RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W ... · 8 rwe polska raport o rynku energii...

RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2013 ROKU 1

RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2013 ROKU

RWE Polska


AUTORZY

WSPÓŁPRACA

Piotr Gońda Młodszy Analityk ds. Strategii

Zakupu Energii RWE Polska S.A.

Sławomir Skoczek Główny Analityk ds. Strategii

Zakupu Energii RWE Polska S.A.

Jakub Gajewski Specjalista ds. Zakupu

Gazu RWE Polska S.A.

Karol Kosiarski Starszy Specjalista ds. Zakupu

Energii RWE Polska S.A.

Piotr Michalczyk Specjalista ds. Zakupu Energii

RWE Polska S.A.

Łukasz Musiałkiewicz Senior Menedżer,

Strategia Zakupu Energii

Piotr Grzejszczak Senior Menedżer, Operacyjne

Zarządzanie Zakupami Energii

Sylwia Projs Starszy Specjalista ds. Marketingu,

Zintegrowany Marketing

4 RWE Polska RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2013 ROKU 5

SPIS TREŚCI

WSTĘP – JAK CZYTAĆ RAPORT

RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE ...................................................................8

RYNEK SPOT ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU .............................................................. 10

RYNEK TERMINOWY TOWAROWY ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ................................... 14

RYNEK BILANSUJĄCY ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ................................................... 16

RYNEK PRAW MAJĄTKOWYCH ................................................................................. 18

ZMIANY NA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W 2013 ROKU – NOWELIZACJA PRAWA ENERGETYCZNEGO

NOWELIZACJA PRAWA ENERGETYCZNEGO ................................................................. 24

ZMIANY NA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ ............................................................... 26

ZMIANY NA RYNKU GAZU ZIEMNEGO ........................................................................ 28

RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE

RYNEK SPOT ........................................................................................................ 32

RYNEK TERMINOWY .............................................................................................. 36

RYNEK PRAW MAJĄTKOWYCH – TZW. KOLORÓW ......................................................... 40

RYNEK GAZU W POLSCE

RYNEK GAZU W POLSCE ......................................................................................... 56

RYNEK SPOT ........................................................................................................ 57

RYNEK TERMINOWY .............................................................................................. 58

RYNEK GAZU W POLSCE A RYNEK NIEMIECKI – GASPOOL ............................................... 60

POLITYKA I GOSPODARKA A CENY ENERGII W 2013 ROKU................................62

RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU – PERSPEKTYWA ROZWOJU I ZMIAN

KOGENERACJA WRACA DO GRY ............................................................................... 70

REWOLUCJA W OZE .............................................................................................. 72

PROSUMENCI NA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ ........................................................ 76

PERSPEKTYWA ZMIAN ........................................................................................... 78

OFERTA RWE POLSKA OPARTA NA MECHANIZMACH RYNKOWYCH

OFERTA RWE – PRODUKTY ENERGETYCZNE OPARTE NA INDEKSACH GIEŁDOWYCH ............. 82

OFERTA RWE – PRODUKTY GAZOWE ......................................................................... 84

ZASTRZEŻENIE PRAWNE ........................................................................................ 86

6 RWE Polska

WSTĘP – JAK CZYTAĆ RAPORT

Przekazujemy Państwu „Raport o Rynku Energii Elektrycznej i Gazu Ziemnego w Polsce w 2013 roku”.Raport podsumowuje istotne trendy minionego roku, jakie wystąpiły na rynku energii elektrycznej i gazu; przedstawia główne zmiany w prawie energetycznym („Mały trójpak”) oraz na rynku certyfikatów. Publikacja zawiera także opinie i przewidywania ekspertów RWE.

Oddając w Państwa ręce ten raport, mamy nadzieję, że poruszone przez nas zagadnienia okażą się ciekawe dla profesjonalistów oraz osób zainteresowanych rozwojem polskiego rynku energii i gazu.

Życzymy dobrej lektury!



Energia elektryczna, podobnie jak każdy towar, jest wytwarzana przez producentów, kupowana przez pośredników, a następnie sprzedawana klientom. Firmy zajmujące się handlem energią (tzw. spółki obrotu) kupują energię od wytwórców i sprzedają ją klientom finalnym. Ceny i warunki transakcji są indywidualnie ustalane pomiędzy firmą sprzedającą a kupującą lub wynikają z zasad zakupu (zakup na giełdzie energii lub za pośrednictwem internetowych platform obrotu energią). Najważniejszym rynkiem obrotu giełdowego jest Towarowa Giełda Energii (TGE). Obrót na Rynku Terminowym Towarowym TGE wyniósł w 2012 roku 112 TWh, a w 2013 roku 154 TWh. W porównaniu z poprzednim rokiem wzrósł o ponad 37%. Dzięki obligu giełdowemu wprowadzonemu w 2010 roku rynek z roku na rok staje się coraz bardziej płynny, widać też coraz silniejszy rozwój handlu spekulacyjnego.

można kupować w kontraktach bilateralnych,

na giełdach oraz platformach obrotu energią.

W 2010 roku wprowadzono obligo giełdowe. Jest

to ustawowa konieczność sprzedaży 15% energii na

giełdzie towarowej lub rynku regulowanym, dotyczą-

ca wszystkich krajowych wytwórców. Ci, którzy otrzy-

mują rekompensaty z tytułu rozwiązania kontraktów

długoterminowych (tzw. KDT), muszą dodatkowo

sprzedawać na konkurencyjnych zasadach całość

wytwarzanej przez siebie energii elektrycznej.

Obecnie w Polsce obrót hurtowy regulowany odby-

wa się na Towarowej Giełdzie Energii S.A. Firmy czy

przedstawiciele gospodarstw domowych uczestni-

czą z kolei w rynku detalicznym energii elektrycznej.

Cena dla odbiorcy na rynku detalicznym różni się od

cen na rynku hurtowym między innymi o wysokość

akcyzy, koszt udziału energii pochodzącej ze źródeł

odnawialnych i kogeneracji, koszt udziału w Rynku

Bilansującym oraz koszty transakcyjne sprzedawcy,

co przedstawia szczegółowo wykres zamieszczony

na poprzedniej stronie.

Na giełdach można zawierać kontrakty na dostawę

energii elektrycznej z realizacją następnego dnia

(Rynek Dnia Następnego, tzw. SPOT), a także kontrak-

ty terminowe z realizacją w przewidzianym okresie

dostawy w przyszłości, np. w następnym kwartale,

w ciągu całego kolejnego roku czy też w wybranym

tygodniu danego roku (Rynek Towarowy Terminowy).

Sam rynek jest stosunkowo młody, jego początki datu-

je się na rok 1997, czyli moment wejścia w życie usta-

wy Prawo energetyczne w kwietniu 1997 roku. Od

tej chwili energia elektryczna przestała być traktowa-

na jako dobro powszechne, stając się towarem. Roz-

poczęty proces liberalizacji energetyki doprowadził

do jej podziału na podsektory: wytwarzania, przesy-

łu i dystrybucji oraz obrotu (handlu) energią. Celem

wprowadzonych zmian było uruchomienie w energe-

tyce mechanizmów rynkowych i stworzenie konkuren-

cyjnego rynku energii elektrycznej. Wytwarzanie ener-

gii elektrycznej i handel nią straciły cechy monopolu,

a wprowadzenie konkurencji pomiędzy przedsiębior-

stwami energetycznymi miało doprowadzić do zapew-

nienia racjonalnego poziomu cen energii. Spółki ob-

rotu energią (takie jak np. RWE Polska), elektrownie,

pozataryfowi odbiorcy energii elektrycznej (duzi od-

biorcy bezpośrednio uczestniczący w rynku) czy domy

maklerskie – wszyscy uczestniczą w hurtowym ryn-

ku energii elektrycznej. Na rynku hurtowym energię

RYNEK SUROWCÓW ENERGETYCZNYCH W POLSCE

m.in. koszty transak-cyjne, rynek bilansu-jący, marża

białe certyfikaty

certyfikaty metanowe

certyfikaty energii skojarzonej (gaz)

certyfikaty energii skojarzonej (węgiel)

certyfikaty OZE

akcyza

koszty zakupu energii elektrycznej

STRUKTURA KOSZTOWA ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Dla żółtych i czerwonych certyfikatów wykres opiera się na projekcie nowelizacji Prawa energetycznego.

RYNEK GAZU W POLSCE

20 grudnia 2012 roku Towarowa Giełda Energii dopuściła do obrotu giełdowego na Rynku Terminowym Towarowym instrumenty terminowe rozliczane przez dostawę gazu ziemnego wysokometanowego grupy E w przyszłości. Uruchomienie Rynku Terminowego Towarowego z instrumentami gazowymi to dopiero początek funkcjonowania giełdy gazu w Polsce. Z kolei 31 grudnia 2012 roku Towarowa Giełda Energii uruchomiła Rynek Dnia Następnego Gazu.

Rok 2013, mimo niskiego obrotu na Towarowej

Giełdzie Energii, należy uznać za przełomowy

w tworzeniu się polskiego rynku gazu ziemnego.

W roku tym nastąpiła nowelizacja prawa energe-

tycznego, która weszła w życie 11 września.

Wprowadzone zostało obligo giełdowe nakazujące

sprzedaż od 11 września na rynku regulowanym

30% wolumenu (od 1 stycznia 2014 roku jest to

już 40% wolumenu, a od 1 stycznia 2015 roku

− 55% wolumenu).

Dokładny wpływ nowelizacji na rynek gazu został

przedstawiony w następnym rozdziale.



• Pasmo – kontrakt z dostawą takiego samego wolumenu

energii w każdej godzinie doby;

• Euroszczyt – kontrakt z dostawą takiego samego

wolumenu energii w każdej godzinie szczytu

7.00–22.00 (15 godzin);

• Offpeak – kontrakt z dostawą takiego samego wolumenu

energii w każdej godzinie doliny zapotrzebowania

(22.00–7.00);

TGE, oprócz cen dla poszczególnych godzin, publikuje

również dzienne indeksy dla danej doby, które stanowią

uśrednione ceny dla całej doby lub jej części (kontraktów blo-

kowych) i ułatwiają śledzenie średnioterminowego

trendu na rynku energii elektrycznej.

Ceny energii elektrycznej są zróżnicowane dla poszcze-

gólnych dni (np. dni robocze, soboty, niedziele, święta),

co wpływa między innymi na zmienność krzywej cen.

RYNEK SPOT ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU

RYNEK DNIA NASTĘPNEGO ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Na Rynku Dnia Następnego (RDN) możliwy jest obrót energią elektryczną z dostawą w konkretnych godzinach następnej doby. Jednym z podstawowych celów RDN jest umożliwianie wstępnego bilansowania pozycji kontraktowych, polegającego na dopasowaniu wolumenu energii elektrycznej do zmieniającego się zapotrzebowania podmiotów rynku hurtowego. Na tym rynku kupowane i sprzedawane są wolumeny energii, których wielkość wynika z różnicy pomiędzy dynamicznie zmieniającym się zapotrzebowaniem (zależnym np. od warunków pogodowych) a wysokością uprzednio zawartych kontraktów. RDN pełni też ważną rolę w wyznaczaniu cen odniesienia energii elektrycznej dla innych kontraktów zawieranych na hurtowym rynku energii elektrycznej w Polsce.

Poziom cen energii elektrycznej na ryn-

ku SPOT jest zależny od wielu wzajem-

nie na siebie oddziałujących czynników.

Wśród nich możemy wymienić:

• warunki pogodowe, np. temperaturę,

zachmurzenie, opady,

• układ dni, np. dni robocze, weekendo-

we, dni świąteczne, dni świąteczne połą-

czone z weekendami, sezony urlopowe,

• dostępność mocy w Krajowym Systemie

Elektroenergetycznym (KSE) − ograni-

czenia sieciowe, zdolności wytwórcze,

• poziom zapotrzebowania w KSE,

• wymianę międzysystemową

− import, eksport energii elektrycznej,

• nietypowe wydarzenia, np. Euro 2012,

• ceny nośników energii:

ropy, węgla, gazu,

• ceny rynku terminowego

energii elektrycznej,

• pozycję kontraktową podmiotów

biorących udział w rynku,

np. czy większość podmiotów

kupuje, czy sprzedaje energię.

Na RDN oprócz kontraktów na dostawę energii w konkretnej godzinie następnej doby można zawrzeć transakcje na kontrakty blokowe:

Wyjaśnienie:Dane kalendarzowe i poziom temperatur mają istotny wpływ na zapotrzebowanie:– liczba dni świątecznych w danym miesiącu (im mniej, tym wyższe zapotrzebowanie),– temperatura (w miesiącach zimowych im niższa, tym wyższe zużycie, w miesiącach ciepłych im wyższa, tym wyższe zużycie).

Oprócz Rynku Dnia Następnego na TGE funkcjonuje

również Rynek Dnia Bieżącego (tzw. Intraday), jednak

ze względu na niską płynność nie cieszy się on popu-

larnością wśród traderów – wszyscy raczej starają się

zawrzeć kontrakty na RDN, a z RDB korzystają tylko

w sytuacjach wyjątkowych.

LICZBA DNI ROBOCZYCH I ŚWIĄTECZNYCH W LATACH 2012–2013

Źródło: opracowanie własne

Dane kalendarzowe Średnia temperatura (Warszawa)2012 2013

dni robocze

dni wolne

w tym dniświąteczne

dni robocze

dni wolne

w tym dniświąteczne

Średnia zostatnich 12 lat

2012 2013

Styczeń 21 10 2 22 9 2 -2,1°C -1,1°C -3,5°CLuty 21 8 - 20 8 - -1,6°C -6,2°C -0,5°C Marzec 22 9 - 21 10 1 3,2°C 4,6°C -1,8°CKwiecień 20 10 2 21 9 1 9,4°C 9,2°C 8°C

Maj 21 10 3 20 11 3 14,5°C 15,5°C 15,4°C

Czerwiec 20 10 1 20 10 - 17,6°C 17,2°C 18,6°C

Lipiec 22 9 - 23 8 - 20,2°C 21°C 20°C

Sierpień 22 9 1 21 10 1 18,9°C 19°C 19,6°C

Wrzesień 20 10 - 21 9 - 14,2°C 14,6°C 12,3°C

Październik 23 8 - 23 8 - 8,2°C 8,1°C 10,3°C

Listopad 21 9 2 20 10 2 4,4°C 5,7°C 5,6°C

Grudzień 21 10 2 20 11 2 -0,5°C -3,1°C 2,4°C


31 grudnia 2012 roku uruchomiony został rynek SPOT gazu. Przedmiotem obrotu na tym rynku jest gaz ziemny wysokometanowy grupy E, zwany dalej gazem, z dostawą w dniu następnym po dniu obrotu.

