia certyfikatów za

rok poprzedni) ceny ponownie osiągnęły poziom

poniżej 200 PLN/MWh, z lekkim trendem spadko-

wym. Przy czym był okres, gdy przez wiele sesji

cena utrzymywała się prawie w miejscu, np. przez

19 kolejnych sesji pomiędzy 15 maja i 22 lipca, gdy

cena zawierała się w przedziale 178−179 PLN/MWh.

Brak zorganizowanego rynku terminowego na

certyfikaty, duże wahania cen oraz niestabilna

podaż na rynku SPOT znacząco podnoszą ryzyko

dla sprzedawców energii. Tym samym stanowią

czynnik hamujący rozwój konkurencji na rynku

detalicznym. Z punktu widzenia Klienta wycena

ofert staje się mniej stabilna i przejrzysta – czę-

sto również droższa.

0

60

80

100

120

140

160

40

20

Cena PMOZE_A w 2014 roku vs. wolumen obrotu

Cen

a [P

LN/M

Wh]

Wol

umen

[G

Wh]

200210220230240250260

190180170160150

WolumenCena

17.0

1.20

14

01.0

2.20

14

16.0

2.20

14

03.0

3.20

14

18.0

3.20

14

02.0

4.20

14

01.0

7.20

14

17.0

4.20

14

16.0

7.20

14

29.0

9.20

14

02.0

5.20

14

31.0

7.20

14

14.1

0.20

14

17.0

5.20

14

15.0

8.20

14

29.1

0.20

14

01.0

6.20

14

30.0

8.20

14

13.1

1.20

14

13.1

2.20

14

16.0

6.20

14

14.0

9.20

14

28.1

1.20

14

28.1

2.20

14

02.0

1.20

14

NA RYNKU WIDAĆ RÓŻNE STRATEGIE ZAKUPU CERTYFIKATÓW:ZAKUP ROZŁOŻONY W CZASIE, TJ. MINIMALIZUJĄCY RYZYKO WZROSTU CEN,ZAKUP SKONCENTROWANY, NP. PRZED TERMINEM UMORZENIA, TJ. WIĘKSZA EKSPOZYCJA NA RYZYKO CENOWE.

38 RWE Polska

RWE Polska

potraktować wyprodukowaną energię jako energię

odnawialną. Na koniec września nadwyżka wynio-

sła 7,3 TWh. Oznacza to, że do końca roku URE

wydał 3,04 TWh, czyli blisko połowę zaległych

certyfikatów. Z danych opublikowanych przez URE

wynika, że produkcja energii z biomasy nieznacz-

nie wzrosła w stosunku do roku poprzedniego.

Suma ilości energii wytworzonej z biomasy

(potwierdzonej certyfikatami oraz zgłoszonej

do certyfikacji) wyniosła łącznie 4,33 TWh wobec

4,04 TWh z roku ubiegłego.

DO KOŃCA ROKU ZALEGŁOŚCI W WYDAWANIU CERTYFIKATÓW Z BIOMASY ZOSTAŁYZREDUKOWANE O 3 TWh. JEDNAK W DALSZYM CIĄGU DO WYDANIA POZOSTAŁY 4,3 TWh.

Wzrost cen do poziomu blisko 190 PLN/MWh na-

stąpił w połowie sierpnia, po czym nastąpił sukce-

sywny spadek cen z wyjątkiem nielicznych sesji,

w których następowały jednak odbicia. Kolejna

stabilizacja cen w okolicy 170 PLN/MWh trwała

przez 17 sesji od połowy września do połowy

listopada, po czym nastąpiło załamanie się cen,

które w grudniu osiągnęły poziom 153 PLN/MWh.

Spadek cen zbiegł się z wydawaniem przez URE

dużego wolumenu certyfikatów, który w pierw-

szym tygodniu grudnia sięgał nawet 706 GWh.

Było to prawdopodobnie spełnienie wrześnio-

wych zapowiedzi Prezesa URE, który zadeklaro-

wał, iż większość zaległych wniosków o wydanie

zielonych certyfikatów za energię z biomasy

wyprodukowaną w latach poprzednich zostanie

rozpatrzona do końca listopada.

Według publikacji URE, na koniec grudnia zale-

głe certyfikaty biomasowe wyniosły 4,3 TWh:

0,06 TWh za rok 2012,

1,38 TWh za rok 2013,

2,83 TWh za rok 2014.

Były to wnioski, co do których URE domagał się

dostarczenia dokumentów potwierdzających speł-

nienie przez spaloną biomasę parametrów, które

potwierdziłyby spełnienie kryteriów pozwalających

uznać ją za pełnowartościową biomasę, tak aby

0,06 TWhrok 2012

1,38 TWhrok 2013

2,83 TWhrok 2014

Według publikacji URE, na koniec grudnia zaległe certyfikaty biomasowe wyniosły 4,3 TWh


RWE Polska

Wzrost obrotów na sesjach o 46% spowodowany był m.in. pojawieniem się od-biorców przemysłowych na rynku oraz zakupem certyfikatów na kolejne okresy.

Ilość energii elektrycznej wytworzonej w OZE, potwierdzonej świadectwami pochodzenia

Rodzaj źródła OZE

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Elektrownie na biogaz

104 465 116 692 161 768 220 883 300 850 363 596 430 537 529 384 665 143 630 423

Elektrownie na biomasę

467 976 503 846 545 765 560 967 601 088 635 635 1 101 189 2 208 508 2 663 545 1 504 199

Elektrownie słoneczne

– – – – 1 2 178 1178 1419 2231

Elektrownie wiatrowe

135 292 257 037 472 116 806 319 1 045 166 1 823 297 3 128 673 4 612 894 6 077 358 6 035 946

Elektrownie wodne

2 175 559 2 029 636 2 252 659 2 152 943 2 375 767 2 922 052 2 316 833 2 031 725 2 438 723 1 900 244

Współ- spalanie

877 009 1 314 337 1 797 217 2 751 954 4 281 615 5 243 251 5 999 582 6 711 318 3 717 534 3 215 219

Łącznie 3 760 301 4 221 548 5 229 526 6 493 066 8 604 488 10 987 832 12 976 992 16 095 006 15 563 722 13 288 264

Postanowienia o odmowie wydania świadectwa pochodzeniaWnioski w toku na 31.12.2014 roku,w tym wnioski dotyczące wyłącznie jednostek wykorzystujących biomasę

487 719 48 979 5798

58 585 1 402 731 3 259 572

57 787 1 375 924 2 829 370

Kolejnym parametrem wartym odnotowania był

rekordowy wolumen na sesjach TGE. Bez wątpienia

jedną z przyczyn tego stanu rzeczy było pojawie-

nie się na sesjach popytu ze strony dużych odbior-

ców przemysłowych, którzy otrzymali możliwość

samodzielnego uzyskania i przedstawienia

do umorzenia certyfikatów.

Zgodnie z zapisami prawa energetycznego wolu-

men obowiązku odbiorców uprawnionych uległ

zmniejszeniu, ale zapis ten wejdzie w życie dopiero

w momencie jego akceptacji przez Komisję Euro-

pejską. Niemniej jednak prawdopodobnie przed-

siębiorstwa te w dużej części wypełniały istniejący

obowiązek poprzez kupno certyfikatów w transak-

cjach spotowych, generując zwiększony popyt,

podczas gdy w latach poprzednich certyfikaty dla

tych Klientów kupowane były przez spółki obrotu

głównie w kontraktach terminowych przeprowa-

dzanych później jako transakcje pozasesyjne,

a zatem niepojawiające się na rynku SPOT.

Bez wątpienia zwiększeniu obrotów sprzyjała także

atrakcyjna cena certyfikatów kształtująca się

znacznie poniżej opłaty zastępczej. Niewykluczone

też, że część certyfikatów została kupiona z wy-

REKORDOWY WOLUMEN NA SESJACH TGE

przedzeniem pod obowiązek lat kolejnych.

Maksymalny wolumen blisko 150 GWh obrotów

miał miejsce na sesji 16 stycznia. Było to prawdo-

podobnie spowodowane perturbacjami związany-

mi z niedostarczeniem przez producentów certyfi-

katów biomasowych pod obowiązek 2013 roku.

Drugą co do wielkości obrotów sesją była ta

z 18 grudnia. Zawarto na niej transakcje na ponad

145 GWh, czyli ok. dwa razy więcej niż średnia

obrotów z całego roku w wysokości 70 GWh.

Końcówka grudnia charakteryzowała się najniższy-

mi cenami w roku. Atrakcyjna cena z pewnością

zachęciła kupujących.*

+46%

* Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z www.tge.pl

Źródło: www.ure.gov.pl

40 RWE Polska

RWE Polska

PRAWA MAJĄTKOWE KOGENERACYJNE (PMEC, PMGM, PMMET)B

PRZYWRÓCENIE WSPARCIA DLA KOGENERACJI

Głównym tematem, który zdominował 2014 rok,

było przywrócenie wsparcia dla wytwarzania

energii w wysokosprawnej kogeneracji opalanej

węglem (certyfikaty czerwone) oraz opalanej

gazem (certyfikaty żółte).

Poprzedni system wsparcia wygasł z końcem

2012 roku, następnie z uwagi na kwestie związane

z pomocą publiczną praktycznie przez cały kolejny

rok oczekiwano na zgodę Komisji Europejskiej

odnośnie do przedłużenia pomocy do roku 2015.

Ostatecznie Komisja nie rozpatrzyła przepisów

przedłużających wsparcie, zapowiadając, że jest

zainteresowana oceną całego systemu, który

obowiązywał od 2007 roku. Prace nad ustawą

przyspieszyły zatem dopiero w grudniu

2013 roku. Finalnie ustawa przywracająca wspar-

cie do roku 2018 weszła w życie 30 kwietnia.