RYNEK DNIA NASTĘPNEGO GAZU

Start giełdowego handlu gazem to pierwsze z kilku

wydarzeń na drodze do pełnej liberalizacji tego

rynku. W obecnej sytuacji trudno jest oczekiwać

aktywnego zainteresowania firm obrotem błękit-

nym paliwem na giełdzie. Aby to zmienić, konieczne

jest wprowadzenie ustawowego obliga giełdowego

dotyczącego sprzedaży co najmniej części tego

surowca. Planowane jest również umożliwienie pod-

miotom bezpośredniego działania na giełdzie gazu,

a więc i pełnienia roli animatora rynku. Po stronie

kształtowania popytu na giełdowy gaz istotne jest

odejście od zasady „bierz lub płać” i umożliwienie

firmom dalszej odsprzedaży kupowanego od do-

tychczasowego dostawcy surowca. Równie istotne

są zapewnienie uczestnikom rynku swobodnego

dostępu do infrastruktury przesyłowej oraz jej roz-

budowa. Uzyskanie satysfakcjonującej płynności

obrotu na TGE, pozwalającej na powstanie referen-

cyjnej ceny, zależy więc od spełnienia powyższych

założeń.


TERMINOWY RYNEK GAZU

Przy obecnym stanie prawnym zawieranie i rozliczanie

transakcji giełdowych na rynku gazu możliwe jest za

pośrednictwem domów maklerskich, towarowych do-

mów maklerskich i przedsiębiorstw energetycznych bę-

dących członkami TGE, Giełdowej Izby Rozrachunkowej

prowadzonej przez IRGiT oraz posiadających koncesję

na obrót gazem. Pierwszymi domami maklerskimi, które

podpisały stosowne umowy umożliwiające im działanie

na rynku gazu, są: Dom Maklerski BOŚ S.A., Noble

Securities S.A. oraz Trigon Dom Maklerski S.A.

Rozliczenia i rozrachunki transakcji z rynku gazu pro-

wadzi Izba Rozliczeniowa Giełd Towarowych S.A.

Stosowany przez IRGiT system zarządzania ryzykiem

gwarantuje bezpieczeństwo rozliczeń każdemu człon-

kowi Izby w razie niewypłacalności poszczególnych

uczestników rynku. Rozliczanie transakcji przez IRGiT

jest gwarancją zapłaty za sprzedany gaz.

Zgodnie z umową zawartą przez TGE i Gaz-System trans-

akcje zawarte na giełdzie gazu są ważne i skuteczne po-

między stronami i podlegają realizacji przez Gaz-System.

• zachowania podmiotów biorących udział w rynku

(tzn. gra popytu i podaży),

• poziomy cen energii w kontraktach terminowych

na innych rynkach graniczących z Polską.

Notowania kontraktów terminowych odbywają się

w dni robocze w systemie notowań ciągłych w godz.

8.00–14.00. Zasady ustalania dziennych kursów rozli-

czeniowych dostępne są na stronie internetowej TGE.

Od 20 grudnia 2012 roku Towarowa Giełda Energii w ramach funkcjonującego Rynku Terminowego Towarowego rozpoczęła obrót kontraktami terminowymi z fizyczną dostawą gazu ziemnego. Rynek ten daje możliwość zawierania transakcji standardowymi produktami terminowymi na dostawę gazu ziemnego w stałej ilości na okresy miesięczne, kwartalne i roczne. Przedmiotem obrotu jest dostawa gazu w jednakowej ilości we wszystkich godzinach okresu dostawy. Handel w ramach notowań ciągłych przewidziany jest w dni robocze w godzinach 8.00–14.00. Notowania każdej serii kontraktów są prowadzone zgodnie z kalendarzem notowania i wykonania kontraktów.

Kontrakty terminowe pozwalają wyznaczyć cenę ener-

gii elektrycznej w dłuższym horyzoncie czasowym (na

TGE do trzech lat do przodu), co stwarza istotne im-

pulsy cenowe dla inwestorów, którzy planują budowę

nowych mocy wytwórczych. Klientom pozwalają one

z kolei prognozować ceny, optymalizować koszty za-

kupu energii elektrycznej i zabezpieczać się przed

ryzykiem wzrostu ceny. Obecnie na RTT prowadzony

jest obrót trzema typami kontraktów:

• kontrakt forward typu BASE

(pasmo) z 24-godzinnym okresem wykonania

(dostawy), niezależnie od dnia tygodnia czy

pory roku,

• kontrakt forward typu PEAK5

(szczyt) z dostawą w godzinach 7.00–22.00

(15 godzin w dobie), tylko w dni robocze,

• kontrakt forward typu OFFPEAK

(godziny pozaszczytowe) z dostawą w godzinach

00.00–07.00 i 22.00–24.00 w dni robocze oraz

00.00–24.00 w dni wolne od pracy.

Ze względu na termin wykonania istnieją 4 rodzaje kontraktów:

• tygodniowe (BASE_W), (PEAK5_W) i (OFFPEAK_W);

• miesięczne (BASE_M), (PEAK5_M) i (OFFPEAK_M);

• kwartalne (BASE_Q), (PEAK5_Q) i (OFFPEAK_Q);

• roczne (BASE_Y), (PEAK5_Y) i (OFFPEAK_Y).

Skrótowa nazwa danego kontraktu wskazuje

na jego typ i termin wykonania, np. kontrakt

PEAK5_Q-4-12 oznacza kontrakt terminowy

na dostawę energii elektrycznej w dni robocze

w IV kwartale 2012 roku w godzinach 7.00–22.00.

Poziom cen energii elektrycznej na rynku termino-

wym jest zależny, podobnie jak na rynku SPOT, od

wielu czynników. Wśród nich możemy wymienić:

• ceny nośników energii (ropa, węgiel, gaz),

• ceny uprawnień do emisji CO2,

• nadwyżki lub niedobory mocy w Krajowym Systemie

Elektroenergetycznym,

• regulacje prawne (np. podatek akcyzowy na energię

czy węgiel),

RYNEK TERMINOWY TOWAROWY ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU

Rynek Terminowy Towarowy (RTT) umożliwia zawieranie transakcji na dostawę energii elektrycznej w określonym okresie w przyszłości. Ceny kształtujące się na rynku terminowym odzwierciedlają również panujące na rynku przekonanie na temat kształtowania się cen energii w przyszłości. Przedmiotem obrotu na RTT są kontrakty terminowe na dostawę energii elektrycznej będące umową, w której sprzedający (wystawca kontraktu) zobowiązuje się do dostarczenia energii elektrycznej w określonym terminie w przyszłości i po określonej cenie, a kupujący (nabywca kontraktu) zobowiązuje się do nabycia energii elektrycznej w określonym terminie i po określonej cenie.

TERMINOWY RYNEK ENERGII


RYNEK BILANSUJĄCY ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU

Rynek Bilansujący energii elektrycznej ma zupełnie inne przeznaczenie niż rynek SPOT (RDN) prowadzony przez TGE.

W przypadku rynku gazu funkcjonuje rynek usług bilansujących, którego ogólna zasada działania przypomina zasadę działania rynku bilansującego energii elektrycznej.

RYNEK BILANSUJĄCY ENERGII ELEKTRYCZNEJ

RYNEK USŁUG BILANSUJĄCYCH GAZU

W szczegółach te rynki oczywiście dość mocno się

różnią. Wynika to z tego, że gaz w przeciwieństwie

do energii elektrycznej można magazynować.

Rynkiem usług bilansujących w Polsce zarządza

Gaz-System S.A. Inaczej niż na rynku energii elek-

trycznej podstawową jednostką czasu przy usłudze

bilansowania jest doba gazowa trwająca od godziny

6.00 danego dnia do 6.00 dnia następnego.

Rynkiem Bilansującym w Polsce zarządza spółka

Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. Jego głównym

zadaniem jest fizyczna realizacja umów sprzedaży

energii zawartych przez uczestników rynku i pilnowa-

nie, aby w każdej chwili produkcja energii elektrycz-

nej odpowiadała jej konsumpcji. W tym celu PSE

zarządzają pracą wszystkich 19 elektrowni systemo-

wych. Podstawową jednostką czasu, w której zacho-

dzi bilansowanie, jest godzina.

Wszyscy uczestnicy rynku bilansującego są zobowią-

zani każdego dnia złożyć zgłoszenia umów sprzedaży

energii na dzień następny. PSE weryfikują umowy

przekazane przez uczestników rynku, a następnie

fizycznie je realizują. Przedsiębiorstwu energetyczne-

mu bardzo trudno jest przewidzieć, ile dokładnie

energii elektrycznej zużyją klienci, dlatego też PSE

dbają o to, by w każdej chwili w sieci było dokładnie

tyle energii, ile potrzeba, a następnie rozliczają

uczestników rynku między sobą (odsprzedają nad-

wyżki i zakupują niedobory energii). Rozliczenia mię-

dzy uczestnikami rynku następują po cenie CRO (Ce-

na Rozliczeniowa Odchylenia), czyli w uproszczeniu

po cenie oferty, którą określa się na podstawie prze-

cięcia krzywych podaży i popytu.


RYNEK PRAW MAJĄTKOWYCH

Rynek Praw Majątkowych zwanych potocznie kolorami jest uregulowany zapisami ustawy Prawo energetyczne oraz rozporządzeniami do niej.

2013 I pół. 2014 II pół. 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021Zielone (Ozj) 12,00% 13,00% 13,0% 14,00% 15,00% 16,00% 17,00% 18,00% 19,00% 20,00%Fioletowe (Ozm) 0,90% 1,10% 1,10% 1,30% 1,50% 1,80% 2,30%Czerwone (Ozk) - - 23,20% 23,20% 23,20% 23,20% 23,20%

Żółte (Ozg) - - 3,90% 4,90% 6,00% 7,00% 8,00%

Poniższa tabela przedstawia procentowe udziały obowiązków w latach 2010–2021. Część z nich na chwilę obecną określona jest na krótszy okres

Wyjątek stanowią białe certyfikaty, które wynikają

z Ustawy o efektywności energetycznej. Białe cer-

tyfikaty to świadectwa potwierdzające zaoszczę-

dzenie określonej ilości energii w wyniku realizacji

inwestycji służących poprawie efektywności ener-

getycznej. Białe certyfikaty posiadają prawa mająt-

kowe i są przedmiotem obrotu na Towarowej Gieł-

dzie Energii. Stworzony prawnie system wsparcia

dla źródeł odnawialnych i kogeneracyjnych (jedno-

czesne, czyli skojarzone wytwarzanie ciepła i ener-

gii elektrycznej) pozwala wytwórcom energii elek-

trycznej z tego typu źródeł sprzedawać prawa

majątkowe, nakładając jednocześnie na przedsię-

biorstwa sprzedające energię elektryczną odbiorcy

końcowemu obowiązek zakupu tych praw.

Zakupione prawa majątkowe dla energii elektrycz-

nej pochodzącej ze źródeł odnawialnych oraz

kogeneracyjnych, tj. z gazu, węgla i metanu

kopalnianego w skojarzeniu z ciepłem, podlegają

umorzeniu. Alternatywnym rozwiązaniem jest uisz-

czenie opłaty zastępczej przez przedsiębiorstwo

energetyczne.

Opłaty zastępcze Jedn. 2010 2011 2012 2013Obowiązek zielony PLN/MWh 267,95 274,92 286,74 297,35Obowiązek fioletowy PLN/MWh 59,16 59,16 60,00 60,00Obowiązek czerwony PLN/MWh 23,32 29,58 29,30 29,84

Obowiązek żółty PLN/MWh 128,80 127,15 128,80 149,30

Poziom opłat zastępczych w połączeniu z udziałem pro-

centowym obowiązków pozwala na określenie wpływu

tych obowiązków na cenę dla odbiorcy końcowego.

Poniższa tabela prezentuje jednostkowe opłaty zastęp-

cze dla poszczególnych „kolorów” w latach 2010–2013

(prawa) oraz ilustruje ich wpływ na cenę, pokazując, ile

każdy odbiorca końcowy płaci za realizację wszystkich

obowiązków „kolorowych” przez przedsiębiorstwo obro-

tu energią elektryczną. Wyliczenia są wykonane zgodnie

z formułą: opłata zastępcza razy procentowy obowiązek

zakupów „kolorów”, które stanowią wartość maksymal-

ną, jaką można doliczyć do ceny energii elektrycznej.

Rynek Praw Majątkowych dla wszystkich „kolorów”

jest prowadzony na Towarowej Giełdzie Energii S.A.

Poniższe oznaczenia określają prawa majątkowe

poszczególnych „kolorów”. Umownie możemy je

nazwać certyfikatami: zielonymi, czerwonymi,

żółtymi i fioletowymi.

• PMOZE_A, tj. do Świadectw Pochodzenia dla energii

wyprodukowanej w odnawialnych źródłach energii,

której okres produkcji (wskazany w Świadectwie

Pochodzenia) rozpoczął się po dniu 1 marca 2009 roku

(włącznie) – umownie zwane certyfikatami zielonymi.

• PMEC, tj. do Świadectw Pochodzenia będących

potwierdzeniem wyprodukowania energii elektrycznej

w wysokosprawnej kogeneracji w źródłach, o których

mowa w art. 9l ust. 1 pkt. 2 Prawa energetycznego

(węgiel) – umownie zwane certyfikatami czerwonymi.

• PMGP, tj. do Świadectw Pochodzenia będących



mowa w art. 9l ust. 1 pkt. 1 Prawa energetycznego

(gaz) – umownie zwane certyfikatami żółtymi.

• PMMET, tj. do Świadectw Pochodzenia będących



mowa w art. 9l ust. 1 pkt. 1a) Prawa energetycznego

(metan kopalniany) – umownie zwane certyfikatami

fioletowymi.

• PMEF, czyli prawa majątkowe wynikające ze

świadectw efektywności energetycznej zwane

białymi certyfikatami – świadectwa potwierdzające

zaoszczędzenie określonej ilości energii w wyniku

realizacji inwestycji służących poprawie efektywności

Koszt „kolorów” Jedn. 2010 2011 2012 2013

Obowiązek zielony PLN/MWh 27,87 28,59 29,82 35,68Obowiązek fioletowy PLN/MWh 0,00 0,24 0,36 0,54Obowiązek czerwony PLN/MWh 23,32 29,58 29,30 0,00

Obowiązek żółty PLN/MWh 3,99 4,20 4,51 0,00SUMARYCZNY KOSZT PLN/MWh 55,18 62,61 63,99 36,22

Źródła: www.ure.gov.pl, opracowanie własne

Historyczne opłaty zastępcze i koszt „kolorów” w cenie energii elektrycznej (liczone po opłacie zastępczej)

Źródło: Projekt nowelizacji Prawa energetycznego, Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 14 sierpnia 2008 r. (Dz. U Nr 156 poz. 969),Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 26 lipca 2011 r. (Dz. U Nr 176 poz. 1052),Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 18 października 2012 r. (Dz. U z 2012 r., poz. 1229)

Projekt ustawy o OZE

http://pl.wikipedia.org/wiki/Certyfikat

http://www.ure.gov.pl


Źródło energii

Skrótowa nazwa praw majątkowych

Kolor certyfikatu

Nazwa indeksu

Odnawialne źródło energii (OZE) PMOZE_A Zielony OZEX_A

Węgiel PMEC Czerwony KECXGaz PMGP Żółty KGMX

Metan kopalniany PMMET Fioletowy KMETX

energetycznej. Białe certyfikaty wynikają z Ustawy

o efektywności energetycznej. Posiadają prawa

majątkowe i są przedmiotem obrotu na Towarowej

Giełdzie Energii. Dzięki białym certyfikatom znane

mają być wielkości oszczędności energii oraz okres,

w jakim zostały dokonane. System obowiązuje

w latach 2013–2015, najprawdopodobniej zostanie

przedłużony.

TGE publikuje indeksy dla każdego z rodzaju praw

majątkowych stanowiących cenę średnią ważoną

wolumenem ze wszystkich transakcji danym kontrak-

tem, np. PMOZE_A, na sesji giełdowej.

Poniższa tabela zawiera zestawienie oznaczeń praw

majątkowych i odpowiadających im indeksów dla po-

szczególnych źródeł wytwarzania energii elektrycznej.

22 RWE Polska

ZMIANY NA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W 2013 ROKU – NOWELIZACJA PRAWA ENERGETYCZNEGO

Piotr Gońda, Ekspert ds. Zakupu Energii



NOWELIZACJA PRAWA ENERGETYCZNEGO

Nowelizacja prawa energetycznego nazywana „Małym trójpakiem” to bez wątpienia najważniejsze wydarzenie w 2013 roku. Głównym celem ustawy była implementacja dyrektyw unijnych (2009/28/WE w sprawie stosowania energii ze źródeł odnawialnych oraz dyrektyw 2009/72/WE dotyczącej rynku energii elektrycznej i 2009/73/WE – dotyczącej rynku gazu, wchodzących w skład tzw. III pakietu liberalizacyjnego).

Nowelizacja spotkała się z szeroką falą krytyki, w szcze-

gólności jeśli chodzi o implementację dyrektywy w spra-

wie promowania stosowania energii ze źródeł odnawial-

nych – zdaniem branży dała bowiem niewystarczające

wsparcie dla małych wytwórców. W „Małym trójpaku”

da się zauważyć silne zorientowanie na wzmocnienie

praw konsumentów – np. określono dokładnie elementy,

jakie powinny zawierać umowa sprzedaży lub umowa

kompleksowa dla gospodarstw domowych (zarówno

jeśli chodzi o energię elektryczną, jak i paliwo gazowe).

Umowy te powinny zawierać informacje na temat praw

przysługujących odbiorcy, sposobu rozstrzygania spo-

rów, a także szczegółowe warunki uzyskania pomocy

w przypadku awarii.

Ustawa nakłada na przedsiębiorstwa sprzedające energię

elektryczną i paliwo gazowe m.in. obowiązek dostarcze-

nia swoim klientom zbioru praw konsumenta. Jest to

dokument przygotowany przez Prezesa Urzędu Regulacji

Energetyki na podstawie wytycznych unijnych, przy

współpracy z Prezesem Urzędu Ochrony Konkurencji

i Konsumentów. Pojawiły się też przepisy o charakterze

bardziej ogólnym, takie jak np. konieczność podawania

konsumentom przejrzystych i jednoznacznych informacji

zarówno w trakcie podpisywania umowy, jak i podczas

całego procesu obsługi klienta.

Przepisy w obecnym kształcie wzmacniają prawo odbior-

ców do zmiany sprzedawcy. Po nowelizacji operatorzy

systemów dystrybucyjnych (zarówno elektroenergetycz-

nych, jak i gazowych) mają obowiązek umożliwić kliento-

wi zmianę sprzedawcy w terminie nie dłuższym niż 21 dni

od dnia poinformowania właściwego operatora i zawar-

cia umowy kompleksowej lub umowy sprzedaży z nowym

sprzedawcą. Obecny sprzedawca musi się rozliczyć

z odbiorcą dokonującym zmiany sprzedawcy w terminie

do 42 dni od daty tejże zmiany.

Wprowadzone zostały również pojęcia odbiorcy wrażli-

wego energii elektrycznej i paliwa gazowego – dokład-

niej opisane są one w kolejnych częściach niniejszego

opracowania. Kolejną zmianą na korzyść konsumentów

jest określenie procedury wstrzymania dostaw energii

elektrycznej i paliw gazowych do gospodarstw domo-

wych. Nowa regulacja stanowi, że jeśli konsument

w gospodarstwie domowym złoży do przedsiębiorstwa

reklamację dotyczącą dostarczania paliw gazowych lub

energii elektrycznej (w terminie 14 dni od momentu

otrzymania informacji o zamiarze wstrzymania dostar-

czania), przedsiębiorstwo nie może wstrzymać dostar-

czania aż do momentu rozpatrzenia reklamacji, co wię-

cej reklamację nierozpatrzoną przez przedsiębiorstwo

energetyczne w terminie 14 dni od daty jej otrzymania

uznaje się automatycznie za rozpatrzoną pozytywnie.

Jeśli przedsiębiorstwo rozpatrzyło reklamację negatyw-

nie, to odbiorca ma prawo w ciągu 14 dni wystąpić do

stałego polubownego sądu konsumenckiego z wnio-

skiem o rozpatrzenie sporu. Przedsiębiorstwo energe-

tyczne nie może wstrzymać dostarczania energii elek-

trycznej ani paliwa gazowego do czasu wydania

orzeczenia przez ten sąd.


Dużą zmianą są przepisy umożliwiające osobom

fizycznym sprzedaż energii wyprodukowanej

w należących do nich źródłach odnawialnych. Jest

to krok w stronę rozwoju w Polsce energetyki pro-

sumenckiej, jednak nie aż tak duży jak oczekiwał

tego rynek. W ustawie zostały zdefiniowane mikro-

instalacja (odnawialne źródło energii o łącznej mocy

zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 40 kW,

przyłączone do sieci elektroenergetycznej o napię-

ciu znamionowym niższym niż 110 kV lub o łącznej

mocy zainstalowanej cieplnej nie większej niż

120 kW) oraz mała instalacja (odnawialne źródło

energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej

większej niż 40 kW i nie większej niż 200 kW, przyłą-

czone do sieci elektroenergetycznej o napięciu zna-

mionowym niższym niż 110 kV lub o łącznej mocy

zainstalowanej cieplnej większej niż 120 kW i nie

większej niż 600 kW).

Na sprzedawców z urzędu nakłada się obowiązek

zakupu energii pochodzącej z mikroinstalacji po

cenie równej 80% średniej ceny sprzedaży energii

elektrycznej w poprzednim roku kalendarzowym.

„Mały trójpak” określa również warunki i tryb wy-

dawania certyfikatów instalatorom mikroinstalacji

i małych instalacji.

Ustawa wprowadza także definicję odbiorcy prze-

mysłowego, określając go jako odbiorcę o ściśle

zdefiniowanym profilu działalności (np. wydobywa-

nie węgla kamiennego, produkcja wyrobów z drew-

na, produkcja metali). Dla tych odbiorców przemy-

słowych, którzy zużywają nie mniej niż 100 GWh

rocznie energii elektrycznej i dla których jej koszt

stanowi odpowiedni procent wartości ich produkcji,

ustawa przewiduje wykonanie obowiązku zakupu

certyfikatów (zielonych, fioletowych, żółtych,

czerwonych) w odniesieniu do pewnego procentu

zakupionej energii. Odbiorca przemysłowy, aby

korzystać z ulgi, jest zobowiązany do złożenia

odpowiedniego oświadczenia. Poniższa tabela

przedstawia zakres obowiązku w zależności

od kosztu energii elektrycznej.

Do najważniejszych regulacji należy zaliczyć wprowa-

dzenie definicji odbiorcy wrażliwego – jest to osoba,

której przyznano dodatek mieszkaniowy w rozumie-

niu art. 2 ust. 1 Ustawy z 21 czerwca 2001 roku

o dodatkach mieszkaniowych i która jest stroną umo-

wy kompleksowej lub umowy sprzedaży energii elek-

trycznej zawartej z przedsiębiorstwem energetycz-

nym oraz zamieszkuje w miejscu dostarczania energii

elektrycznej. Odbiorca wrażliwy jest uprawniony do

otrzymywania zryczałtowanego dodatku energetycz-

nego1, wynoszącego nie więcej niż 30% iloczynu

limitu (zależnego od wielkości gospodarstwa domo-

wego) i średniej ceny energii elektrycznej w gospo-

darstwie domowym. W praktyce osoby samotne

mogą liczyć na ryczałt w wysokości około 135 zł,

a gospodarstwa domowe złożone z co najmniej

5 osób na około 230 zł rocznie.

ZMIANY NA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Zmiany w ustawie Prawo energetyczne dotyczące rynku energii elektrycznej były dużo mniej rewolucyjne niż te odnoszące się do rynku gazu.

Koszt energii elektrycznej w wartości produkcji (wyrażony w procentach)

Procent wolumenu, w stosunku do którego naliczany jest obowiązek zakupu certyfikatów (zielonych, fioletowych, żółtych, czerwonych)

<12% 20%

7–12% 60%<3% 80%

Nowelizacja ustawy wprowadziła jedynie niewielkie

zmiany dla branży OZE. Mają one charakter kosme-

tyczny i pozostają bez większego wpływu na rynek

energii odnawialnej czy też rynek energii elektrycznej

w ogóle. Do najważniejszych należy zaliczyć z pew-

nością wprowadzenie ułatwień w zakresie przyłą-

czenia do sieci – dla jednostek OZE o mocy zainsta-

lowanej nieprzekraczającej 5 MW oraz dla jednostek

kogeneracji o mocy elektrycznej mniejszej niż 1 MW.

Co więcej, źródła te mają obniżoną o połowę opłatę

za przyłączenie do sieci, a mikroźródła są z tej opłaty

zwolnione całkowicie. Dalsze udogodnienia dla mikro-

źródeł to zwolnienie z obowiązku przedstawiania wypi-

su i wyrysu z miejscowego planu zagospodarowania

przestrzennego i decyzji o warunkach zabudowy. Je-

śli zaś moc instalacji nie jest większa od mocy określo-

nej w warunkach przyłączenia, to przyłączenie mikro-

instalacji odbywa się na podstawie jednostronnego

oświadczenia.

To, czego zdaniem branży zabrakło w nowelizacji

ustawy Prawo energetyczne, to regulacje dotyczą-

ce wdrażania sieci inteligentnych. Wszystkie ele-

menty, o których się mówiło, zostały przesunięte

do „Dużego trójpaku”. Wprowadzono jednak

przepisy dotyczące ochrony danych pozyskanych

z inteligentnych liczników oraz zdefiniowano samo

pojęcie licznika zdalnego odczytu. Zgodnie z Dy-

rektywą 2009/72/WE państwa członkowskie Unii

Europejskiej są zobowiązane do implementacji

przepisów dotyczących inteligentnego opomiaro-

wania, jednak ich wdrożenie ma być w każdym

kraju poprzedzone analizą opłacalności tego

przedsięwzięcia i dostosowane do panujących

w danym kraju warunków. Możliwa jest więc

sytuacja, w której niektóre państwa zrezygnują

z implementacji tej części dyrektywy ze względu

na to, że projekt ten może się okazać nieopłacalny

ekonomicznie.

1) Dodatek energetyczny będzie przyznawany przez wójta, burmistrza lub prezydenta miasta na wniosek odbiorcy wrażliwego energii elektrycznej, do którego należy dołączyć kopię umowy kompleksowej lub umowy sprzedaży energii elektrycznej.


ZMIANY NA RYNKU GAZU ZIEMNEGO

Za najważniejsze zmiany należy uznać regulacje pozwalające na rozwój konkurencyjnego rynku gazu ziemnego w Polsce, czyli wprowadzenie obliga gazowego (nakazu sprzedaży gazu na giełdzie) na poziomie 55%.

Obowiązek ten dotyczy jednak tylko gazu wysoko-

metanowego. Zgodnie z treścią ustawy obligo jest

wprowadzane stopniowo – 30% od dnia wejścia

w życie ustawy (czyli od 11 września 2013 roku),

40% od 1 stycznia 2014 roku i ostatecznie 55%

od 1 stycznia 2015 roku.

Obowiązek sprzedaży na giełdzie nie dotyczy

jednak gazu ziemnego stanowiącego zapasy

obowiązkowe, gazu przesyłanego tranzytem

przez Polskę, gazu wydobywanego w Polsce

i sprzedawanego za granicę oraz gazu wykorzysty-

wanego do realizacji zadań operatora systemu

gazowego. Istnieją też wyłączenia z tego obowiąz-

ku – dotyczą one podmiotów, które mają prawo

do mniej niż 10% przepustowości punktów wejścia

do systemu.

30%

40%55%

11 września 2013

1 stycznia 2014

1 stycznia 2015

Ustawa wprowadza również pojęcie derywatu gazo-

wego, czyli instrumentu finansowego w rozumieniu

Ustawy z 29 lipca 2005 roku o obrocie instrumenta-

mi finansowymi, odnoszącego się do paliw gazo-

wych. Wprowadzenie tego pojęcia ma na celu wspo-

możenie rozwoju hurtowego rynku gazu.