Niemniej jednak istnieje poważne zagrożenie,

że system wsparcia kogeneracji może zostać

zakwestionowany jako niedozwolona pomoc

publiczna. W skrajnej sytuacji producenci będą

musieli zwrócić otrzymane wsparcie, przy czym

niewykluczone jest, że będą się oni domagać

odszkodowania od państwa.

Istotną zmianą w stosunku do zasad, które

obowiązywały do końca 2012 roku, jest wpro-

wadzenie zapisu, że na potrzeby wykonania

obowiązku za dany rok będzie można umorzyć

jedynie świadectwa wydane dla energii wytwo-

rzonej w tym roku.

Tym samym przesądzony został los certyfika-

tów wydanych w latach wcześniejszych, które

nadal były zapisane na kontach uczestników

systemu w rejestrze świadectw pochodzenia.

Certyfikaty te straciły wartość, gdyż nie można

ich było wykorzystać do spełnienia ustawowe-

go obowiązku.

Nowe zasady istotnie ograniczają podaż certyfi-

katów i w praktyce rozwiązują możliwość wystą-

pienia nadpodaży, co miało miejsce w latach

poprzednich. Powinno to wpłynąć na zachowa-

nia producentów, którzy poprzez obniżenie ceny

certyfikatów sprawią, że będą one bardziej

atrakcyjne finansowo niż opłata zastępcza.

Dla uczestników rynku interesujące będą ostatnie

sesje notowań, kiedy to producenci powinni się

liczyć z tym, że po ustaniu notowań certyfikaty

będą bezwartościowe. Przy czym akurat w przy-

padku obowiązku za rok 2014 liczba certyfika-

tów na rynku jest ograniczona tym, że ustawa

weszła w życie od 30 kwietnia, co w istotny

sposób ograniczyło podaż. Z certyfikacji wyłą-

czony został wolumen produkcji z pierwszych

miesięcy 2014 roku będących miesiącami zimo-

wymi, kiedy to produkcja energii w kogeneracji

jest największa. Dodatkowo końcówka roku była

wyjątkowo ciepła, co także powinno przyczynić

się do ograniczenia podaży. Pod koniec noto-

wań, czyli dopiero w maju/czerwcu roku 2015,

okaże się, jak brak możliwości wykorzystania

PRZYWRÓCENIE WSPARCIA DLA KOGENERACJI OD 30 KWIETNIA. WSPARCIE MOŻE ZOSTAĆ UZNANE JAKO NIEDOZWOLONA POMOC PUBLICZNA.


RWE Polska

Przypisanie certyfikatów do roku produkcji

i jednoczesny brak zorganizowanego terminowe-

go rynku dla tego typu instrumentów w znaczący

sposób utrudnią wycenę ofert dostaw energii dla

Klientów na kolejne lata. Stanowi to dodatkowe

ryzyko dla sprzedawców oraz odbiorców i nie

przyczyni się zatem do rozwoju rynku detaliczne-

go. Będzie jednak zapobiegało powstawaniu

nadwyżek na rynku.

certyfikatów w latach kolejnych wpłynie na ich

wycenę.

Kolejna zmiana wprowadzona ustawą dotyczy

przedłużenia okresu wykonania obowiązku

z 31 marca do 30 czerwca tak, aby wytwórcy

mieli czas na uzyskanie, a następnie sprzedanie

certyfikatów. Oznacza to, że w praktyce certyfi-

katy będą pojawiać się na rynku w I kwartale

danego roku, a ich notowania będą trwały

do połowy czerwca roku następnego.

W kwestii wsparcia dla źródeł kogeneracyjnych

opalanych metanem z pokładów węgla lub bio-

gazem (certyfikaty fioletowe) ubiegły rok nie

przyniósł zmian, gdyż źródła te mają już zagwa-

rantowane wsparcie do końca 2018 roku.

PRZESUNIĘCIE TERMINU OBOWIĄZKU UMORZENIA Z 31 MARCA NA 30 CZERWCA DANEGO ROKU ZA ROK POPRZEDNI.

Analizując krzywą cenową, widać wyraźnie, że cena

kształtuje się na poziomie zdyskontowanej opłaty

zastępczej, czyli z uwzględnieniem wartości pienią-

dza w czasie.

Jedyną anomalią jest przebicie 4 listopada opłaty

zastępczej (110,0 PLN/MWh) w przypadku certyfi-

katów żółtych do poziomu 111,58 PLN/MWh, co

było spowodowane dwoma błędnymi zleceniami

w wysokości 174,25 PLN/MWh na łączny wolumen

536 214 sztuk.

Najwyraźniej zlecenie to było przeznaczone na

rynek certyfikatów zielonych, a w wyniku błędu

trafiło na rynek PMGM, zawyżając w efekcie indeks

cenowy.

SYTUACJA RYNKOWA

STABILNA SYTUACJA – KRZYWA CENOWA W POBLIŻU OPŁATY ZASTĘPCZEJ.

42 RWE Polska

RWE Polska



Cena PMMET-2014 w 2014 roku vs. wolumen obrotu

0

3

54

6789

10

21

Cen

a [P

LN/M

Wh]

Wol

umen

[G

Wh]

57

61

58

62

59

63

60

56555453

WolumenCena

13.0

6.20

14

23.0

6.20

14

03.0

7.20

14

13.0

7.20

14

23.0

7.20

14

11.0

9.20

14

02.0

8.20

14

21.0

9.20

14

10.1

1.20

14

12.0

8.20

14

01.1

0.20

14

22.0

8.20

14

11.1

0.20

14

20.1

1.20

14

21.1

0.20

14

30.1

1.20

14

20.1

2.20

14

01.0

9.20

14

31.1

0.20

14

10.1

2.20

14

30.1

2.20

14

03.0

6.20

14


Cena PMEC-2014 w 2014 roku vs. wolumen obrotu

0

30

5040

60708090

100

2010

Cen

a [P

LN/M

Wh]

Wol

umen

[G

Wh]

10,45

10,50

10,55

10,60

10,65

10,40

10,35

10,30

10,25

WolumenCena

13.0

6.20

14

23.0

6.20

14

03.0

7.20

14

13.0

7.20

14

23.0

7.20

14

11.0

9.20

14

02.0

8.20

14

21.0

9.20

14

10.1

1.20

14

12.0

8.20

14

01.1

0.20

14

22.0

8.20

14

11.1

0.20

14

20.1

1.20

14

21.1

0.20

14

30.1

1.20

14

20.1

2.20

14

01.0

9.20

14

31.1

0.20

14

10.1

2.20

14

30.1

2.20

14

03.0

6.20

14

0

3

54

6789

10

21

Cena PMGM-2014 w 2014 roku vs. wolumen obrotu

Cen

a [P

LN/M

Wh]

Wol

umen

[G

Wh]

105

109

106

110

107

111

108

112

104103102101

WolumenCena

13.0

6.20

14

23.0

6.20

14

03.0

7.20

14

13.0

7.20

14

23.0

7.20

14

11.0

9.20

14

02.0

8.20

14

21.0

9.20

14

10.1

1.20

14

12.0

8.20

14

01.1

0.20

14

22.0

8.20

14

11.1

0.20

14

20.1

1.20

14

21.1

0.20

14

30.1

1.20

14

20.1

2.20

14

01.0

9.20

14

31.1

0.20

14

10.1

2.20

14

30.1

2.20

14

03.0

6.20

14


RWE Polska

PRAWA MAJĄTKOWE ŚWIADECTWA EFEKTYWNOŚCI ENERGETYCZNEJ (PMEF)

COROCZNE PRZETARGI SKUTKUJĄ MARGINALNYM WOLUMENEM OBROTU

CŚwiadectwa efektywności energetycznej

(certyfikaty białe) potwierdzają wykonanie dzia-

łań, w których efekcie nastąpiły oszczędności

w zużyciu energii.

Aby uzyskać taki certyfikat, należy wziąć udział

w przetargu, który przeprowadzany jest przez

Prezesa URE co najmniej raz do roku. Jak dotych-

czas odbyły się jedynie dwa takie przetargi, po

jednym w każdym roku, a kolejny został ogłoszo-

ny w grudniu 2014 roku z terminem składania ofert

w styczniu roku następnego. Jak wskazuje prakty-

ka, wyników przetargu należy się spodziewać do-

piero w II połowie 2015 roku.

Pierwszy przetarg został rozstrzygnięty w ciągu

ponad ośmiu miesięcy, pokazując przy okazji nie-

wydolność systemu. Do URE wpłynęło 212 ofert.

Wybrane zostały 102.

Drugi przetarg trwał dwa miesiące dłużej. Zostało

złożone 487 ofert, a wybrano 302. Wartość prze-

widzianych do wydania certyfikatów opiewała

łącznie na 1,367 mln ton oleju ekwiwalentnego.

Biorąc pod uwagę istniejące możliwości oszczęd-

nościowe w kraju, należy uznać, że zainteresowa-

nie jest niewielkie. Ma to swoje odbicie w zniko-

mym wolumenie na sesjach TGE – zaledwie 2755

sztuk w całym 2014 roku.

Przedsiębiorstwa, na których ciąży obo-

wiązek umarzania certyfikatów, wywiązują

się z obowiązku poprzez uiszczenie opłaty

zastępczej. Jest to rynek marginalny

i w najbliższym czasie nie zanosi się, aby to

się zmieniło.

RYNEK BIAŁYCH CERTYFIKATÓW POZOSTAJE RYNKIEM MARGINALNYM.