Kolejną nowością wprowadzoną przez nowelizację

ustawy jest wprowadzenie pojęcia odbiorcy wrażli-

wego paliwa gazowego. Zgodnie z myślą zawartą

w ustawie jest to osoba, której przyznano ryczałt

na zakup opału (w rozumieniu art. 6 ust. 7 Ustawy

z 21 czerwca 2001 roku) i „która jest stroną umo-

wy kompleksowej lub umowy sprzedaży paliw ga-

zowych i zamieszkuje w miejscu dostarczenia paliw

gazowych”. Ustawa nakłada na przedsiębiorstwo

energetyczne obowiązek instalacji na wniosek od-

biorcy wrażliwego przedpłatowego układu pomia-

rowo-rozliczeniowego.

Cała branża czeka jednak na ostateczny kształt

nowego prawa gazowego, które stanowić będzie

element „Dużego trójpaku”.

POZIOM OBLIGA GAZOWEGO

30 RWE Polska




RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE – RYNEK SPOT

CENA SPOT W 2013 ROKU VS. WOLUMEN OBROTU

Kształtujący się niski poziom cen był z pewnością

wynikiem stale zmieniającej się struktury wytwa-

rzania, w której coraz większe znaczenie ma wiel-

kość mocy zainstalowanej w elektrowniach wia-

trowych. W roku 2013 łączna moc wszystkich

zainstalowanych źródeł wiatrowych wzrosła

o 893 MW do 3 390 MW. W ujęciu rocznym

dało to generację wiatrową na poziomie 5,5 TWh,

co oznacza przyrost ponad 1,0 TWh rok do roku.

Systematyczny wzrost produkcji energii elektrycz-

nej ze źródeł wykorzystujących wiatr oraz stabilna

praca elektrowni konwencjonalnych (brak długo-

trwałych awarii) w ciągu roku wpłynęły na utrzy-

mywanie się nadpodaży i kształtowanie się cen

SPOT na niskim poziomie. Do tego doszedł brak

znaczącego ożywienia gospodarczego generujące-

go większe zużycie energii w Krajowym Systemie

Elektroenergetycznym, trudno więc było spodzie-

wać się cen na poziomach z lat ubiegłych. Według

danych KSE roczne zapotrzebowanie ukształtowa-

ło się na poziomie 158,7 TWh i było zaledwie

o 0,6 TWh wyższe niż w roku 2012. Analizując

zużycie rok do roku w poszczególnych miesiącach,

znaczną rozbieżność można zauważyć jedynie

w lutym. Zużycie energii w tym miesiącu w roku

2013 było niższe aż o 1,3 TWh niż w roku 2012.

Miało to związek z warunkami atmosferycznymi,

które były znacznie łagodniejsze niż rok wcześniej,

kiedy to średnia miesięczna temperatura (dane

dla Warszawy) była niższa o 5,8°C. Dzięki łagod-

niejszej zimie nie powtórzyła się sytuacja, kiedy to

siarczyste mrozy doprowadziły do gwałtownego

wzrostu zużycia energii i ukształtowania się śred-

niej jej ceny na bardzo wysokim poziomie. Średnia

cena w lutym w roku 2013 wyniosła 159,5 zł/MWh

i była aż o 31% niższa niż w roku ubiegłym.

Najwyższy poziom cen w roku 2013 odnotowaliś-

my w styczniu − średnia cena na rynku SPOT wy-

niosła 166,47 zł/MWh. Najtaniej było w grudniu

− 140,12 zł/MWh. Nie mieliśmy jednak do czynienia

z liniowym trendem spadkowym. Kształt krzywej

cenowej podobnie jak w latach ubiegłych charakte-

ryzował się znaczną dynamiką w poszczególnych

miesiącach. Po utrzymywaniu się w okresie od Źródło: www.pse-operator.pl

2012 vs. 2013

Styczeń 2,06%

Luty -10,34%

Marzec 2,76%

Kwiecień 0,79%

Maj -0,81%

Czerwiec 1,69%

Lipiec 3,10%

Sierpień 0,56%

Wrzesień 2,65%

Październik 1,53%

Listopad 0,77%

Grudzień -0,54%

Temperatura w C (Warszawa)

2012 2013

Styczeń -1,1 -3,5

Luty -6,2 -0,5

Marzec 4,6 -1,8

Kwiecień 9,2 8,0

Maj 15,5 15,4

Czerwiec 17,2 18,6

Lipiec 21,0 20,0

Sierpień 19,0 19,6

Wrzesień 14,6 12,3

Październik 8,1 10,3

Listopad 5,7 5,6

Grudzień -3,1 2,4

Źródło: opracowanie własne

4,0

Źródło: www.tge.pl

166,5

159,5

151,7149,5

147,4150,2

155,3

161,0165,8

154,5

144,7140,1

styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień100

PLN

/MW

h

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

TW

h

3,0

3,5

1,6 2,0 1,9 1,5 1,5 1,8 1,9 1,8 2,1 2,22,0 1,9

3700

3450

3200

2950

GW

h

2700

2450

2200

2012 2013

styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień

ZAPOTRZEBOWANIE W KRAJOWYM SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM W LATACH 2012–2013

0,38%

110

120

130

140

150

160

170

Na polskim rynku SPOT w roku 2013 zanotowano znaczną zniżkę cen energii elektrycznej w stosunku do lat ubiegłych. Średnia cena godzinowa na Rynku Dnia Następnego TGE wynosiła w tym okresie 153,82 zł/MWh. Oznacza to spadek około 13% w relacji do roku 2012 i prawie 23% w stosunku do roku 2011. Cena w godzinach szczytowych (w dni robocze w godz. 8–22 włącznie) osiągnęła poziom 177,19 zł/MWh, czyli spadła o 11% w porównaniu z rokiem poprzednim.

KOMENTARZ KAROLA KOSIARSKIEGO, EKSPERTA DS. ZAKUPU ENERGII

JESZCZE NIŻSZE CENY NA RYNKU HURTOWYM


stycznia do maja stałego trendu spadkowego

nastąpiło odbicie cen i ukształtowanie się

we wrześniu drugiego szczytu na poziomie

165,80 zł/MWh. Na ten wzrost cen miały zapew-

ne wpływ optymistyczne doniesienia z Europy,

zwłaszcza z Niemiec. Sierpniowa publikacja

indeksów PMI (ang. Payment Morality Index)

UE, uważanych za wskaźniki wyprzedzające

koniunkturę, przyniosła nadzieję na ożywienie

gospodarcze w Europie.

W Polsce oznaki ożywienia gospodarczego mogły

potwierdzać informacje z PSE, mówiące o lekkim

wzroście konsumpcji energii elektrycznej od lipca.

Jeszcze większe znaczenie miały spekulacje na

temat tego, co przyniesie backloading, czyli

zawieszenie części aukcji uprawnień do emisji CO2,

czego wynikiem powinno być zwiększenie ceny

uprawnień, a w końcowym rezultacie wzrost cen

energii. Optymistyczne doniesienia z Europy nie

zdołały poprawić nastrojów na długo, a ceny CO2

okazały się odporne na spekulacje związane z back-

loadingiem i wahały się, tak jak od dłuższego

czasu, między 4,0 a 5,5 euro za tonę.

Dodatkowa produkcja energii w elektrociepłow-

niach w IV kwartale oraz wyjątkowo ciepłe jesień

i początek zimy (średnie miesięczne temperatury

utrzymywały się cały czas powyżej zera) wpłynęły

na ponowny spadek cen i osiągnięcie, wspomnia-

nego już wcześniej, miesięcznego, grudniowego

minimum na poziomie 140,12 zł/MWh.

Wolumen transakcji w 2013 roku na rynku SPOT

TGE był wyższy niż w roku poprzednim i wyniósł

22,2 TWh (19 TWh w roku 2012). Przyczyną zwięk-

szenia wolumenu była koncentracja obrotu na jed-

nej platformie prowadzonej przez Towarową Gieł-

dę Energii. 31 marca 2013 roku przestała istnieć

Platforma Obrotu Energią Elektryczną (POEE), na

której realizowana była część transakcji w ramach

Rynku Dnia Następnego.

Na przestrzeni całego roku 2013 średnia cena na

Rynku Dnia Następnego TGE kształtowała się na

niskim poziomie. Był to poziom poniżej oczekiwań

uczestników rynku, którzy kontraktując energię

w grudniu 2012 roku z dostawą na rok 2013, doko-

nywali transakcji na produkcie BASE_Y-13 w prze-

dziale 166,90–169,95 zł/MWh.


RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE – RYNEK TERMINOWY

KOMENTARZ KAROLA KOSIARSKIEGO, EKSPERTA DS. ZAKUPU ENERGII

RYNEK SZUKAŁ DNA… CZY MOŻE BYĆ JESZCZE TANIEJ?

Ceny kontraktów terminowych na energię elektryczną notowanych w roku 2013 spadały podobnie jak w latach ubiegłych, nieoczekiwanie osiągając poziomy, jakich nie było od dawna. Ze zbliżonym pułapem cen na rynku hurtowym ostatni raz mieliśmy do czynienia w roku 2008. Najniższa cena dla produktu BASE_Y-2014, jaka została zanotowana na rynku w roku 2013, to 145,15 zł/MWh. Dotyczyła ona transakcji na 2 MW na Towarowej Giełdzie Energii, zawartej 10 lipca 2013 roku.

PLN

/MW

h

0,0 100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

styczeńobrót do końca 2012 r.

luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień

CENA FORWARD BASE_Y-14 VS. WOLUMEN OBROTU

189,58

167,07163,53 161,76 158,53

150,54 148,52146,93 148,76

156,97153,75

151,28152,64

4,4 4,0 9,0 6,7 11,2 6,2 4,1 10,6 7,2 14,1 7,3 8,8 6,8

TW

h

Źródło: www.tge.pl

Średnia cena dla kontraktu rocznego typu BASE na

Towarowej Giełdzie Energii z dostawą na rok 2014

wyniosła 156,5 zł/MW i była niższa o prawie 16%

od ceny kontraktów zawieranych na rynku TGE na

rok 2012 i aż o ponad 22% niższa od kontraktów

zawieranych na rok 2011.

W I kwartale 2013 roku ceny kontraktów BASE_Y-14

nieustannie spadały, pozostając w przedziale

178–162 zł/MWh. Przyczyną tak niskich notowań był

spadek cen CO2 z poziomu 6,5 euro/tonę w okolice

3 euro/tonę. Jednakże korelacja cen energii i CO2 na

rynku polskim nie jest silna. Taki związek jest bar-

dziej zauważalny u naszych zachodnich sąsiadów,

ale analizując ceny energii krajów ościennych, łatwo

zauważyć, że wpływają one również na rynek polski.

Zatem spadek cen w Niemczech skutkował obniżką

forwardów w naszym kraju. Ceny kontraktów for-

ward są prognozą przyszłych cen SPOT, te z kolei na

początku roku 2013 oscylowały na niskich pozio-

mach w okolicach 160 zł/MWh i po raz kolejny, po-

dobnie jak w roku wcześniejszym, pokazywały, że

transakcje na BASE_Y-2013 z roku 2012 dokonywa-

ne były po zbyt wysokich cenach. W obawie, że

sytuacja taka będzie się powtarzać w kolejnym roku,

uczestnicy rynku nie byli skłonni oferować wysokich

cen kupna na produkty z dostawą na rok 2014, co

oczywiście było kolejnym powodem do utrzymania

trendu spadkowego.

Początek II kwartału nie przyniósł znaczących

zmian trendu i ceny w dalszym ciągu szukały dna,

od którego mogłyby się odbić. W połowie kwietnia

2013 roku cena BASE_Y-2014 powoli zbliżyła się do

poziomu 160 zł/MWh, by następnie przebić go

i w ciągu kolejnych czterech tygodni gwałtownie

spaść o kolejne 10 zł, osiągając niespodziewanie

poziom poniżej 150 zł/MWh. Powodem tych spad-

ków były pogłębiająca się recesja i brak znaczących

impulsów ze światowych rynków terminowych/

towarowych mogących przełożyć się na wzrost

cen energii.

Postępująca modernizacja sektora energetycznego

oraz pojawiająca się nadwyżka mocy wytwórczych,

wynikająca m.in. ze zwiększenia liczby instalacji

produkujących energię ze źródeł odnawialnych

(OZE), a także obniżka cen krajowego węgla w umo-

wach z wytwórcami również przyczyniły się do osią-

gnięcia niskich pułapów cenowych. Poziom poniżej

150 zł/MWh skłonił jednak uczestników rynku do

szukania okazji zakontraktowania energii na kolejny

rok po cenach, jakie ostatnim razem były dostępne

w roku 2008. Skutkowało to oczywiście zwiększe-

niem wolumenu obrotu na rynku.

Najniższy pułap został osiągnięty w okresie letnim,

gdy w lipcu ceny kontraktów z dostawą na rok

2014 spadły do poziomu prawie 145 zł/MWh.

Taki stan nie mógł jednak utrzymać się długo,

zwłaszcza że cena 145 zł/MWh była niższa niż

poziom średniomiesięcznego rynku SPOT w roku

2013. Był to wyraźny sygnał do odwrócenia trendu

i po lekkim odbiciu w okolice 150 zł mieliśmy do

czynienia z trendem bocznym kształtującym się

w przedziale 150–155 zł/MWh. Na wzrost cen

przełożyły się również, tak jak w przypadku rynku

SPOT, informacje PSE o początku lekkiego wzrostu

konsumpcji energii wróżącego początek ożywienia

gospodarczego.

Nagły wyskok cen odnotowany został we wrześniu,

kiedy to nasiliły się spekulacje na temat wyniku gło-

sowania Parlamentu Europejskiego w sprawie inter-

wencji na rynku handlu emisjami CO2, polegającej


na wycofaniu na kilka lat części pozwoleń na jego

emisję. Spekulacje doprowadziły do sytuacji, w której

kontrakty na BASE_Y-14 osiągnęły poziom powyżej

160 zł/MWh. Jednak tak gwałtowny wzrost cen nie

zdołał się utrzymać. Analizy wskazywały, że na rynku

istnieje nadwyżka uprawnień − ponad 1,53 mld

ton do końca roku 2013, a głosowanie Parlamentu

Europejskiego dotyczyło 900 mln ton, czyli połowy

tej wielkości. Ceny szybko spadły o 5–7 zł i wróciły

do poprzednich poziomów. Backloading został

ostatecznie przegłosowany w grudniu, lecz nie

znalazło to już silnego odzwierciedlenia w rynko-

wych cenach energii. Ceny CO2 do końca roku

pozostały na poziomie nieprzekraczającym

5 euro/tonę, a ceny energii w kontraktach

z dostawą na rok 2014 oscylowały w trendzie

bocznym w przedziale 149–154 zł/MWh.

Rok 2013 był w ostatniej historii rekordowym

okresem nie tylko z powodów niskich notowań

cen energii dla kontraktu rocznego typu BASE.

Rekordy dotyczyły również obrotów na Terminowym

Rynku Towarowym TGE. Obrót energią elektryczną

na produkcie BASE_Y-14 w I półroczu 2013 roku wy-

niósł 41 TWh, co oznaczało wzrost aż o 340% r/r

w stosunku do analogicznego produktu BASE_Y-2013.

W II półroczu 2013 roku obrót energią elektryczną

na produkcie BASE_Y-2014 wyniósł 54,7 TWh, co

stanowiło wzrost o 2,8% r/r. Taki wynik oznacza

szybsze rozpoczęcie kontraktacji przez poszczegól-

nych uczestników rynku, na co z pewnością miał

wpływ niski poziom cenowy. Do wzrostu obrotu

przyczyniły się również duże wahania cen, zwłasz-

cza w I połowie roku 2013, co dawało możliwość

spekulacji.

Rekordowe obroty na terminowym rynku energii

wskazują na dynamiczny rozwój tego rynku, a co za

tym idzie, poprawę płynności, co z kolei zwiększa

potencjał do optymalizacji zakupów energii i dopa-

sowywanie się do indywidualnych potrzeb klientów.


RYNEK PRAW MAJĄTKOWYCH – TZW. KOLORÓW

KOMENTARZ PIOTRA MICHALCZYKA, EKSPERTA DS. ZAKUPU ENERGII

PRAWA MAJĄTKOWE – PMOZE_A

Już koniec 2012 roku pokazał, że rynek zielonych praw majątkowych czeka w 2013 roku prawdziwa rewolucja.

W grudniu 2012 roku cena notowanych na Towaro-

wej Giełdzie Energii certyfikatów spadła poniżej

200 zł/MWh. Została osiągnięta psychologiczna

bariera, która jeszcze kilka miesięcy wcześniej

wydawała się niewyobrażalna. Jaka będzie następ-

na granica i czy możliwy jest jeszcze większy spa-

dek ceny? Już wtedy podmioty obecne na rynku

praw majątkowych, zarówno po stronie podażo-

wej, jak i popytowej, zastanawiały się, na jakim

poziomie i kiedy zatrzyma się cena praw majątko-

wych. Czy system wsparcia poradzi sobie z ceną

galopującą w dół? Jaki będzie rok 2013? Aby odpo-

wiedzieć na te pytania, warto przeanalizować kilka

zdarzeń, które miały miejsce jeszcze na długo

przed 2013 rokiem.

Naszą analizę należy zacząć od tego, jak został

skonstruowany i jak działa system wsparcia dla

odnawialnych źródeł energii.

Jednym z nadrzędnych celów unijnej polityki energe-

tycznej jest uzyskanie 20% udziału energii ze źródeł

odnawialnych w zużyciu energii w Unii Europejskiej

do 2020 roku. Nie jest to celem każdego państwa

członkowskiego, ale całej Unii. Naszym krajowym

celem w zakresie udziału energii pochodzącej ze

źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii

jest osiągnięcie 15-proc. pułapu, który powinien

zagwarantować pewność inwestorom i zachęcić ich

do stałego rozwijania technologii wytwarzających

energię z różnych rodzajów źródeł odnawialnych.

Aby osiągnąć taki model energetyczny, promujący

wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych,

konieczne było wypracowanie odpowiedniego

modelu systemu wsparcia. Na mocy ustawy Prawo

energetyczne w Polsce został stworzony ilościowy

system wsparcia (tzw. quota system) – system zielo-

nych certyfikatów generujący dla producentów ener-

gii z odnawialnych źródeł dwa strumienie przycho-

du: z jednej strony przychód z gwarantowanej

sprzedaży energii, z drugiej przychód z tytułu

sprzedaży praw majątkowych ze świadectw pocho-

dzenia. Wsparcie polega na tym, że na przedsiębior-

stwa energetyczne, które zajmują się sprzedażą

energii elektrycznej odbiorcom końcowym, usta-

wodawca nałożył obowiązek zapewnienia lub

zakupu określonego przez Ministra Gospodarki

wolumenu zielonych certyfikatów, odpowiadają-

cego ilości energii wyprodukowanej w odnawialnym

źródle, a następnie ich umorzenia.

Udział energii elektrycznej z OZE w krajowej sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom końcowym w latach 2005–2012

Sprzedaż e.e. odbiorcom końcowym

Ilość e.e. OZE wg ŚP

Udział OZE wykonany

wg ŚP

Ilość e.e. OZE wg umorzo-

nych ŚP

Udział OZE wykonany

wg umorzo-nych ŚP

Wielkość opłaty

zastępczej

Udział opłaty

zastęp-czej

Udział OZE wg umorzonych ŚP

+ opłata zastępcza

Udział e.e. OZE wymaga-ny wg rozpo-

rządzenia MG

Rok MWh MWh % MWh % MWh % % %2005 108 625 000 3 760 301 3,462 3 208 611 2,954 2 405 0,002 2,956 3,102006 117 816 712 4 221 548 3,583 3 884 212 3,297 357 501 0,303 3,600 3,60

2007 115 973 780 5 229 526 4,509 4 942 907 4,262 1 169 742 1,009 5,271 5,10

2008 121 180 113 6 493 066 5,358 6 601 838 5,448 1 865 236 1,539 6,987 7,00

2009* 116 458 328 8 604 488 7,388 8 403 102 7,216 1 698 164 1,458 8,674 8,70

2010* 121 298 191 10 987 832 9,059 10 398 723 8,573 2 216 236 1,827 10,400 10,40

2011* 121 717 840 12 928 809 10,622 11 449 511 9,407 1 256 956 1,033 10,439 10,40

2012* 121 833 124 14 029 365 11,515 12 699 811 10,424 25 968 0,021 10,445 10,40

Z powodu braku wystarczającej liczby certyfikatów

na rynku w początkowym okresie ustalono, że firmy,

aby wypełnić nałożony na nie obowiązek, będą wpła-

cały na konto Narodowego Funduszu Ochrony Środo-

wiska i Gospodarki Wodnej tzw. opłatę zastępczą,

która jednocześnie wyznaczyła maksymalny poziom

cenowy, po którym przedsiębiorstwa skupowały

certyfikaty. Jeszcze do roku 2010 produkcja energii

w odnawialnych źródłach nie nadążała za obowiąz-

kiem nałożonym na firmy sprzedające energię klien-

tom końcowym. Ze względu na niedobór odpowied-

niej liczby certyfikatów, ich cena była stabilna

i bardzo zbliżona do poziomu opłaty zastępczej.

Niestety, stabilność systemu zachwiała się. Coraz

tańsze technologie oraz wysokie „dotacje” w postaci

zielonych certyfikatów wpłynęły na coraz większą

popularność źródeł odnawialnych i przyciągnęły licz-

nych inwestorów. Uruchomionych zostało wiele farm

wiatrowych oraz źródeł wykorzystujących zwłaszcza

najtańszy rodzaj instalacji – kotły spalające biomasę,

w których koszt produkcji energii był zdecydowanie

niższy niż oferowany poziom wsparcia.

*Dane dot. sprzedaży e.e. odb. końcowym i uiszczonej opłaty zastępczej wg stanu na 11.10.2013 r.Źródło: URE – http://www.ure.gov.pl/download/1/6706/daneOZEudzialwww.pdf


Moc zainstalowana [MW] wg stanu na 30.09.2013 r.*Rodzaj źródła OZE 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013*

Elektrownie na biogaz 31,972 36,760 45,699 54,615 70,888 82,884 103,487 131,247 153,495Elektrownie na biomasę 189,790 238,790 255,390 231,990 252,490 356,190 409,680 820,700 972,873Elektrownie słoneczne - - - - 0,001 0,033 1,125 1,290 1,750

Elektrownie wiatrowe 83,280 152,560 287,909 451,090 724,657 1 180,272 1 616,361 2 496,748 3 079,596

Elektrownie wodne 852,495 934,031 934,779 940,576 945,210 937,044 951,390 966,103 968,944

Łącznie 1 157,537 1 362,141 1 523,777 1 678,271 1 993,246 2 556,423 3 082,043 4 416,088 5 176,658

Wzrost r/r b/d 204,604 161,636 154,494 314,975 563,177 525,620 1 334,045 760,570

Wzrost r/r % b/d 17,68% 11,87% 10,14% 18,77% 28,25% 20,56% 43,28% 17,22%

W rezultacie od 2011 roku produkcja zielonej energii

wyniosła więcej, niż wynikałoby to z obowiązku nało-

żonego przez Ministerstwo Gospodarki. Zostało wy-

danych zdecydowanie więcej zielonych certyfikatów,

czego efektem była powiększająca się „górka” tych

nieumorzonych. Zapewne liczono, że owa nadpodaż

zostanie wchłonięta przez rynek dzięki zwiększeniu

obowiązku ich umorzenia. Dodatkowo okazało się,

że część przedsiębiorstw energetycznych wciąż płaci-

ła opłatę zastępczą, zamiast kupować certyfikaty

na rynku. Według danych opublikowanych przez

Urząd Regulacji Energetyki do końca 2012 roku nad-

wyżka nieprzedłożonych do umorzenia praw majątko-

wych wyniosła 4,7 TWh. Ten ogromny przyrost mocy

wcześniej czy później musiał doprowadzić do spadku

ceny, który pogłębiał się wraz z przyrostem zakumulo-

wanych i nieumorzonych certyfikatów. W połowie

2012 roku cena praw majątkowych po raz pierwszy

140 000 300,00

250,00

200,00

150,00

100,00

50,00

0,00

120 000

100 000

80 000

60 000

40 000

20 000

02009-04-29 2010-04-29 2011-04-29 2012-04-29 2013-04-29

Wolumen Indeks

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych dostępnych na TGE – indeks i wolumen PMOZE_A

Źródło: opracowanie własne na podstawie rozporządzeń MG

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

20,0

20132012 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

10,410,4

10,912,0

11,413,0

11,914,0

12,415,0

12,916,0

13,417,0

13,918,0

14,419,0 20,0

Rozporządzenie MG z 2008 r. Rozporządzenie MG z 2012 r.

WZROST OBOWIĄZKU W PROC.

„oderwała” się od opłaty zastępczej, a na ostatniej

sesji w 2012 roku wyniosła 182,21 zł/MWh.

Chcąc powstrzymać lawinowy spadek cen, 18 paź-

dziernika 2012 roku Minister Gospodarki wydał no-

we rozporządzenie „w sprawie szczegółowego za-

kresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do

umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opła-

ty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła

wytworzonych w odnawialnych źródłach energii

oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących

ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawial-

nym źródle energii”, które weszło w życie 1 stycznia

2013 roku i zastąpiło dotychczasowe rozporządze-

nie o tym samym tytule z 14 sierpnia 2008 roku.

Zwiększenie udziału OZE miało się przyczynić do

powrotu do stanu równowagi na rynku zielonych

certyfikatów. Dodatkowym stymulatorem miało

być długo oczekiwane wprowadzenie nowego

Prawa energetycznego („Dużego trójpaku”),

które znacząco zmieniłoby strukturę instalowa-

nych mocy z odnawialnych źródeł energii, a zwłasz-

cza ograniczenia instalacji najpopularniejszych

w Polsce technologii współspalania, dzięki wpro-

wadzeniu współczynników przyznawania praw

majątkowych w zależności od rodzaju zainstalo-

wanego źródła.

PMOZE_A

Wol

umen

w M

Wh

Cen

a zł

/MW

h

Źródło: URE – http://www.ure.gov.pl/download/1/6742/daneOZEmocwww.pdf


Ilość energii elektrycznej wytworzonej w OZE w MWh, potwierdzonej świadectwami pochodzenia wydanymi do 31.12.2013 r.*, do tego wnioski w toku w ilości 4 551 532,000

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

Elektrownie na biogaz 104 465 116 692 161 768 220 883 300 850 363 596 430 537 528 099 515 355, 422Elektrownie na biomasę 467 976 503 846 545 765 560 967 601 088 635 635 1 055 152 1 101 775 92 478, 546

Elektrownie słoneczne - - - - 1 2 178 1 168 1 213,194

Elektrownie wiatrowe 135 292 257 037 472 116 806 319 1 045 166 1 823 297 3 126 526 4 598 875 4 295 168,895

Elektrownie wodne 2 175 559 2 029 636 2 252 659 2 152 943 2 375 767 2 922 052 2 316 833 2 031 690 2 108 232,584

Współspalanie 877 009 1 314 337 1 797 217 2 751 954 4 281 615 5 243 251 5 999 582 5 767 757 785 575,248

Łącznie 3 760 301 4 221 548 5 229 526 6 493 066 8 604 488 10 987 832 12 928 809 14 029 365 7 798 023,889

W maju mogliśmy zaobserwować kolejne odbicie się

ceny praw majątkowych (16 maja indeks osiągnął po-

ziom 181,75 zł/MWh) po przedstawieniu przez Minister-

stwo Gospodarki planów redukcji nadpodaży certyfi-

katów. Skończyło się jednak tylko na pomysłach, a pro-

ponowane zapisy nie zostały wprowadzone do „Małego

trójpaku” i cena ponownie spadła. Przyjęty przez Sejm

21 czerwca, podpisany przez prezydenta 16 sierpnia

„Mały trójpak” wszedł w życie dopiero 11 września i do-

datkowo pogłębił wątpliwości w kwestii, czy nowa kom-

pleksowa ustawa w ogóle pojawi się w najbliższym cza-

sie. Nie wprowadził bowiem żadnych istotnych zmian,

które mogłyby pomóc przywrócić równowagę na rynku

praw majątkowych. Nowelizacja prawa wprowadziła

jedynie ulgi dla dużych odbiorców przemysłowych, zuży-

wających rocznie ponad 100 GWh energii elektrycznej

do produkcji, którzy będą realizować obowiązek umorze-

nia zielonych certyfikatów w stosunku do 20%, 60%,

80% zakupionej na własny użytek energii elektrycznej.