44 RWE Polska

RWE Polska

FUNDAMENTY

STRUKTURA PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ

D


Elektrownie gazowe

Elektrownie wodne

Elektrownie zawodowe

Elektrownie odnawialne


RWE Polska

Struktura produkcji energii elektrycznej i wymiana z zagranicą

Źródło: Opracowanie własne na bazie www.pse.pl

Źródło: Opracowanie własne na bazie www.pse.pl

0

20 000

–20 000 2013 2014

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

140 000

160 000

180 000

Wol

umen

[G

Wh]

Elektrownie zawodowe (węgiel kamienny)Elektrownie zawodowe (węgiel brunatny)Elektrownie wiatrowe

Elektrownie przemysłoweElektrownie gazoweElektrownie zawodowe wodne + inne odnawialneSaldo wymiany zagranicznej

W roku 2014 w Polsce nastąpił spadek produkcji

energii elektrycznej w odniesieniu do roku 2013

o 3,65%.

Krajowe zużycie energii elektrycznej w tym okre-

sie wzrosło o blisko 0,5% i osiągnęło poziom

158 734 GWh.

Różnica pomiędzy wzrostem zużycia a spadkiem

produkcji została pokryta głównie zwiększonym

importem energii elektrycznej z kierunku szwedzkie-

go. O ile jeszcze w 2013 roku saldo wymiany zagra-

nicznej wyniosło -4521 GWh (eksportowaliśmy wię-

cej, niż importowaliśmy), o tyle w roku 2014 saldo

wymiany zagranicznej wyniosło +2167 GWh (import

wyższy od eksportu).

SPADEK CAŁKOWITEJ PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ.

-3,65%

Największe zmiany w strukturze produkcji i wymiany z zagranicą

w GWh Elektrownie węgiel kamienny

Elektrownie węgiel brunatny


Wymianazagranica

2013 84 566 56 959 5823 -4521 (eksport)

2014 80 284 54 212 7184 2167 (import)

Delta -4282 -2747 +1361 +6688

POLSKA STAŁA SIĘ IMPORTEREM ENERGII.

46 RWE Polska

RWE Polska

Na wielkość i kierunek wymiany energii elek-

trycznej z zagranicą miała wpływ relacja cen na

polskim rynku względem rynków sąsiednich.

Energia elektryczna w Polsce staje się po prostu

droga i jej import jest coraz bardziej opłacalny.

W 2014 roku saldo wymiany tylko na połączeniu

kablem stałoprądowym ze Szwecją wyniosło

+2984 GWh (import). Techniczne możliwości

tego połączenia to przesył 600 MW w obu kie-

runkach.

Możliwości handlowe z Niemcami są znacząco

ograniczone wymuszonymi fizycznymi przepły-

wami energii generowanej w wiatrakach na

PRZYCZYNY ZMIAN

północy Niemiec, która przepływa przez Polskę,

Czechy i Austrię, aby powrócić na południe

Niemiec.

Gdyby możliwości techniczne importu energii

do Polski były większe, na pewno import wzrósł-

by jeszcze bardziej. Spadek produkcji przy jed-

noczesnym wzroście zużycia wynika więc z rela-

cji cenowych na rynkach skandynawskim,

niemieckim i polskim. U naszych sąsiadów ceny

są niższe między innymi z powodu nadpodaży

(utrzymujące się niskie zapotrzebowanie) i zna-

czącego udziału subsydiowanej (przez co taniej)

energii ze źródeł odnawialnych.

Relatywnie niskie ceny na

rynku hurtowym nie zachęcają

wytwórców mających źródła kon-

wencjonalne do produkcji energii.

Spadek produkcji energii elektrycznej nastąpił

głównie w źródłach konwencjonalnych wykorzy-

stujących jako paliwo węgiel kamienny i brunat-

ny (spadek na poziomie ok. 5%).

Wyraźnie wzrosła z kolei produkcja energii od-

nawialnej generowanej w turbinach wiatrowych

(wzrost o ok. 23%).

Rok 2014 to kolejny rok, w którym pomimo do-

brego jak na obecną sytuację ekonomiczną

Europy wzrostu PKB w Polsce (ok. 3,3% r/r) kra-

jowe zużycie energii wzrosło minimalnie. Wzrost

nastąpił mimo spadku liczby dni roboczych

w roku o jeden dzień i minimalnego wzrostu

średniej temperatury (dla Warszawy +0,9°C).

Przyrost zużycia energii elektrycznej nie jest już

jak dawniej silnie zależny od wzrostu PKB.

Potrafimy wytwarzać coraz więcej przy mniej-

szym zużyciu energii. Poprawiamy więc znaczą-

co efektywność energetyczną.

SYSTEM WSPARCIA POWODUJE DYNAMICZNY ROZWÓJ ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII (OZE).

+23%Wzrost produkcji

w źródłach wiatrowych

Spadek produkcji w źródłach konwencjonalnych

-5%


RWE Polska

Energia elektryczna wytwarzana w źródłach kon-

wencjonalnych stanowi największy udział w pro-

dukcji energii. W samej energetyce zawodowej

wytwarzane jest ok. 86%. Większy import taniej

energii doprowadził do ograniczenia produkcji

w kraju. Redukcja dotknęła elektrownie konwen-

cjonalne: na węglu kamiennym -5,06% i na węglu

brunatnym -4,82%.

Cena energii pochodzącej ze źródeł konwencjonal-

nych w dużym stopniu jest zależna od cen paliwa.

KONWENCJONALNE ŹRÓDŁA ENERGII

W porównaniu ze źródłami konwencjonalnymi źródła OZE, tj.

farmy wiatrowe, panele fotowoltaiczne, mają znikome koszty

zmienne. Dlatego dla tych źródeł nie ma za niskiej ceny na ryn-

ku. Raz podłączone do sieci będą produkowały bez względu na

cenę rynkową. Ten „fenomen” odpowiada za spadek cen u na-

szych zachodnich sąsiadów.

Koszty zakupu węgla wynoszą ok. 50% kosztów.

Ze względu na swoją specyfikę nie ma rynku węgla

brunatnego. Jest on wydobywany bezpośrednio

przy elektrowniach opalanych węglem brunatnym

i na miejscu zużywany.

Jak kształtowały się ceny węgla kamiennego dla

energetyki w Polsce i na świecie, przedstawia po-

niższy wykres.

Źródła: Opracowanie własne na bazie www.tge.pl, www.eex.com

220

240

250

260

270

280

230

Polski Indeks Rynku Węgla Energetycznego i notowania CIF ARA

CIF

AR

A [

USD

/t]

Pols

ki In

deks

[PL

N/t

]

75

80

85

90

70

65

60

20142014 CIF ARA20132013 CIF ARA

styc

zeń

luty

mar

zec

kwie

cień maj

czer

wie

c

lipie

c

sier

pień

wrz

esie

ń

paźd

zier

nik

listo

pad

grud

zień

48 RWE Polska

RWE Polska

Ceny węgla w Polsce muszą podążać za cenami

światowymi. W przypadku porównania cen

w Polsce i na świecie należy uwzględnić kurs

PLN/USD, koszty transportu oraz kaloryczność

(dla CIF ARA kaloryczność jest na poziomie

ok. 25 000 kJ/kg. Dla notowań Polskiego Indeksu

Rynku Węgla Energetycznego jest

to 20−23 000 kJ/kg).

Przy założeniu, że cena węgla dla energetyki

wynosi ok. 230 PLN/t, po uwzględnieniu sprawno-

ści przemiany cena energii wytwarzanej z węgla

kamiennego powinna wynosić powyżej

210 PLN/MWh.

Wytwarzanie energii elektrycznej w Polsce jest

oparte głównie na źródłach węglowych. Około

51% energii jest wytwarzane z węgla kamienne-

go, a ok. 34% z węgla brunatnego. Każda wy-

tworzona z węgla MWh to zapotrzebowanie

energetyki na węgiel w ilości ok. 0,5 t i emisja

ok. 1 t CO2.

Ceny emisji CO2 mają zatem duże znaczenie dla

źródeł o wysokiej emisyjności produkcji, wykorzy-

stujących paliwa węglowe. Obecnie tona emisji

kosztuje ok. 7 EUR. Są jednak prognozy mówiące

o wzroście cen do ok. 40 EUR/t w roku 2030

(„Impact Assessment” European Commission).

Przyjęty w październiku 2014 roku przez

Unię Europejską pakiet klimatyczny na lata

2021−2030 zakłada do 2030 roku:

zmniejszenie emisji CO2 o 40% (w odnie-

sieniu do roku bazowego 2005); zobowią-

zanie wiążące wszystkie kraje,

zwiększenie udziału źródeł OZE do

27%; zobowiązanie na poziomie UE,

zwiększenie efektywności energetycz-

nej o 27% w 2020 i o 30% w 2030 roku;

zobowiązanie na poziomie UE,

kontynuowanie przez Polskę przydziału

bezpłatnych pozwoleń na emisję dla

sektora energetycznego do roku 2030

w celu ograniczenia wzrostu cen ener-

gii. Będzie to pula 282 mln certyfika-

tów emisyjnych EUA, które mogą być

wykorzystane, gdy PKB na mieszkańca

będzie mniejsze od 60% średniej w EU,

ogólną pulę uprawnień dla Polski mają-

cą wynieść 984 mln EUA (z puli przezna-

czonej na aukcje) i 135 mln EUA z puli

funduszu 2% dla krajów z PKB na miesz-

kańca mniejszym od 60% średniej w EU.

Wzrost kosztów energii elektrycznej będzie

zależny od cen uprawnień do emisji EUA.

W ocenie ekspertów przy wykorzystaniu

darmowych pozwoleń przez energetykę

i cenie EUA na poziomie ok. 40 EUR/t cena

może wzrosnąć o ok. 25%.

POLSKA ENERGETYKA WRAŻLIWA JEST NA CENY WĘGLA I UPRAWNIEŃ DO EMISJI CO2.


RWE Polska

Źródło: Opracowanie na bazie www.sendeco2.com/index-uk.asp


W obliczu zagrożenia zmniejszenia istniejącej

nadwyżki zdolności wytwórczych źródeł konwen-

cjonalnych za zgodą URE od stycznia 2014 roku

został wprowadzony przez Operatora Systemu

Przesyłowego (OSP) mechanizm operacyjnej rezer-

wy mocy.