Według danych URE na 30 września ogółem wolumen

wniosków rozpatrywanych przez Prezesa URE o przyzna-

nie certyfikatów wynosił 3,9 TWh, z czego aż 3,5 TWh

to wnioski wyłącznie jednostek spalających biomasę.

Od sierpnia obserwowaliśmy na giełdzie zwiększony

obrót na rynku praw majątkowych, który podniósł cenę

w okolicę 200 zł/MWh. Cena ta utrzymała się już prak-

tycznie do końca 2013 roku. Powodów większej aktyw-

ności inwestorów mogło być kilka. Z jednej strony

zmniejszyła się podaż zielonych certyfikatów, nie tylko

ze względu na ograniczoną produkcję zielonej energii,

lecz także kwestionowania jakości biomasy użytej do

współspalania, co spowolniło proces wydawania zale-

głych certyfikatów. Z drugiej zaś strony zapewne więk-

szość przedsiębiorstw energetycznych, kalkulując swoje

taryfy na przyszły rok, uwzględniła cenę rynkową praw

majątkowych i zaczęła skupować z rynku duże wolume-

ny, utrzymując cenę certyfikatów na wysokim poziomie.

Maksymalny wolumen obrotu zielonymi prawami został

osiągnięty na sesji 3 grudnia i wyniósł ponad 118 GWh

po średniej cenie 208,57 zł/MWh.

250,00

200,00

150,00

100,00

50,00

0,00

140 000

120 000

100 000

80 000

60 000

40 000

20 000

0

Wolumen Indeks

2013-0

1-03

2013-0

2-03

2013-0

3-03

2013-0

4-03

2013-0

5-03

2013-0

6-03

2013-0

7-03

2013-0

8-03

2013-0

9-03

2013-10

-03

2013-11

-03

2013-12

-03

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych dostępnych na TGE – indeks i wolumen PMOZE_A w 2013 roku

Niestety, prace legislacyjne nad nową ustawą

uległy znacznemu spowolnieniu. Zaczęto mówić

o wprowadzeniu „Małego trójpaku”, czyli zbioru

najbardziej potrzebnych poprawek do obecnego

Prawa energetycznego, co pozwoliłoby uniknąć kar

nakładanych na nas przez Unię Europejską za nie-

wdrożenie regulacji unijnych. Na rynku wybuchła

panika, certyfikaty wyprzedawano masowo. W nie-

długim czasie ich cena spadła do rekordowego mini-

mum. 14 lutego 2013 roku indeks OZEX_A wyniósł

zaledwie 100,48 zł/MWh, by w wyniku chwilowe-

go wzrostu popytu (związanego z wypełnianiem

przez spółki swojego obowiązku za 2012 rok)

odbić się i pod koniec miesiąca osiągnąć poziom

171,82 zł/MWh. W kolejnych miesiącach cena po-

nownie spadła, na rynku panowała niepewność,

a wielką rolę odgrywały emocje. Nie było optymi-

stycznych sygnałów. Przyszłość producentów zielo-

nej energii była poważnie zagrożona, ponieważ

cena praw majątkowych przewidziana przez inwes-

torów we wcześniejszych biznesplanach znacznie

odbiegała od ceny rynkowej.

Z danych opublikowanych przez URE wynika,

że wielu producentów OZE zmniejszyło produkcję

energii, a ci wytwarzający ją z biomasy lub współ-

spalania nawet zaprzestali jej wytwarzania. W tym

okresie z polskiego rynku wycofało się dwóch wiel-

kich inwestorów: duński Dong oraz hiszpańska Iber-

drola, wyprzedając swoje aktywa (przejęte przez

Energę i PGE). Niepewność legislacyjna wystraszyła

także skutecznie innych wielkich zagranicznych

inwestorów, w tym amerykańskie AES.

Wol

umen

w M

Wh

Cen

a w

zł/

MW

h

PMOZE_A

Źródło: URE – http://www.ure.gov.pl/download/1/6703/daneOZEprodukcjawww.pdf

46 RWE Polska RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2013 ROKU 47 46 RWE Polska

W tym niełatwym dla producentów OZE momencie

mogliśmy obserwować ożywienie się rynku poza-

giełdowego. Niskie ceny nie zachęcały inwestorów

do sprzedawania praw majątkowych na giełdzie.

Producenci OZE zaczęli sprzedawać prawa majątko-

we na rynku pozagiełdowym w postaci instrumen-

tów terminowych po cenie niejednokrotnie wyższej

niż cena rynkowa, ale wciąż na tyle niskiej, by zachę-

cić kupujących, którzy w swoich planach zapewne

i tak zakładali zakup certyfikatów na przyszłe lata

po wyższych cenach. Takie transakcje zwiększyły

także znacznie wolumen obrotu certyfikatami, który

– gdyby pojawił się na giełdzie – zapewne spowodo-

wałby olbrzymie wahania cen.

Koniec 2013 roku to także czas oczekiwania na nowy

projekt ustawy o OZE. Jego najważniejszym założe-

niem jest wprowadzenie systemu aukcyjnego do

istniejącego już systemu wsparcia. Nowe instalacje

OZE biorące udział w aukcji i wychodzące z niej

zwycięsko uzyskiwałyby gwarantowaną przez 15 lat

cenę zakupu energii (tzw. taryfa „feed-in”), stare

instalacje miałyby z kolei wybór pozostania w do-

tychczasowym systemie lub przejścia do systemu

aukcyjnego. Kolejny projekt ustawy i ciągły brak jej

ostatecznego kształtu nie napawają optymizmem

inwestorów chcących rozwijać branżę OZE w nad-

chodzącym roku. Jej obecny kształt zakłada bowiem

poniesienie wysokich kosztów związanych z samym

przystąpieniem do systemu aukcyjnego. Przed przy-

stąpieniem do aukcji należy spełnić wiele wymagań,

a przecież nie ma się pewności, czy się na niej wy-

gra. Nowa ustawa nie zapewnia bezpieczeństwa

inwestorom i może się nie przełożyć na wzrost no-

wych inwestycji w branży.

Wiele wskazuje na to, że rok 2014 będzie następ-

nym rokiem niepewności dla całego systemu

wsparcia, zwłaszcza z powodu braku komplekso-

wego „Trójpaku energetycznego”. Jego pierwszy

projekt powstał już w 2011 roku, w kolejnych latach

pojawiały się następne, przedstawiające całkowicie

odmienne wizje. Niestety, kolejne propozycje i ście-

ranie się wielu grup interesów coraz bardziej oddala-

ją możliwość stabilizacji systemu i przyjęcia tekstu

ustawy jeszcze w 2014 roku. Inwestorzy nie lubią

niepewnych sytuacji i coraz bardziej odbija się to

na polskim rynku OZE.


PMEC I PMGM – CZERWONE I ŻÓŁTE CERTYFIKATY KOGENERACYJNE

Mechanizm, który został określony w ustawie Prawo energetyczne, mający na celu zapewnienie wsparcia dla źródeł wytwarzających energię elektryczną w wysokosprawnej kogeneracji (czyli jednoczesnej produkcji ciepła i energii elektrycznej), poza źródłami opalanymi metanem lub gazem ziemnym uzyskiwanym z przetwarzania biomasy, wygasł 31 marca 2013 roku.

Od 2013 roku nie ma zatem obowiązku pozyski-

wania i umarzania świadectw pochodzenia dla

energii elektrycznej wyprodukowanej w kogene-

racji opalanej paliwami gazowymi lub o łącznej

zainstalowanej mocy elektrycznej do 1 MW (żółte

certyfikaty) i świadectw pochodzenia dla energii

elektrycznej wyprodukowanej w pozostałych jed-

nostkach wysokosprawnej kogeneracji (czerwone

certyfikaty).

Pierwotnie rząd zakładał, że do tego czasu uda się

wcielić w życie zapisy zawarte w „Trójpaku energe-

tycznym”, który miał wprowadzić zmiany w systemie

wsparcia dla źródeł kogeneracyjnych i zapewnić jego

przedłużenie aż do 2021 roku. Tak się jednak nie stało

z powodu ciągłego wydłużania się w Sejmie prac nad

ustawą. Aby uniknąć paraliżu systemu i całkowitego

zaprzestania wsparcia, rząd pośpiesznie przygotował

jeszcze w 2012 roku projekt ustawy Prawo energetycz-

ne, który miał przedłużyć do 31 marca 2015 roku

obowiązywanie czerwonych i żółtych certyfikatów,

ale musiała się jeszcze zgodzić na to Komisja Europej-

ska. I tutaj pojawił się problem, gdyż proces notyfikacji

wymaga czasu. Komisja Europejska musi bowiem

przeanalizować projekt pod kątem możliwości udzie-

lenia niedozwolonej pomocy publicznej.

Powstała sytuacja, w której, choć obowiązek umarza-

nia certyfikatów wygasł, Urząd Regulacji Energetyki na

wniosek przedsiębiorstw energetycznych miał wciąż

obowiązek ich wydawania na niezmienionych warun-

kach. Licząc na to, że system wsparcia zostanie wkrót-

ce przywrócony, przedsiębiorcy nadal wnioskowali

o wydanie świadectw pochodzenia, nie mając przy

tym jakiejkolwiek pewności, czy w ogóle będą mogli

je do czegoś wykorzystać. Zaczęły pojawiać się bo-

wiem wątpliwości, co się stanie z certyfikatami wyda-

nymi przed 2013 rokiem, a wciąż nieumorzonymi, oraz

czy certyfikaty wydane za produkcję energii elektrycz-

nej w 2013 roku będą ważne, a jeśli tak, to czy wszyst-

kie, czy tylko te wydane po dacie wejścia w życie

ustawy. W zasadzie tylko ostatnia z wymienionych

możliwości mogłaby pomóc całemu systemowi.

W pozostałych przypadkach mielibyśmy do czynienia

z sytuacją nadpodaży certyfikatów i, podobnie jak

w przypadku zielonych, także tutaj wartość rynkowa

certyfikatów kształtowałaby się zdecydowanie

poniżej poziomu opłaty zastępczej.

48 RWE Polska

2013-0

1-01

2013-0

2-01

2013-0

3-01

2013-0

4-01

2013-0

5-01

2013-0

6-01

2013-0

7-01

2013-0

8-01

2013-0

9-01

2013-10

-01

2013-11

-01

2013-12

-01

0 0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

Wolumen PMGM Indeks PMGM

PMGM

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych dostępnych na TGE – indeks i wolumen PMGM/PMEC/PMOZE_A


2013-0

1-01

2013-0

2-01

2013-0

3-01

2013-0

4-01

2013-0

5-01

2013-0

6-01

2013-0

7-01

2013-0

8-01

2013-0

9-01

2013-10

-01

2013-11

-01

2013-12

-01

100 00090 00080 00070 00060 00050 00040 00030 00020 000

0,0010 000

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

0

Wolumen PMEC Indeks PMEC

PMEC

Obrót żółtymi i czerwonymi prawami majątkowy-

mi praktycznie ustał z chwilą wypełnienia przez

przedsiębiorstwa obowiązku za rok 2012. Pod

koniec notowań ich cena drastycznie spadła.

W przypadku tych pierwszych (PMGM) cena spadła

z poziomu około 125 zł/MWh na początku roku

do minimalnego poziomu 43,73 zł/MWh. Cena

czerwonych (PMEC) już na samym początku

roku była rekordowo niska, wynosiła bowiem

2,38 zł/MWh na pierwszej sesji 2013 roku, na-

stępnie zanotowała niewielkie odbicie, przebijając

barierę 5 zł/MWh w połowie lutego, by w później-

szym okresie ponownie spaść.

O ile w przypadku żółtych certyfikatów obrót

ustał wraz z okresem wypełniania obowiązków,

o tyle niska cena czerwonych certyfikatów zachęciła

Cen

a w

zł/

MW

hC

ena

w z

ł/M

Wh

Wol

umen

w M

Wh

Wol

umen

w M

Wh


PMMET – FIOLETOWA KOGENERACJA

W przeciwieństwie do rynków pozostałych certyfikatów kogeneracyjnych rynek fioletowych praw majątkowych został uregulowany w znacznie dłuższym horyzoncie czasowym. Ustalone zasady wsparcia obowiązują aż do 2019 roku.

inwestorów do ruchów spekulacyjnych. Niska cena

zakupu nie powodowała wysokich strat, ale zagwa-

rantowałaby olbrzymie zyski w przypadku wprowa-

dzenia obowiązku umarzania certyfikatów. Jeszcze

w grudniu 2013 roku mogliśmy zaobserwować nie-

wielkie transakcje po cenie 0,20 zł/MWh. Nie jest to

oczywiście dobra wiadomość dla producentów ko-

generacyjnych, zwłaszcza dla tych najmniejszych,

którzy musieli zaprzestać swojej działalności lub

przynajmniej znacząco ją ograniczyć, nie mając do-

datkowego źródła przychodów ze sprzedaży praw

majątkowych.

Co więcej, nie są też realizowane żadne inwestycje

w niewielkie źródła skojarzone i bez uzdrowienia

systemu wsparcia nie możemy liczyć na rozwój tej

technologii.

0

5 000

70,00

60,00

50,00

40,00

30,00

20,00

10,00

0,00

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

Wolumen PMMET Indeks PMMET

2013-0

1-01

2013-0

2-01

2013-0

3-01

2013-0

4-01

2013-0

5-01

2013-0

6-01

2013-0

7-01

2013-0

8-01

2013-0

9-01

2013-10

-01

2013-11

-01

2013-12

-01

PMMET


Cen

a w

zł/

MW

h

Wol

umen

w M

Wh


50 RWE Polska50 RWE Polska

KOMENTARZ PIOTRA GOŃDY, EKSPERTA DS. STRATEGII ZAKUPU ENERGII

BIAŁE CERTYFIKATY – PIERWSZE KROKI W KIERUNKU EFEKTYWNOŚCI

25 października 2012 roku Unia Europejska przyjęła Dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE w sprawie efektywności energetycznej. Dokument ten stanowi jeden z elementów unijnej strategii energetycznej do roku 2020 i oznacza dla przedsiębiorstw energetycznych kolejny obowiązek do wypełnienia – konieczność zakupu i umorzenia białych certyfikatów.