Celem wdrożenia tego mechanizmu było zwiększe-

nie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu

elektroenergetycznego poprzez zapewnienie nad-

wyżki dostępnej mocy ponad zapotrzebowanie.

Nadwyżka stanowi rezerwę mocy dostępną na

wypadek ubytków mocy wytwórczych. W uzasad-

nieniu decyzji OSP podał, że istnieje ryzyko wy-

cofywania z eksploatacji konwencjonalnych źró-

deł wytwórczych na skutek stale obniżających się

cen energii − niskie ceny nie pokrywały kosztów

stałych wytwórców. Przyczyną tego stanu rzeczy

na rynku są m.in. rozwój źródeł odnawialnych,

które dzięki bardzo niskim kosztom zmiennym

mogą tanio sprzedawać energię, a także utrzy-

mująca się nadwyżka mocy (wytwórcy konkurują

o sprzedaż energii, oferując ceny na poziomie

kosztów zmiennych).

Nowe rozwiązania zapewniające wytwórcom dodat-

kowe przychody za operacyjną rezerwę mocy zostały

wprowadzone do Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci

Przesyłowej. Mechanizm zapewniał m.in.:

zakup operacyjnej rezerwy mocy przez PSE

po cenie 37,13 PLN/MWh (do poziomu wyma-

ganej przez system operacyjnej rezerwy mocy),

tj. zakupowi podlegały zdolności wytwórcze

stanowiące nadwyżkę mocy ponad zawarte

umowy sprzedaży energii,

zmianę sposobu kalkulacji wymaganej opera-

cyjnej rezerwy mocy (liczona jako 18% zapo-

trzebowania będącego średnią z maksymal-

nych w poszczególnych miesiącach wartości

godzinowych zapotrzebowania w roku po-

przednim).

Cena za operacyjną rezerwę mocy została wyzna-

czona jako średni techniczny koszt stały wytwór-

ców (bez kosztu amortyzacji) alokowany do godzin

szczytu, tj. okresu od godz. 7.00 do 22.00 dla

wszystkich dni roboczych. Cena ta podlega indek-

sacji na kolejne lata wskaźnikiem inflacji.

Notowania CO2 w latach 2013–2014

1

3

4

5

6

7

8

2

[EU

R/t

]

styc

zeń

2013

styc

zeń

2014

mar

zec

2013

mar

zec

2014

luty

201

3

luty

201

4

maj

201

3

maj

201

4

kwie

cień

201

3

kwie

cień

201

4

lipie

c 20

13

lipie

c 20

14

sier

pień

201

3

sier

pień

201

4

wrz

esie

ń 20

13

wrz

esie

ń 20

14

czer

wie

c 20

13

czer

wie

c 20

14

paźd

zier

nik

2013

paźd

zier

nik

2014

listo

pad

2013

listo

pad

2014

grud

zień

201

3

grud

zień

201

4

4,99

2,7

4,65

5,51

4,42 4,33

6,98

5,54

6,35

7,037,25

50 RWE Polska

RWE Polska

Na rok 2014 URE uznał, że uzasadniony poziom

kosztów przyjęty w taryfie OSP na pokrycie kosz-

tów operacyjnej rezerwy mocy wynosi

400 mln PLN. Pod koniec roku 2014 okazało się

jednak, że rzeczywiste koszty nowego mechani-

zmu przekroczą planowany budżet. Dlatego od

roku 2015 została wprowadzona modyfikacja doty-

cząca korekty sposobu wyliczania ceny za usługę

operacyjnej rezerwy mocy. Nowa formuła zapew-

ODNAWIALNE ŹRÓDŁA ENERGII

Wzrost wytwarzania energii elektrycznej w elek-

trowniach wiatrowych na poziomie 23,4% wydaje

się znaczący. Jest on jednak dwa razy niższy niż

przyrost w poprzednim okresie, tj. 2014/2013.

Wynosił on wtedy aż 47,2%.

Brak finalnej ustawy o OZE spowolnił przyrost

nowych mocy.

Wiatrowe źródła są motorem rozwoju branży

OZE. Ta technologia w ostatnich latach rozwija

się najszybciej. Znaczący spadek przyrostu no-

wych mocy w odniesieniu do poprzednich okre-

sów jest spowodowany wzrostem ryzyka w inwe-

stycje OZE.

Proces legislacyjny nowej ustawy o OZE trwał

przez cały 2014 rok. Proponowane rozwiązania

wynikające z projektu ustawy stwarzały wiele

sytuacji ryzykownych dla inwestorów. W tej sytu-

acji część z nich najwyraźniej zdecydowała się

wstrzymać z nowymi decyzjami inwestycyjnymi.

Operacyjna rezerwa mocy niewątpliwie zwiększa bezpie-

czeństwo KSE. Uzbroiła PSE w narzędzie umożliwiające

reagowanie na zmiany popytu. Zachęciła wytwórców do

utrzymywania gotowości operacyjnej (tym samym odroczy-

ła groźbę wyłączania bloków).

Było to jednak możliwe kosztem 400 mln PLN i skutkowało

dodatkowo wyższymi cenami SPOT oraz wyższą relacją cen

PASMO/SZCZYT.

nia stabilność wykonania budżetu w okresie obo-

wiązywania taryfy OSP. Został również określony

budżet godzinowy. Dla roku 2015 po uwzględnie-

niu wskaźnika inflacji i nowych danych do modelu

cena operacyjnej rezerwy mocy została skalkulo-

wana na poziomie 37,28 PLN/MWh.

Po wprowadzeniu operacyjnej rezerwy mocy wy-

twórcy mający moce nieobjęte umowami sprzeda-

ży, którzy zgłosili rezerwy do OSP, otrzymują, nie

wytwarzając energii, wynagrodzenie równe cenie

operacyjnej rezerwy mocy (lub niższe, aby OSP nie

przekroczył budżetu godzinowego). Alternatywnie

mogą starać się sprzedać energię na rynku. W tym

przypadku dochodzą koszty zmienne wytwarzania,

więc oferty sprzedaży muszą być odpowiednio

wyższe, aby pokryć sumę kosztów stałych i zmien-

nych wytwórcy. Mechanizm operacyjnej rezerwy

mocy spowodował wzrost cen energii w godzinach

szczytowych 7.00−22.00. Relacje cen produktów

PASMO/SZCZYT oscylują obecnie na poziomie

1,32. Przed wejściem mechanizmu wynagradzania

za operacyjną rezerwę mocy były one na poziomie

ok. 1,15.

ŹRÓDŁA WIATROWE SĄ MOTOREM ROZWOJU BRANŻY OZE.


RWE Polska

WYMIANA MIĘDZYSYSTEMOWA VS. MARKET COUPLING

POŁĄCZENIA MIĘDZYSYSTEMOWE

Polska ma fizyczne połączenia z: Niemcami,

Czechami, ze Słowacją, Szwecją i z Ukrainą.

Połączenia z Niemcami, Czechami i ze Sło-

wacją należą do połączeń wymiany między-

systemowej równoległej (synchronicznej),

z kolei połączenia ze Szwecją i z Ukrainą

to połączenia wymiany międzysystemowej

nierównoległej (asynchronicznej).

Połączenie ze Szwecją jest połączeniem

stałoprądowym umożliwiającym przesył

energii w obu kierunkach w zależności od

potrzeb. Połączenie z Ukrainą jest wydzielo-

nym połączeniem, niezsynchronizowanym

z siecią Ukrainy.

Przepływy dla połączeń równoległych

(synchronicznych) wymuszone są prawami

fizyki. Operator Systemu Przesyłowego

uzgodnił z operatorami sąsiednich krajów

zasady udostępniania zdolności przesyło-

wych na zasadach skoordynowanych prze-

targów. Zdolności są udostępniane

w trybie przetargów rocznych, miesięcz-

nych i dobowych.

W przypadku tych połączeń rozróżniamy

przekroje techniczne oraz przekroje handlo-

we, które odzwierciedlają specyfikę połą-

czeń. Przekroje techniczne wynikające

z zestawień wzajemnych połączeń między-

systemowych określają wspólny limit dla

transakcji handlowych, które mają być reali-

zowane przez wzajemne połączenia dwóch

sąsiadujących obszarów regulacyjnych.

Dostępne zdolności przesyłowe dla przekro-

jów technicznych są indywidualnie wyzna-

czane przez operatorów ich obszarów.

Następnie publikowane są one przez

biuro przetargów (prowadzone przez Cen-

tral Allocation Office GmbH). Uczestnicy

rynku chcący brać udział w wymianie mię-

dzysystemowej składają oferty na rezerwa-

cję zdolności przesyłowych na danym prze-

kroju handlowym. Decyzja o przyjęciu lub

odrzuceniu oferty rezerwacji zdolności

przesyłowych jest podejmowana po wyko-

naniu obliczeń (akceptowane są oferty o

najwyższej cenie do limitów zdolności prze-

syłowych na przekrojach technicznych).

MARKET COUPLING

Na połączeniu ze Szwecją funkcjonuje od-

mienny mechanizm łączenia rynków zwany

market coupling. Polega on na wykorzysta-

niu wspólnego algorytmu kalkulacji cen dla

połączonych obszarów działania giełd ener-

gii (w tym przypadku Polski i Szwecji)

z uwzględnieniem mocy przesyłowych

zapewnionych przez operatorów systemów

przesyłowych. W wyniku aukcji typu „Impli-

cit” określane są najniższa cena wypadkowa

na obszarze wspólnego rynku i możliwe

przepływy mocy. Mechanizm ten wymusza

przepływy energii z obszarów o niższych

cenach do obszarów o wyższych cenach,

z pełnym wykorzystaniem mocy przesyło-

wych (aukcja mocy przesyłowych jest włą-

czona w proces aukcji energii). Market co-

upling zapewnia więc wyznaczenie

optymalnego przepływu energii między

połączonymi rynkami.

Szwecja

Niemcy

Czechy

Słowacja

Ukraina

52 RWE Polska

RWE Polska

CENY ENERGII W PRZEKROJU MIĘDZYSYSTEMOWYM

Ceny energii elektrycznej (EUR/MWh) w Niem-

czech, Czechach i na Słowacji są na podobnym

poziomie, a ich zmienność jest niemal

identyczna.

Ciekawie wyglądają ceny na rynku węgierskim,

które podążają za zmianami na wspomnianych

rynkach, ale na poziomie wyższym

o ok. 10 EUR/MWh. Węgry są krajem z dużym

deficytem, skazanym na znaczący import energii.

Najbardziej interesujące są jednak ceny na na-

szym rynku. Widzimy, że do października 2013

roku ceny w Polsce były zbieżne z cenami na-

szych zachodniego i południowych sąsiadów.

W późniejszym okresie obserwujemy stopniowy

wzrost i oderwanie się cen w Polsce od pozio-

mów cen w Niemczech czy na Słowacji

i w Czechach. Początek rozchylania się cen zbie-

ga się z informacjami o podjęciu decyzji o bu-

dowie nowych bloków w Elektrowni Opole

i o projekcie wprowadzenia mechanizmu opera-

cyjnej rezerwy mocy.

Spadek cen w Niemczech to głównie efekt zna-

czącego udziału wspieranej energii ze źródeł

odnawialnych. Widoczne zmiany cen w krótkich

horyzontach czasowych to przede wszystkim

efekty wpływu pojawiających się informacji

o zmianach (obostrzeniach) na rynku emisji

CO2.

Ceny energii elektrycznej w Polsce, Niemczech, Czechach, na Słowacji i na Węgrzech

30

35

45

45

50

55

[Eur

o/M

Wh]

01.0

2.20

13

01.0

2.20

14

01.0

3.20

13

01.0

3.20

14

01.0

5.20

13

01.0

5.20

14

01.0

4.20

13

01.0

4.20

14

01.0

6.20

13

01.0

6.20

14

01.0

7.20

13

01.0

7.20

14

01.0

8.20

13

01.0

8.20

14

01.0

9.20

13

01.0

9.20

14

01.1

0.20

13

01.1

0.20

14

01.1

1.20

13

01.1

1.20

14

01.1

2.20

13

01.1

2.20

14

01.0

1.20

13

01.0

1.20

15

01.0

1.20

14

Produkt PASMO 2015 – kwotowanie z okresu 1.01.2013 roku – 31.12.2014 rokuPolskaNiemcyCzechySłowacjaWęgry

Źródło: Opracowanie własne na bazie danych Tradition Financial Services Ltd.


RWE Polska

Niewielka przepustowość połączeń międzysystemowych ogranicza napływ taniej energii

do Polski. Tania energia z zagranicy to korzyści dla konsumentów, ale także poważne

konsekwencje dla krajowych wytwórców i branży górniczej.

Systematyczny wzrost produkcji energii w źródłach odnawialnych zmniejsza obszar rynku

dla źródeł konwencjonalnych. Źródła OZE mają bardzo niskie koszty zmienne i wypierają

z rynku znacznie droższe źródła konwencjonalne, dla których koszty paliwa i praw

do emisji CO2 stanowią istotny czynnik kosztowy.

Jak widzimy, interesy każdego z podmiotów rynkowych są odmienne.

Energetyka systemowa chciałaby utrzymać obecny stan (chęć zakupu węgla po niskich

cenach utrzymujących się na rynkach światowych).

Branża górnicza chciałaby mieć zagwarantowany wolumen węgla (jest znacząca nad-

produkcja) w cenach pokrywających koszty produkcji (znacznie wyższych niż ceny

światowe).

Branża OZE jest zainteresowana stabilnymi warunkami rozwoju w długim horyzoncie

czasowym, czyli gwarancjami wsparcia.

Z kolei cele Unii Europejskiej są jasno określone. Są to:

redukcja emisji CO2,

rozwój OZE,

wzrost efektywności,

tworzenie ogólnoeuropejskiego rynku energii.

Pogodzenie unijnych celów z priorytetami poszczególnych sektorów rynku energii będzie

stanowić duże wyzwanie. Szczególnie że cele unijne oznaczają odejście od węgla. Powsta-

je zatem pytanie o rolę krajowego górnictwa w przyszłości.

Próba jego ratowania poprzez przyłączenie do energetyki, wcześniej skonsolidowanej

do dwóch dużych grup, prawdopodobnie nie rozwiąże problemów. Wydaje się, że ograni-

czenie zdolności produkcyjnych górnictwa i kosztów wydobycia staje się nieuniknione.

Redefinicji będzie jednak wymagała cała krajowa struktura wytwarzania energii elektrycz-

nej nie tylko pod kątem roli rodzimych surowców w długim horyzoncie czasowym. Istotna

będzie również decyzja dotycząca energetyki jądrowej.

Z dzisiejszego punktu widzenia przyszłe ceny hurtowe mogą być jednak niewystar-

czające, aby uzasadnić miejsce elektrowni atomowych w miksie energetycznym.

Dlatego też do powstania takiej elektrowni mogą okazać się konieczne kontrakty

różnicowe i/lub rynek mocy.

Sytuacja może jednak zmienić się przy wzroście cen emisji CO2 oraz braku możliwości

redukcji emisji o zakładane w pakiecie klimatycznym 40%.

Stopniowo będzie również rosła rola gazu jako paliwa o dwukrotnie niższej emisyjności

CO2 od węgla. Nie będzie to jednak tania energia, obecnie koszty produkcji dla tego typu

źródeł są na poziomie powyżej 300 PLN/MWh.

54 RWE Polska

RWE Polska

RYNEK MOCY

Wprowadzenie rynku mocy w Polsce planowane

jest na rok 2020, kiedy na skutek dużej liczby wyłą-

czeń starych bloków mogą pojawić się problemy

z bilansem mocy.

Obecnie funkcjonujący rynek jest rynkiem energii.

Ceny energii elektrycznej nie pokrywają całości

kosztów utrzymania mocy zainstalowanych w źró-

dłach wytwórczych.

Rynek mocy ma być dodatkowym mechanizmem

zapewniającym opłacalność inwestycji w moce

wytwórcze i utrzymanie ich na wymaganym pozio-

mie rezerw. Niskie ceny energii powodują bowiem,

że inwestycje w moce wytwórcze nie są opłacalne.

Problem narasta wraz z rosnącym udziałem subsy-

diowanej energii ze źródeł odnawialnych, które

z bardzo niskimi kosztami zmiennymi wypierają

z rynku źródła konwencjonalne.

Krótsza praca bloków konwencjonalnych to mniej-

sze ich przychody i problemy z pokryciem kosztów

działalności. Teoretycznie problemu by nie było,

gdybyśmy potrafili tanio magazynować duże ilości

energii. Na chwilę obecną nie ma takich rozwiązań,

zatem o rynku mocy mówi się coraz częściej.

Razem z rynkiem mocy może działać mechanizm

kontraktów różnicowych, wspierający wybrane

technologie (np. gwarancje zakupu po określonej

cenie energii w długim horyzoncie czasowym

z elektrowni atomowych; gdy cena rynkowa jest

niższa, elektrownia otrzymuje dopłatę do ceny

gwarantowanej; gdy cena jest wyższa, elektrownia

oddaje różnicę do poziomu ceny gwarantowanej).

Doraźnymi działaniami przed wprowadzeniem

rynku mocy były wdrożenie przez OSP mechani-

zmu operacyjnej rezerwy mocy oraz zakup inter-

wencyjnej rezerwy zimnej.

CO PRZED NAMI

JAKI RYNEK MOCY DLA POLSKI

Jest kilka rozwiązań możliwych do wprowadze-

nia, jednak najbardziej prawdopodobne jest

przyjęcie modelu scentralizowanego.

W modelu tym OSP, jako jedyny kupujący, doko-

nuje w systemie aukcyjnym zakupu mocy (zdol-

ności wytwórczych) w kontraktach rocznych

i wieloletnich od wytwórców energii. Operator

systemu przesyłowego certyfikuje wytwórcom

oferowane moce (OSP musi mieć pewność, że

oferowane moce będą dyspozycyjne). Koszty

zakupu mocy przez OSP są akceptowane przez

URE w taryfach OSP, a następnie

przenoszone w taryfach na odbiorców (nowa

płatność za moc). Rynek mocy funkcjonuje nieza-

leżnie od rynku energii.

JAK RYNEK MOCY WPŁYNIE NA CENY

ENERGII

Wytwórcy biorący udział w rynku mocy otrzymają

przychody za moc dyspozycyjną oraz energię

elektryczną sprzedawaną niezależnie na rynku

energii. Z tego powodu teoretycznie po wprowa-

dzeniu rynku mocy cena energii elektrycznej na

rynku powinna obniżyć się o składnik stały kosz-

tów. Nie jest on jednak w chwili obecnej w cało-

ści przenoszony w cenie energii, więc można

spodziewać się wzrostu cen.

WRAZ Z RYNKIEM MOCY NA RYNKU MOGĄ POJAWIĆ SIĘ RÓWNIEŻ KONTRAKTY RÓŻNICOWE.


RWE Polska

RYNEK MOCY MA ZACHĘCIĆ DO INWESTYCJI W NOWE MOCE WYTWÓRCZE.WYTWÓRCY − OPRÓCZ SAMEJ ENERGII – BĘDĄ SPRZEDAWAĆ RÓWNIEŻ MOC.

USTAWA O ODNAWIALNYCH ŹRÓDŁACH

ENERGII (OZE)

Na ustawę o OZE czekaliśmy od kilku lat. Rok

2014 nie przyniósł pod tym kątem przełomu.