Rok 2013 był pierwszym rokiem, w którym zaczął działać system białych certyfikatów, mających za zadanie wspieranie inwestycji proefektywnościo-wych przez przedsiębiorców. Został on wprowadzo-ny Ustawą o efektywności energetycznej z 15 kwiet-nia 2011 roku. Obowiązek zakupu i umorzenia

białych certyfikatów dotyczy lat 2013–2015 i w cało-ści spoczywa na firmach sprzedających energię elektryczną. Firmy te są zobowiązane do zakupu białych certyfikatów (lub uiszczenia opłaty zastęp-czej) w ilości odpowiadającej 1% przychodu w roku 2013 i 1,5% przychodu w latach 2014 i 2015.

Z tego względu producenci energii elektrycznej ze

źródeł opalanych metanem lub gazem ziemnym uzy-

skiwanym z przetwarzania biomasy nie muszą się

obawiać o przyszłość swoich inwestycji. Przejrzyste

regulacje i odpowiednie dopasowanie poziomu

opłaty zastępczej do obowiązku umorzenia certyfi-

katów zapewniły stabilność mechanizmu wsparcia.

Przy poziomie opłaty zastępczej wynoszącym

60 zł/MWh za 2013 rok średnia cena za fioletowy

certyfikat wyniosła 58,23 zł/MWh, odchylając się

w ciągu roku zaledwie o 3%.

Pokazuje to, jak bardzo przejrzystość prawa może

wpływać na poprawne funkcjonowanie Rynku Praw

Majątkowych. Możemy tylko liczyć na to, że z sukce-

sem uda się przeszczepić te zasady na pozostałe,

rozchwiane rynki kolorowych certyfikatów.


52 RWE Polska52 RWE Polska

Rok Obowiązek Opłata zastępcza (PLN/toe)

2013 1% 10002014 1,5% 10002015 1,5% 1000

Następne lata ? ?

W 2013 roku Minister Gospodarki ustalił poziom opłaty

zastępczej na poziomie 1000 zł za tonę oleju ekwiwa-

lentnego (a więc blisko dolnej granicy − w ustawie

o efektywności energetycznej zapisano, że opłata za-

stępcza musi się mieścić w przedziale od 900 do 2700 zł),

co w 2013 roku oznaczało dla przedsiębiorstw energe-

tycznych opłatę w wysokości około 2,50 zł w przelicze-

niu na każdą sprzedaną megawatogodzinę energii

elektrycznej. W latach 2014 i 2015 będzie to już około

3,50 zł – o ile poziom opłaty zastępczej nie ulegnie

zmianie (dokładne wartości są trudne do oszacowania,

gdyż ostateczny przychód znamy oczywiście dopiero

po zakończeniu roku).

Białe certyfikaty są wydawane przez Prezesa URE pod-

miotom, które wygrały specjalnie przygotowane prze-

targi. W roku 2013 odbyły się dwa – pierwszy został

ogłoszony jeszcze 31 grudnia 2012 roku, a rozstrzygnię-

ty we wrześniu 2013 roku, drugi ogłoszono 27 grudnia

i obecnie czekamy na jego rozstrzygnięcie. W pierw-

szym przetargu wydano jedynie około 3,8% liczonej

w toe (tonach oleju ekwiwalentnego) łącznej wartości

certyfikatów przewidzianych do wydania.

4 listopada 2013 roku Towarowa Giełda Energii urucho-

miła obrót prawami majątkowymi wynikającymi ze

świadectw efektywności energetycznej; oznaczane

są one jako PMEF. Obrót tymi prawami majątkowymi

odbywa się od poniedziałku do czwartku (we wtorki

i w czwartki sesyjnie, a w poniedziałki i środy poza-

sesyjnie). TGE prowadzi również notowania indeksów

opartych na prawach majątkowych wynikających ze

świadectw efektywności energetycznej – EFX (indeks

dla transakcji sesyjnych), EFX_TP (indeks dla transakcji

pozasesyjnych) oraz EFX_POLPX (indeks dla transakcji

sesyjnych i pozasesyjnych). Do końca 2013 roku na TGE

nie zanotowano żadnej transakcji na rynku praw mająt-

kowych wynikających ze świadectw efektywności ener-

getycznej – było to spowodowane tym, że Prezes URE

stosunkowo późno ogłosił i rozstrzygnął przetargi na

białe certyfikaty.

Ponieważ w Polsce stawiamy dopiero pierwsze kroki

w kierunku inwestycji proefektywnościowych i zdoby-

wania białych certyfikatów w przetargach (o czym naj-

lepiej świadczy to, że w pierwszym przetargu, w którym

złożono 212 ofert, 107 ofert zostało odrzuconych),

spodziewamy się, że w latach 2014– 2015 ich ceny będą

zbliżone do poziomu opłaty zastępczej – podobnie jak

to jest w przypadku certyfikatów fioletowych, na któ-

rych rynku nie występuje zjawisko nadpodaży.

9 stycznia na Towarowej Giełdzie Energii dokonano

pierwszej transakcji na rynku białych certyfikatów,

w systemie notowań ciągłych sprzedano certyfikaty na

łączny wolumen 54 toe po cenie 900 zł/toe. Skala tej

transakcji jest jednak niewielka – zakupione certyfikaty

odpowiadają obowiązkowi powstałemu ze sprzedaży

około 25–30 GWh energii elektrycznej sprzedanej

klientom końcowym.

Ogłoszenie przetargu na białe certyfikaty

Inwestycjaproefektywnościowa

Inwestor URE Firma energetyczna

Inwestycjaproefektywnościowa

Przeprowadzenieaudytu efektywności

energetycznej

Przeprowadzenieaudytu efektywności

energetycznej

Rozstrzygnięcieprzetargu

Wydanie białychcertyfikatów

Przedstawienie UREcertyfikatów do umorzenia

Zgłoszenie do przetargu

Zgłoszenie do przetargu

Otrzymanie białych certyfikatów

Otrzymanie białych certyfikatów

Zbycie certyfikatów na TGE lub OTC

Zbycie certyfikatów na TGE lub OTC

SCHEMAT SYSTEMU BIAŁYCH CERTYFIKATÓW



RYNEK GAZU W POLSCE


RYNEK GAZU W POLSCE RYNEK GAZU W POLSCE − RYNEK SPOT

TGE DODAJE GAZU

Rok 2013 był pierwszym pełnym rokiem obrotu gazem na Towarowej Giełdzie Energii. Początkowo transakcji na giełdzie było niewiele — na pierwszą w 2013 roku na Rynku Dnia Następnego Gazu trzeba było czekać aż do 12 stycznia. Jednak wraz z upływem czasu giełdowy rynek gazu powoli zaczął się rozwijać.

Miniony rok przyniósł również wiele zmian legi-

slacyjnych na rynku gazu. Miały one na celu libe-

ralizację rynku, m.in. poprzez wprowadzenie

obliga giełdowego zwiększającego wolumen

obrotu produktami gazowymi na giełdzie. Pomimo

wprowadzenia nowych przepisów obroty giełdy

towarowej produktami gazowymi zarówno na

rynku SPOT, jak i na rynku terminowym wciąż

są niskie. Głównym powodem takiej sytuacji

jest niska aktywność stron podaży i popytu na

gaz. Strona popytowa jest ograniczona zawartymi

przez przedsiębiorstwa długoterminowymi

umowami z Polskim Górnictwem Naftowym

i Gazownictwem (PGNiG), z ograniczoną możliwo-

ścią skorzystania z alternatywnych źródeł zakupu

gazu. Aktywność strony podażowej powinna się

zwiększyć wraz z realizacją ustawowego obowiąz-

ku obliga giełdowego. Kolejnymi krokami w libera-

lizacji rynku gazu będzie stopniowe uwalnianie

cen sprzedaży gazu dla odbiorców końcowych,

które według zapowiedzi Urzędu Regulacji Ener-

getyki rozpocznie się od podmiotów zużywających

co najmniej 25 mln m3 gazu w poprzednim roku

kalendarzowym.

styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień110 0

80 000

70 000

60 000

50 000

40 000

30 000

20 000

10 000

Wol

umen

w M

Wh

112

114

116

118

Cen

a w

zł/

MW

h

120

122

Wolumen RDNg

CENY ORAZ WOLUMEN GAZU NA RYNKU SPOT TGE

KOMENTARZ JAKUBA GAJEWSKIEGO, EKSPERTA DS. ZAKUPU GAZU

Regularny handel na rynku SPOT rozwijał się od marca. Transakcje zawierano przez 291 dni w roku, w drugiej jego połowie obrót na rynku odbywał się codziennie.

Przez pierwsze dwa miesiące handel na rynku

SPOT był nieznaczny, a łączny wolumen obrotu

w tym okresie wyniósł 168 MWh. Handel gazem

za pośrednictwem giełdy zdecydowanie rozwinął

się w marcu. Wolumen w tym miesiącu wyniósł

59 287 MWh, a średnioważona cena osiągnęła poziom

120,42 zł/MWh. Należy odnotować, że maksymalna ce-

na za 1 MWh paliwa gazowego została osiągnięta rów-

nież w marcu i wynosiła 131,90 zł/MWh. Był to najdroższy

miesiąc w 2013 roku, co było spowodowane wyjątkowo

niskimi dla tego okresu temperaturami. W kolejnych mie-

siącach wraz ze wzrostem temperatury spadała również

cena gazu, kształtując się na zbliżonym poziomie w okre-

sie od maja do września. 11 września wszedł w życie

„Mały trójpak” energetyczny, wraz z którym zaczęło obo-

wiązywać obligo gazowe. Jednak miało ono znikomy

wpływ na rynek SPOT, gdyż posiadające ok. 97% polskie-

go rynku gazu PGNiG starało się je realizować głównie

za pomocą rynku terminowego. W październiku na skutek

temperatur wyższych niż przeciętne dla tego okresu na-

stąpił duży spadek cen i została osiągnięta cena minimal-

na wynosząca 107,55 zł/MWh. W następnych miesiącach

spadek temperatur spowodował systematyczny wzrost

cen, czyniąc grudzień jednym z najdroższych miesięcy

w roku. Łączny wolumen obrotu na Rynku Dnia Następne-

go Gazu wyniósł 424 700 MWh, co stanowi zaledwie około

0,28% polskiego rynku gazu. Średnioważona cena gazu na

rynku SPOT w 2013 roku wyniosła około 116,74 zł/MWh.

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych TGE


RYNEK GAZU W POLSCE − RYNEK TERMINOWY

CENY ORAZ WOLUMEN GAZU – PRODUKT CAL '14118

117

115

114

113

1122013-11-22 2013-12-03 2013-12-12 2013-12-23 2013-12-30

40000

42000

44000

46000

Wol

umen

w M

Wh

48000

50000

52000

54000

Wolumen obrotu Kurs rozliczeniowy

116


Rynek Terminowy rozwijał się zdecydowanie wolniej od rynku SPOT. Na produkcie GAS_BASE_Y-14 odbyło się zaledwie 5 transakcji, natomiast produkty kwartalne nie były w ogóle kupowane. Najwięcej (119) transakcji odbyło się na produkcie miesięcz-nym. Pod koniec roku miały miejsce również aukcje na produkty GAS_BASE_Y-14 oraz GAS_BASE_Y-15.

Od 4 listopada PGNiG pełniło funkcję animatora

na rynku terminowym gazu, jednak nie wpłynęło

to znacząco na handel kontraktami rocznymi.

Obrót na kontraktach terminowych na rok 2014

wystąpił tylko w pięciu dniach sesyjnych. Łączny

wolumen wyniósł 219 000 MWh, a średnia cena

CENY ORAZ WOLUMEN GAZU NA AUKCJACH TGE

113,50

113,002013-11-22 2013-11-29 2013-12-06 2013-12-13

100 000

300 000

500 000

700 000

Cen

a w

zł/

MW

h

Wol

umen

w M

Wh

900 000

1 100 000

1 300 000

1 500 000

Wolumen obrotu Kurs rozliczeniowy

114,00

114,50

115,00

115,50

116,00

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych TGE Źródło: opracowanie własne na podstawie danych TGE

Cen

a w

zł/

MW

h

osiągnęła poziom 114,70 zł/MWh. Najwyższą cenę

kontrakt ten osiągnął 3 grudnia i wynosiła ona

117 zł/MWh, natomiast najniższa cena ukształto-

wała się na poziomie 113,7 zł/MWh – nastąpiło to

podczas sesji 12 grudnia. Tak drastyczny spadek

cen był rezultatem wyższych niż przeciętne tempe-

ratur w grudniu i prognozowania przez meteo-

rologów wyjątkowo łagodnej zimy.

W 2013 roku zostały przeprowadzone cztery aukcje

sprzedaży gazu, trzy z nich zakończyły się sukce-

sem. Łączny wolumen obrotu na aukcjach produk-

tów rocznych wyniósł 788 400 MWh, a średnio-

ważona cena osiągnęła poziom 114,50 zł/MWh.

Najwyższa cena wystąpiła na aukcji 29 listopada

i wyniosła 115,61 zł/MWh. W związku ze stopnio-

wym obniżaniem się cen na rynku SPOT oraz ryn-

kach terminowych cena gazu za 1 MWh na aukcji

przeprowadzonej 13 grudnia wyniosła 113,89 zł.


RYNEK GAZU W POLSCE


RYNEK GAZU W POLSCE A RYNEK NIEMIECKI – GASPOOL

Ze względu na największe możliwości importu, rozwinięty rynek oraz jedną z największych giełd w Europie − European Energy Exchange (EEX) – niemiecki rynek gazu istotnie wpływa na poziom cen w Polsce. W Niemczech istnieją dwa huby – GASPOOL oraz NCG. Lepsze połączenie, a co za tym idzie niższe koszty przesyłu sprawiają, że dla polskiego rynku gazu ważniejszy jest mniejszy hub GASPOOL.

W ostatnich miesiącach 2013 roku ceny na GASPOOL-u

były zbliżone do polskich cen powiększonych o koszty

przesyłu, co uniemożliwiało arbitraż. Było to rezulta-

tem indeksacji cen przez PGNiG do cen niemieckich.