Ustawa została finalnie przyjęta przez Sejm

w lutym 2015 roku, a 11 marca 2015 roku zosta-

ła podpisana przez Prezydenta.

Ustawa wprowadza wiele istotnych zmian wpły-

wających na przyszły kształt rynku energii. Oce-

na wprowadzanych innowacji nie jest jednak

jednoznaczna, a niektóre zapisy budzą kontro-

wersje. Podziały w ocenie poszczególnych zapi-

sów były widoczne nie tylko w branży energe-

tycznej (wytwórcy OZE vs. energetyka

systemowa/konwencjonalna), lecz także po

stronie rządowej, ustawodawczej oraz wśród

organizacji pozarządowych. Ustawa jest jednak

konieczna, aby Polska mogła wywiązać się

z realizacji celów wynikających z unijnej polityki

energetycznej. Skuteczność ustawy zostanie

sprawdzona w praktyce.

Najważniejsze założenia projektu ustawy

o Odnawialnych Źródłach Energii to:

– Nowy System Wsparcia OZE oparty

na aukcjach

Ustawa wprowadza system aukcyjny sprzeda-

ży energii ze źródeł OZE. Nowe instalacje

uruchomione po wejściu w życie ustawy

o OZE muszą w nim uczestniczyć. Z kolei

stare instalacje uruchomione przed wejściem

ustawy mogą pozostać w starym systemie ze

świadectwami pochodzenia lub przejść do

nowego systemu aukcyjnego.

Aukcje organizuje Prezes URE minimum raz

w roku.

Aukcje są przeprowadzane oddzielnie dla

źródeł OZE o mocach mniejszych niż 1 MW

i większych od 1 MW, w podziale na różne

technologie.

Rada Ministrów określa maksymalne ilości

i wartości energii, jakie mogą zostać zakupio-

ne. Minister Gospodarki ogłasza ceny referen-

cyjne (maksymalne ceny dla poszczególnych

technologii OZE).

Przetarg wygrywają wytwórcy, którzy zadekla-

rowali najniższe ceny. Otrzymują oni za sprze-

dawaną energię cenę z aukcji indeksowaną

w kolejnych latach wskaźnikiem inflacji. Energia

jest kupowana przez sprzedawców zobowiąza-

nych (dla źródeł OZE o mocy do 500 kW) lub

sprzedawana samodzielnie przez wytwórców.

W tym przypadku wytwórcy otrzymują rekom-

pensatę do ceny, jaką uzyskali w przetargu.

Rekompensaty wypłaca Operator Rozliczeń

Energii Odnawialnej (OREO).

OREO wypłaca rekompensaty również sprze-

dawcom zobowiązanym (pokrywa koszty

56 RWE Polska

RWE Polska

różnicy między ceną płaconą wytwórcom OZE

a ceną rynkową energii). Środki na pokrycie

ujemnych sald pochodzą z opłaty OZE pobie-

ranej od odbiorców w opłatach dystrybucyj-

nych (nowa stawka na rachunkach).

Nowy system przewiduje wsparcie źródeł OZE

do 15 lat, nie dłużej niż do 31 grudnia 2035 roku.

RODZAJ ŹRÓDŁA STARE ŹRÓDŁA (KTÓRE ROZPOCZĘŁY PRODUKCJĘ PRZED WEJŚCIEM W ŻYCIE USTAWY)

NOWE ŹRÓDŁA (KTÓRE ROZPOCZĘŁY PRODUKCJĘ PO WEJ-ŚCIU W ŻYCIE ROZDZIAŁU 4 USTAWY – OCZEKIWANY TERMIN STYCZEŃ 2016 ROKU)

ŹRÓDŁA OZE O MOCY POWYŻEJ 500 KW Pozostanie w starym systemie, tj.: przy-

chody ze sprzedaży energii i świadectw lub przejście na nowy system (prawa kolumna).Dla instalacji spalania wielopaliwowego (dedykowanego) wolumen świadectw nie większy niż średnia z produkcji z lat 2011−2013.

Wybrani w aukcji. Wytwórcy sprzedają energię na rynku, otrzymują rekompensatę do ceny z aukcji od OREO.

ŹRÓDŁA OZE O MOCY PONIŻEJ 500 KW

Wybrani w aukcji. Energię kupuje sprzedawca zobowią-zany po cenie aukcyjnej. Sprzedawcy zobowiązani otrzy-mują rekompensatę do ceny rynkowej od OREO.

INSTALACJE SPALANIA WIELOPALIWO-WEGO (DEDYKOWANE)

Wybrani w aukcji. Tylko nowe źródła dedykowaneo mocy do 50 MW mocy elektrycznej i do 150 MWw kogeneracji.

INSTALACJE SPALANIA WIELOPALIWO-WEGO (NIEDEDYKOWANE)

Pozostanie w starym systemie, tj.: przychody ze sprzedaży energii i świa-dectw. Otrzymują tylko 0,5 świadec-twa za MWh do 2020 roku.

Brak wsparcia.

HYDROŹRÓDŁA O MOCY POWYŻEJ 5 MW

Brak wsparcia (nie otrzymują świadectw pochodzenia; nie ma obowiązku zakupu energii przez sprzedawcę zobowiązanego).

MIKROŹRÓDŁA O MOCY DO 10–40 KW Obowiązek zakupu wyprodukowanej

energii przez sprzedawcę zobowiązane-go po średniej cenie sprzedaży energii na rynku w poprzednim kwartale (ogła-szanej przez URE). Przedsiębiorcy mają-cy mikroźródła mogą otrzymać dodatko-wo świadectwa oraz mogą przejść na nowy system aukcyjny.

Obowiązek zakupu wyprodukowanej energii przez sprze-dawcę zobowiązanego po średniej cenie sprzedaży energii na rynku w poprzednim kwartale (ogłaszanej przez URE) lub przedsiębiorcy mający mikroźródła mogą przejść na nowy system aukcyjny (tj. źródła OZE o mocy poniżej 500 kW).

MIKROŹRÓDŁA O MOCY DO 3 KW I POMIĘDZY 3 A 10 KW Stała cena taryfowa zależna od technologii i mocy.

W przypadku mikroźródeł ustawa wprowadza

tzw. net metering. Oznacza to, że rozliczenie

za energię pobraną z sieci i oddaną do niej

odbywa się w okresach półrocznych. Jest to

korzystny zapis dla prosumentów, bo rozli-

czają się tylko z różnicy pomiędzy poborem

a produkcją.

– Mechanizm Świadectw Pochodzenia

będzie obowiązywał równolegle

Stary system wsparcia, tj. mechanizm świa-

dectw pochodzenia, pozostanie dostępny tylko

dla starych źródeł, które działały przed wejściem

w życie nowej ustawy o OZE. Źródła te będą

mogły zdecydować, czy pozostają w systemie

świadectw, czy przechodzą do nowego systemu

aukcyjnego.

Sprzedawcy energii będą w dalszym ciągu

zobligowani do zakupu i umarzania świa-

dectw pochodzenia. Minister Gospodarki

do 31 sierpnia każdego roku może obniżyć

wielkość obowiązku na kolejne lata. W usta-

wie obowiązek został ustalony na poziomie

20%, z zastrzeżeniem, że na lata 2015 i 2016

pozostaje na obecnie przyjętym poziomie,

tj. 14 i 15%.

Odbiorcy przemysłowi zużywający więcej

niż 100 GWh/rok, dla których współczynnik

intensywności zużycia energii jest większy

niż 3%, mają pomniejszony obowiązek

umorzenia świadectw pochodzenia

(od 15 do 80%).


RWE Polska

EFEKTYWNOŚĆ ENERGETYCZNA

Obecna ustawa o efektywności energetycznej z 15 kwietnia 2011 roku zostanie

zastąpiona nową. Nowy projekt ustawy został już opublikowany.

Główne założenia ustawy:

jednostki sektora publicznego będą zobligowane do poprawy efektywności

energetycznej (realizacja przedsięwzięć efektywnościowych),

organy władzy publicznej nabywają i użytkują efektywne energetycznie

produkty oraz budynki,

podmioty zobowiązane (przedsiębiorstwa energetyczne sprzedające energię

elektryczną, gaz, ciepło), odbiorcy końcowi, domy maklerskie są zobowiąza-

ni do zrealizowania przedsięwzięć służących poprawie efektywności energe-

tycznej lub umorzenia świadectw efektywności energetycznej,

obowiązek będzie wynosił 1,5% energii finalnej (zużywanej przez odbiorcę

końcowego) wyrażonej w toe (tonach oleju ekwiwalentnego),

świadectwa efektywności energetycznej będą wydawane przez URE

na wniosek podmiotu realizującego przedsięwzięcie efektywnościowe

(musi być dołączony audyt),

podmioty zobowiązane przy rozliczeniu obowiązku za rok poprzedni będą

umarzać świadectwa efektywności energetycznej do 31 marca w okresach

trzyletnich; jest możliwość rozliczenia się po roku lub dwóch latach,

nie ma mechanizmu opłaty zastępczej (nie można wykonać obowiązku

poprzez wniesienie opłaty),

przedsiębiorstwa (z wyjątkiem mikro-, małego i średniego przedsiębiorcy)

są zobowiązane do przeprowadzania co cztery lata audytu energetycznego.

Nie obowiązuje to przedsiębiorstw mających system zarządzania energią

lub środowiskiem,

przedsiębiorstwa planujące budowę jednostek wytwórczych powyżej 20 MW

są zobligowane do sporządzenia analizy kosztów (wybór najbardziej efek-

tywnych rozwiązań),

prawa majątkowe wynikające ze świadectw efektywności energetycz-

nej wydane na podstawie obecnej Ustawy z 15 kwietnia 2011 roku

wygasną 1 kwietnia 2016 roku.

58 RWE Polska

RWE Polska


RWE Polska

KALENDARIUM

4

60 RWE Polska

RWE Polska

WYDARZENIE HASŁO KLUCZ OZNACZA

STYCZEŃ

PSE podpisują umowę na interwencyjną rezerwę zimną.

Interwencyjna rezerwa mocy

Utrzymanie w rezerwie KSE większych zdolności wytwórczych.

LUTY

PSE podpisują umowę na urucho-mienie przesuwników fazowych.

Wymiana międzysys-temowa

Większa kontrola PSE nad przepływami energii z kierunku zachodniego.

Start Giełdowej Platformy Informacyjnej.

Giełda, REMIT Większa transparentność rynku i łatwiejszy dostęp do informacji.

MARZEC

PSE rozszerzają zimną rezerwę mocy o kolejne bloki.

Interwencyjna rezerwa mocy

Utrzymanie w rezerwie KSE większych zdolności wytwórczych.

Rozpoczęcie budowy linii energe-tycznej do granicy z Litwą.

Wymiana międzysystemowa

Bezpieczeństwo funkcjonowania KSE. Market coupling.

KWIECIEŃ

Nowelizacja prawa energetycznego. Prawo, kogeneracja Między innymi przedłużenie wsparcia dla kogeneracji do końca 2018 roku.

Podpisanie umowy na budowę węglowego bloku energetycznego 910 MW Jaworzno III.

Nowe moce Zastąpienie starych mocy w KSE.

Podpisanie przez RWE Polska dekla-racji „Dobre praktyki sprzedawców energii elektrycznej”.

„Dobre praktyki sprzedawców energii elektrycznej”, Towarzy-stwo Obrotu Energią

RWE Polska jako jedna z pięciu czołowych grup energetycznych w Polsce wsparła kampanię TOE „Sprawdź, kto sprzedaje Ci energię”.

MAJ

TGE wnioskuje do KNF o zgodę na uruchomienie rynku finansowego.

Giełda Nowe instrumenty finansowe bazujące na energii elektrycznej. Rozwój giełdy.

Ogłoszenie przez RWE Stoen Opera-tor inwestycji w rozwój warszawskiej sieci elektroenergetycznej.

AMI, Smart Metering Zrealizowanie w latach 2014−2019 inwestycji w inteligentną infra-strukturę sieciową na terenie warszawskiej sieci elektroenergetycznej o wartości 1,6 mld PLN.

CZERWIEC

Przetarg na usługę redukcji zapo-trzebowania na polecenie OSP.

Negawaty Możliwość redukcji popytu przez OSP. Bezpieczeństwo funkcjonowa-nia KSE.

RYNEKENERGII ELEKTRYCZNEJA


RWE Polska

LIPIEC

Badanie niemieckiej izby energetyki i gospodarki wodnej BDEW.

Wymiana międzysystemowa

Wzrost przepływów w kierunku Polski spowodowany generacją wiatrową.

SIERPIEŃ

URE proponuje wprowadzenie cen maksymalnych energii elektrycznej.

Taryfy Umożliwienie z urzędu sprzedawcom konkurowania z niezależnymi sprzedawcami na ich terenie.

WRZESIEŃ

PSE zmniejszają przejściowo opłatę za operacyjną rezerwę mocy.

Operacyjna rezerwa mocy

Zmniejszenie wynika z wyczerpania się budżetu. Oznacza realokację wytwórców na rynek SPOT.

Rząd analizuje konsolidację w sekto-rze energetycznym.

Konsolidacja w sekto-rze energetycznym

Między innymi mocniejsze powiązanie energetyki z górnictwem.

RWE Polska prezentuje w Sejmie studium „Scenariusze rozwoju tech-nologii na polskim rynku energii do 2050 roku”.

Rynek energii w Polsce do 2050 roku

Zaangażowanie RWE Polska w debatę na temat przyszłości polskiego rynku energii.

PAŹDZIERNIK

Zmiana harmonogramu notowań na giełdzie.

Giełda Zmniejszenie liczby fixingów z 3 do 2. Decyzja wiąże się z przygo-towaniem do uruchomienia rynku finansowego oraz planowanym przyłączeniem się do wspólnego rynku (Price Coupling of Regions).

RWE Stoen Operator zamontuje 100 tys. inteligentnych liczników na Pradze-Południe w Warszawie.

AMI, Smart Metering Na terenie warszawskiej sieci elektroenergetycznej rozpoczęło się wdrożenie inteligentnej infrastruktury sieciowej.

LISTOPAD

TGE umożliwia obrót polskimi gwa-rancjami pochodzenia

Giełda Nowy instrument wsparcia OZE – potwierdzający odbiorcy końcowe-mu ilość energii wyprodukowanej w źródłach OZE.

URE ujawnia planowane nakłady inwestycyjne na nowe moce wy-twórcze w latach 2014−2028.

Nowe moce Aktualne plany inwestycyjne oraz nowe mechanizmy OSP zabezpie-czają według URE przed ewentualnym black-outem.

GRUDZIEŃ

Kolejny przetarg na usługę redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP.

Negawaty Możliwość redukcji popytu przez OSP. Bezpieczeństwo funkcjonowa-nia KSE.

URE publikuje dane na temat poten-cjału OZE.

Nowe moce, OZE Dalszy rozwój mocy OZE do poziomu 6 GW.

RWE planuje dalszy rozwój OZE. Nowe moce, OZE Planowana moc elektrowni wiatrowych RWE ma wynieść 242 MW.

62 RWE Polska

RWE Polska

WYDARZENIE HASŁO KLUCZ OZNACZA

STYCZEŃ

PGNiG nie realizuje 30-proc. obliga za rok 2013.

PGNiG, Obligo gazowe Brak dalszego rozwoju rynku detalicznego i hurtowego.

LUTY

Ceny gazu na rynku SPOT niższe od rynku terminowego.

Ceny gazu Warunki pogodowe (ciepła zima) powodują wysoką podaż vs. niski popyt.

MARZEC

Premier Donald Tusk przedstawia w Brukse-li projekt unii energetycznej.

Unia energetyczna Między innymi wspólne zakupy gazu przez UE.

KWIECIEŃ

Fizyczny rewers na Jamale. Dywersyfikacja i bezpieczeństwo dostaw Dostawy gazu do Polski możliwe od tej pory również z kierunku zachodniego.

Nowe instrumenty na rynku terminowym. Giełda Rozwój giełdy i dostępnych produktów, tj. produkty sezonowe.

Gazprom podnosi ceny dla Ukrainy. Dostawy na Ukrainę Gazprom argumentuje podwyżki wycofa-niem dotychczasowych zniżek i wprowa-dzeniem dodatkowych podwyżek. Finalnie oznacza to dwukrotny wzrost ceny.

RWE Supply & Trading dostarcza gaz na Ukrainę.

Dostawy na Ukrainę RWE wykorzystuje rewers zwrotny w celu dostarczenia gazu po cenach rynkowych.

MAJ

Gaz-System członkiem TGE Gaz-System Wypełnienie zapisów europejskiego ko-deksu bilansowania (NC Bal). Możliwość zakupu gazu na potrzeby bilansowania.

Gazprom podpisuje umowę z chińskim koncernem CNPC.

Gazprom Kontrakt dotyczy budowy nowego gazo-ciągu z Syberii do Chin. Gazprom dywer-syfikuje portfel odbiorców – może to mieć wpływ na negocjacje cen w Europie.

RYNEK GAZUB


RWE Polska

CZERWIEC

Gazprom przerywa dostawy gazu na Ukra-inę.

Dostawy na Ukrainę Z powodu rosnącego zadłużenia Gazprom wprowadza system przedpłat.

LIPIEC

Uruchomienie platformy Gaz-System. Przepustowości transgraniczne Platforma Aukcyjna staje się podstawo-wym narzędziem do alokowania przepu-stowości transgranicznych.

SIERPIEŃ

PGNiG wydziela część detaliczną przedsię-biorstwa.

PGNiG, obligo gazowe Wydzielenie ma przyspieszyć rozwój ryn-ku, tj. poprawić płynność giełdy i wprowa-dzić rynkowy mechanizm cenowy.

Nowy IRiESP IRiESP IRiESP zmienia m.in. jednostki objętości na jednostki energii, reguluje oferowanie przepustowości oraz wprowadza grupy bilansujące. Ponadto wprowadza moż-liwość przekazywania danych w trakcie doby dostawy.

TGE uruchamia Rynek Dnia Bieżącego. Giełda Możliwość bilansowania zapotrzebowania w trakcie doby dostawy.

WRZESIEŃ

Gazprom zmniejsza dostawy gazu do Europy.

Gazprom Poziom dostaw utrzymywany jest na poziomie zmniejszonym.

URE certyfikuje OSP. Gaz-System Gaz-System spełnia kryteria niezależności określone w prawie energetycznym, tj. jest niezależny.

Rusza rewers ze Słowacji na Ukrainę. Dostawy na Ukrainę Reakcja UE na wstrzymanie przez Rosję dostaw. Dostawy mogą sięgnąć 20% zapotrzebowania Ukrainy.

GRUDZIEŃ

PGNiG zawiera porozumienie z Qatargasem.

Terminal LNG w Świnoujściu Regulacja zasad dostaw do terminalu LNG.

Rozpoczynają się rozmowy z Gazpromem na temat kontraktu jamalskiego.

Kontrakt jamalski Negocjowanie formuły take-or-pay, tj. urynkowienie kontraktu.

URE zatwierdza nowe niższe taryfy PGNiG. Taryfy Odbiorcy hurtowi: spadek o 4%. Odbiorcy detaliczni: spadek o 0,8−1,8%.

64 RWE Polska

RWE Polska


RWE Polska

PRODUKTY OPARTE NA MECHANIZMACH RYNKOWYCH

5

66 RWE Polska

RWE Polska

PRODUKTY ENERGETYCZNEA

FULL SUPPLY

Produkt gwarantujący stałą cenę w okresie obo-

wiązywania umowy, bez względu na zmiany cen

na rynku hurtowym. Oferta umożliwia Klientom

kontrolę nad wydatkami i długofalowe planowa-

nie swojego budżetu.

ZAKUP ENERGII W TRANSZACH

Rozwiązanie pozwalające Klientowi zminimalizować

ryzyko cenowe związane ze zmiennością rynkowej

ceny energii na giełdzie towarowej. O sukcesie

zakupu energii decyduje moment podjęcia decyzji

o kontraktacji dostaw, czyli zakup w momencie,

gdy ceny energii osiągają niższe poziomy.

W ramach modelu transzowego Klient dokonuje

zamówień przed okresem fizycznych dostaw

(np. w roku 2015 realizowane są zakupy na dostawy

w roku 2016), dzieląc swój roczny wolumen zużycia

na mniejsze transze i rozkładając decyzje o zamó-

wieniach w czasie. Obniża tym samym ryzyko

zakupu energii po najwyższych cenach. Średnia

cena z zakontraktowanych zakupów jest stała

i obowiązuje w całym okresie dostaw.


RWE Polska

FLEX ENERGY

Dla Klientów przewidujących zmianę profilu

zapotrzebowania na energię jeszcze przed ro-

kiem dostawy przygotowaliśmy produkt Flex

Energy. Model umożliwia zakup energii na rynku

terminowym oraz rynku dostaw dobowych

zgodnie z założeniami produktu Zakup Energii

SPOT, z tą różnicą, że Klient, przewidując zmia-

nę w swoim profilu zużycia jeszcze przed okre-

sem dostaw, ma możliwość skorygowania pro-

gnozy zużycia poprzez korektę wcześniej

zamówionej transzy rocznej.

ZAKUP ENERGII SPOT

Produkt ten jest szczególnie skierowany do Klien-

tów zużywających rocznie powyżej 50 GWh, prze-

widujących zmienność w swoim profilu zapotrze-

bowania na energię w trakcie trwania kontraktu.

Model umożliwia zakup energii zarówno na rynku

terminowym jeszcze przed okresem dostawy zgod-

nie z założeniami produktu Zakup Energii w Tran-

szach, jak i za pośrednictwem dziennych grafików

realizowanych z dostawą na najbliższe dni. Koszty

zakupu oparte są na notowaniach energii na gieł-

dzie towarowej. Rozwiązanie to pozwala optymal-

nie planować zakup energii do realnego zużycia

przez Klienta. Dodatkowo cena za energię jest

przejrzysta i kształtowana przez rynek.

68 RWE Polska

RWE Polska

KALKULACJA PRAW MAJĄTKOWYCH

Dzięki temu rozwiązaniu Klient może optymalizo-

wać nie tylko koszt zakupu energii, lecz także koszt

certyfikatów (zielonego, żółtego, czerwonego,

fioletowego), który jest wliczony w cenę końcową.

W tym modelu koszt certyfikatów wyliczony jest

na podstawie aktualnych notowań rynkowych

praw majątkowych, a nie na podstawie opłaty

zastępczej, co realnie generuje oszczędności sięga-

jące do 20 PLN/MWh. Kalkulację Praw Majątko-

wych Klient może zastosować w połączeniu z pro-

duktami Full Supply, Zakup Energii w Transzach,

Zakup Energii SPOT oraz Flex Energy.

ECO PRESTIGE

Przeznaczony dla Klientów, którzy chcą rozwijać

swój biznes przy pomocy ekologicznych rozwią-

zań. Zakupiona energia elektryczna może

pochodzić z lądowych lub morskich farm wiatro-

wych, elektrowni wodnych, paneli fotowoltaicz-

nych lub źródeł geotermalnych.

Zakup Eco Prestige potwierdzany jest certyfika-

tem wystawionym przez RWE Polska S.A.

lub TÜV Rheinland Polska.


RWE Polska

PRODUKTY GAZOWEB

TARGET PRICE

Produkt dla Klientów, którzy chcą sami decydować

o cenie gazu ziemnego. Target Price umożliwia

Klientowi wskazanie maksymalnej ceny, po jakiej

chciałby kupić gaz ziemny. RWE zobowiązuje się do

nabycia gazu po oczekiwanej przez Klienta cenie,

która będzie gwarantowana przez okres kontraktu.

Jeśli sytuacja rynkowa nie pozwoli na zakup na

poziomie oczekiwanej ceny, wówczas umowa po-

między RWE Polska a Klientem ulegnie rozwiązaniu,

bez konsekwencji dla którejkolwiek ze stron.

Dla wszystkich Klientów, którzy chcą

wprowadzić indywidualne rozwiązania

dostaw gazu, aby zoptymalizować ceny

jego zakupu, zostały wprowadzone produkty

Gas Optimum:

STAŁA CENA

Pewność dostaw gazu ziemnego przy jedno-

czesnym zabezpieczeniu się przed skutkami

ewentualnego wzrostu cen. Produkt gwaran-

tuje stałą cenę w trakcie obowiązywania kon-

traktu wraz z zapewnieniem pełnego bilanso-

wania dostaw.

70 RWE Polska

RWE Polska

ZASTRZEŻENIA PRAWNE

RWE Polska S.A. informuje i zastrzega, że dane

zamieszczone w niniejszym opracowaniu nie

stanowią wiążącej oferty dostawy energii elek-

trycznej, gazu ziemnego ani jakichkolwiek innych

usług. Dane te mają jedynie charakter ogólno-

informacyjny.

Niniejsze opracowanie wyraża wiedzę oraz poglą-

dy autorów według stanu na dzień sporządzenia.

Opracowanie zostało sporządzone z rzetelnością

i starannością, przy zachowaniu zasad metodolo-

gicznej poprawności, na podstawie ogólnodostęp-

nych informacji uznanych przez RWE Polska S.A.

za wiarygodne. RWE Polska S.A. nie gwarantuje

jednak ich kompletności i dokładności.

Korzystając z opracowania, nie należy rezygnować

z przeprowadzenia niezależnej oceny i uwzględnie-

nia innych niż przedstawione czynników, mających

wpływ na ceny energii elektrycznej, gazu ziemne-

go, uprawnień do emisji CO2, praw majątkowych,

surowców i instrumentów pochodnych.

Ceny energii elektrycznej, gazu ziemnego, upraw-

nień do emisji CO2, praw majątkowych, surowców

i instrumentów pochodnych są obarczone wieloma

czynnikami ryzyka, między innymi związanymi

z sytuacją makroekonomiczną kraju i międzynaro-

dową,określonym stanem prawnym i możliwością

jego zmian, a także tendencjami zachodzącymi

w innych segmentach rynku towarowego i finanso-

wego (m.in. rynki walutowe, stopy procentowe).

RWE Polska S.A. nie ponosi odpowiedzialności

za decyzje podjęte na podstawie niniejszego opra-

cowania ani za szkody poniesione w wyniku tych

decyzji o zakupie i decyzji inwestycyjnych. Całkowi-

te ryzyko z tytułu wykorzystania dostarczonych

informacji ponosi użytkownik – odbiorca opracowa-

nia „Raport o rynku energii elektrycznej i gazu

ziemnego w Polsce w 2014 roku”.

Wszelkie prawa do całej zawartości opracowania

„Raport o rynku energii elektrycznej i gazu ziemne-

go w Polsce w 2014 roku” są zastrzeżone.

Użytkownik serwisu ma prawo do pobierania

oraz drukowania całych stron lub ich fragmentów

pod warunkiem nienaruszania praw autorskich

oraz praw wynikających z rejestracji znaków

towarowych należących do RWE Polska S.A. Żadna

część opracowania nie może być w celach komer-

cyjnych wykorzystywana poprzez kopiowanie

w całości lub części, transmitowanie elektroniczne

lub w inny sposób modyfikowana, linkowana lub

wykorzystywana bez uprzedniej pisemnej zgody

RWE Polska S.A.

Informacje zawarte w niniejszym opracowaniu „Raport o rynku energii elektrycznej i gazu ziemnego w Polsce w 2014 roku” przygotowanym przez RWE Polska S.A. nie stanowią rekomendacji w rozumieniu Rozporządzenia Ministra Finansów z 19 października 2005 roku w sprawie informacji stanowiących rekomendacje dotyczące instrumentów finansowych, ich emitentów lub wystawców.

ŁUKASZ MUSIAŁ[email protected] MenedżerStrategia Zakupu Energii i Zarządzanie Portfelem Sprzedaży

PIOTR GRZEJSZCZAK [email protected] Menedżer Operacyjne Zarządzanie Zakupami Energii

SŁAWOMIR SKOCZEK Analityk Biznesowy Strategia Zakupu Energii

KAROL KOSIARSKI Specjalista Zarządzania Zakupami Energii i Gazu

PIOTR MICHALCZYK Specjalista Zarządzania Zakupami Energii i Gazu

KRZYSZTOF MICHALAK Specjalista Zarządzania Zakupami Energii i Gazu

AUTORZY RAPORTU

Pozostali członkowie zespołu RWE Polska S.A., którzy przyczynili się do powstania raportu: Stefan Doroszewski, Jarosław Gąsiorowski, Aleksandra Kolczyńska oraz Aleksandra Smolarska-Fis.

Redakcja, projekt graficzny i produkcja: Mediapolis Sp. z o.o., ul. Anny German 15, 01-794 Warszawa, www.mediapolis.com.pl.Dyrektor zarządzający: Zbigniew Ukleja, Dyrektor artystyczny: Marzena Dąbrowska, Dyrektor wydawniczy: Aleksandra Sachanowicz,projekt i realizacja: Marzena Lipińska

RWE Polska S.A.T 48 22 821 39 39F 48 22 821 33 [email protected]

RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ...RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W...

Documents

Transcript of RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ...RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W...