0

5

10

15

20

25

30

35 500 000

450 000

400 000

350 000

300 000

250 000

200 000

150 000

Wol

umen

w M

Wh

Cen

a w

€/M

Wh

stycz

eń 2

013

luty 201

3

marze

c 201

3

kwiecie

ń 2013

maj 201

3

czer

wiec 201

3

lipiec 2

013

sierp

ień 201

3

wrzesie

ń 2013

paździe

rnik

2013

listo

pad 201

3

grudzie

ń 2013

Wolumen Cena

CENY ORAZ WOLUMEN GAZU NA RYNKU SPOT NA GASPOOLU

W 2013 roku wolumen na rynku SPOT osiągnął poziom

3 832 858 MWh przy średnioważonej cenie wynoszą-

cej 114,55 zł/MWh. Najwyższa cena została osiągnięta

26 marca i wyniosła 39,27 €/MWh, co w przeliczeniu

na złote daje 163,85 zł/MWh. Przyczyną drastycznego

wzrostu cen była przedłużająca się zima.

W II kwartale wolumen spadł do jednego z najniż-

szych poziomów w roku. Wzrost wolumenu od

III kwartału wiązał się z koniecznością zapełniania

magazynów gazowych. Bardzo łagodny przebieg

zimy w grudniu doprowadził do drastycznego

spadku wolumenu.

Obrót produktem Cal ’14 na dobre rozpoczął się

w II połowie 2013 roku. W sierpniu pojawiła się najniż-

sza cena od początku roku, co skłoniło przedsiębior-

stwa energetyczne do rozpoczęcia zakupu kontrak-

tów na 2014 rok. Efektem był znaczny wzrost

wolumenu. Zimny wrzesień sprawił, że uczestnicy

ryku spodziewali się srogiej zimy, przez co wolumen

osiągnął rekordowy poziom 55 091 960 MWh,

a średnioważona cena wzrosła do 26,61 €/MWh.

Jednak ciepły ostatni kwartał roku spowodował

znaczny spadek wolumenu oraz początkowy spadek

cen. Niski wolumen w grudniu sprawił, że uczestnicy

rynku, którzy nie zakontraktowali odpowiedniego

wolumenu na 2014 rok, byli zmuszeni kupować gaz

po najwyższych w roku cenach – średnioważona

cena Cal ’14 wynosiła wtedy 27,30 €/MWh.Źródło: opracowanie własne na podstawie danych LEBA

Styc

zeń 201

3

Luty

2013

Marze

c 201

3

Kwiecie

ń 2013

Maj 201

3

Czerw

iec 201

3

Lipiec 2

013

Sierp

ień 201

3

Wrze

sień 201

3

Paźd

ziern

ik 201

3

Listo

pad 201

3

Grudzie

ń 2013

60 000 000

50 000 000

40 000 000

30 000 000

20 000 000

10 000 000

25,60

Cen

a w

€/M

Wh

25,8026,0026,2026,4026,6026,8027,0027,2027,40

Wol

umen

w M

Wh

-

Wolumen LEBA CAL ´14

CENY ORAZ WOLUMEN GAZU PRODUKTU CAL '14 NA GASPOOLU

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych LEBA

POLITYKA I GOSPODARKA A CENY ENERGII



Rząd przyjął projekt ustawy

zmieniającej przepisy Prawa ener-

getycznego w zakresie przedłuże-

nia wsparcia dla wysokosprawnej

kogeneracji do roku 2015.

Z początkiem 2013 roku

wszedł w życie ostatni pakiet

przepisów Ustawy o efektyw-

ności energetycznej z 15 kwiet-

nia 2011 roku.

Od tego momentu na sprzedaw-

ców nałożony jest nowy obowią-

zek białych certyfikatów.

Pojawiły się pierwsze infor-

macje na temat możliwego

załamania rynku zielonych

certyfikatów. W połowie lute-

go cena certyfikatów na TGE

spadła poniżej 100 zł/MWh,

następnie gwałtownie wzrosła

po informacji z MSP o możliwej

interwencji na tym rynku.

PSE ogłosiły przetargi na budo-

wę czterech linii przesyłowych.

Podpisano umowę na budowę

w miejscowości Alytus stacji

przekształtnikowej prądu sta-

łego – kluczowego elementu

połączenia energetycznego

Polska–Litwa.

PGE GiEK wygrało przetarg

publiczny na usługę Praca

interwencyjna: Redukcja Za-

potrzebowania na polecenie

OSP. Cena, jaką osiągnięto,

to 750 zł za każdą megawato-

godzinę zredukowanego zapo-

trzebowania.

PGNiG poinformowało o prze-

pływie gazu po szczelinowaniu

hydraulicznym w Lubocinie.

Cena czerwonych certy-

fikatów spada poniżej 2 zł

za MWh. Przyczyną jest oczy-

wiście wygaszenie systemu

wsparcia dla kogeneracji

gazowej i węglowej.

29 kwietnia Rada Nadzorcza

PGNiG odwołała Grażynę Piotrow-

ską-Oliwę ze stanowiska Prezesa

PGNiG w związku z podpisaniem

memorandum z Gazpromem.

Komitet inwestycyjny PGE zareko-

mendował Zarządowi wycofanie

się z budowy bloków w Elektrowni

Opole. W kwietniu PGE ostatecznie

zrezygnowało z tej inwestycji.

Parlament Europejski odrzucił

backloading zaproponowany

przez Komisję Europejską. Miał

on dotyczyć 900 mln pozwoleń

na emisję CO2 od 2013 roku.

01 STYCZEŃ

02 LUTY

04 KWIECIEŃ

03 MARZEC

KALENDARIUM 2013

Kopalnie Bogdanka i GDF SUEZ

podpisały list intencyjny w spra-

wie budowy bloku węglowego

o mocy 50 MW.

Powrócił temat interwencji na

Rynku Uprawnień do Emisji CO2.

W maju przedsiębiorstwa ener-

getyczne przedłożyły do za-

twierdzenia Prezesowi URE tary-

fy dla odbiorców grupy G. URE

skierowało do firm wnioski o kilku-

procentowe obniżenie tych taryf.

05 MAJ

W Połańcu otwarto blok ener-

getyczny w 100% opalany bio-

masą. Jest to największa taka

instalacja na świecie.

Rząd ogłosił gotowość do re-

alizacji dwóch bloków energe-

tycznych w Elektrowni Opole.

Tym samym zakończył się długi

okres niepewności co do losów

tej inwestycji.

Pojawiły się doniesienia o upa-

dłościach firm z branży OZE.

Jednocześnie branża naciskała

na wprowadzenie zmian w przy-

gotowywanej nowelizacji prawa

energetycznego.

06 CZERWIEC


1 lipca RWE świętowało 10 lat

obecności na polskim rynku.

Z tej okazji RWE jako pierwsza

firma w Polsce obniżyło cenę

energii elektrycznej w taryfie G.

Sejm uchwalił Ustawę o zmianie

ustawy Prawo energetyczne.

31 lipca Polska Grupa Energe-

tyczna oraz Energa podpisały

umowę w sprawie przejęcia 100%

udziałów w spółce Iberdrola Rene-

wables Polska. Umowa dotyczy-

ła sprzedaży elektrowni wiatro-

wych o łącznej mocy 70,5 MW.

07 LIPIEC

Prezydent podpisał ustawę

o zmianie ustawy Prawo ener-

getyczne.

W Dzienniku Ustaw opublikowa-

no Ustawę o zmianie ustawy Pra-

wo energetyczne.

Kontynuowano prace nad ryn-

kiem mocy w Polsce, jako pierw-

sza miała zostać uruchomiona

usługa operacyjnej rezerwy

mocy (1 stycznia 2014 roku).

PGE GiEK zawarło umowy

z Kompanią Węglową na dosta-

wy węgla kamiennego do no-

wych bloków w Opolu.

08 SIERPIEŃ

09 WRZESIEŃ

KALENDARIUM 2013

11 września weszło obligo

giełdowe nakazujące PGNiG

sprzedaż 30% całego wolumenu

gazu na rynku regulowanym.

13 września URE ogłosiło wyni-

ki przetargu na białe certyfikaty.

W pierwszym podejściu rozstrzy-

gnięto przetarg na 3,8%.

RWE Renewables oficjalnie

otworzyła nową farmę wiatrową

w Nowym Stawie o mocy

zainstalowanej 41,5 MW.

11 grudnia na warszawskim

parkiecie zadebiutowała Energa,

ostatnia z dużych państwowych

spółek energetycznych. Wbrew

oczekiwaniom inwestorów akcje

straciły na debiucie kilka procent.

20 grudnia PSE rozstrzygnęły

przetarg na interwencyjną

rezerwę zimną – wybrano dwa

bloki energetyczne elektrowni

Dolna Odra o łącznej mocy

454 MW.

Prezes URE ogłosił drugą aukcję

na białe certyfikaty.

31 grudnia Ministerstwo Gospo-

darki przygotowało kolejny pro-

jekt ustawy o OZE.

12 GRUDZIEŃ

30 października na giełdzie

zadebiutował Zespół Elektrowni

PAK. Cena odniesienia wyniosła

26,20 zł, spółka zanotowała tego

dnia lekkie spadki.

Pojawiają się informacje o moż-

liwym uruchomieniu wydobycia

gazu łupkowego w Lisewie.

10 PAŹDZIERNIK

Zwiększa się liczba uczestników

rynku gazu na TGE, coraz więcej

firm zapowiada wyjście z ofertą

gazową do klientów instytucjo-

nalnych.

1 listopada weszła w życie akcy-

za na gaz ziemny.

W Warszawie odbył się szczyt

klimatyczny

Pojawił się nowy projekt ustawy

o OZE.

11 LISTOPAD


RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU – PERSPEKTYWA ROZWOJU

I ZMIAN




KOMENTARZ SŁAWOMIRA SKOCZKA, EKSPERTA DS. STRATEGII ZAKUPU ENERGII

KOGENERACJA WRACA DO GRY

W chwili obecnej rynek czeka na nowe regulacje prawne, przywracające wsparcie dla kogeneracji wykorzystującej paliwo węglowe i gazowe. Projekt ustawy o zmianie ustawy Prawo energetyczne jest przygotowany i procedowany w Sejmie. Oczekujemy, że wejdzie on w życie w pierwszej połowie 2014 roku. Główne założenia projektu przedstawiamy poniżej.

Inaczej niż podczas procesu wytwarzania w elektrowni

jedynie energii elektrycznej, kiedy to ciepło z pary

wykorzystanej do napędzania turbiny jest na końcu

oddawane do otoczenia, w kogeneracji ciepło to od-

dawane jest do sieci ciepłowniczej. Odbiorcy przyłą-

czeni do sieci ciepłowniczej wykorzystują je np. do

ogrzewania mieszkań, podgrzewania wody lub proce-

sów technologicznych. Dzięki skojarzonemu wytwa-

rzaniu energii elektrycznej i ciepła sprawność procesu

osiąga ponad 80%. Przy wytwarzaniu ciepła i energii

oddzielnie sprawność wynosi jedynie około 60%.

Źródła kogeneracyjne ze względu na konieczność

odbioru wytwarzanego ciepła budowane są tam,

gdzie na ciepło jest zapotrzebowanie. Dlatego właśnie

elektrociepłownie powstają w dużych aglomeracjach.

Aby w pełni wykorzystać korzyści płynące z koge-

neracji (oszczędność paliwa, ochrona środowiska),

zostały wprowadzone mechanizmy wsparcia dla firm

inwestujących w tę technologię wytwarzania energii.

W Polsce system wsparcia dla kogeneracji, podobnie

jak dla wytwarzania energii w źródłach odnawial-

nych, oparty jest na świadectwach pochodzenia

wydawanych przez Urząd Regulacji Energetyki.

W zależności od rodzaju paliwa wykorzystywanego

w procesie produkcji energii, świadectwa pocho-

dzenia wydawane są dla źródeł spalających węgiel,

gaz i metan ujmowany przy robotach górniczych

w kopalniach. Świadectwa te powszechnie zwane

są świadectwami: czerwonymi (z węgla), żółtymi

(z gazu), fioletowymi (z metanu).

Obrót świadectwami odbywa się na Towarowej

Giełdzie Energii, gdzie świadectwa zamieniają się

na prawa majątkowe. Producent energii w skojarze-

niu otrzymuje więc przychody ze sprzedaży energii

i dodatkowo praw majątkowych. Obowiązek naby-

cia, a następnie umorzenia praw majątkowych spo-

czywa na przedsiębiorstwach sprzedających ener-

gię odbiorcom końcowym. Obowiązek można

również wykonać poprzez uiszczenie opłaty zastęp-

czej. Warunki wsparcia dla kogeneracji określone są

w ustawie Prawo energetyczne oraz rozporządzeniu

Ministra Gospodarki z 26 lipca 2011 r. (Dz. U nr 176

poz. 1052). W rozporządzeniu ustalony jest procen-

towy poziom obowiązku zakupu świadectw pocho-

dzenia. Zgodnie z prawem dla świadectw pochodze-

nia ze źródeł kogeneracyjnych wykorzystujących

paliwo węglowe (świadectwa czerwone) oraz gazo-

we (świadectwa żółte) od 2013 roku przestało obo-

wiązywać obligo zakupu spoczywające na firmach

sprzedających energię odbiorcom końcowym.

Obowiązek dalej istnieje dla fioletowych świadectw

pochodzenia (metan kopalniany).

Rząd podjął próbę przedłużenia systemu wsparcia dla

kogeneracji węglowej i gazowej na lata 2013–2014

dopiero pod koniec 2012 roku. Stosowny projekt usta-

wy ukazał się 10 grudnia 2012 roku. W praktyce doku-

ment ten jedynie przedłużał funkcjonowanie starego

systemu i zawierał zapisy warunkujące wprowadzenie

ustawy po uzyskaniu akceptacji Komisji Europejskiej

o zgodności pomocy publicznej.

Prace rządowe nad projektem trwały rok i w grudniu

2013 roku ukazał się nowy projekt ustawy o zmianie

ustawy Prawo energetyczne, regulujący zasady

wsparcia dla źródeł wytwarzających energię elek-

tryczną w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła. Doku-

ment ten trafił do Sejmu, gdzie podczas prac legisla-

cyjnych został zmodyfikowany (wydłużenie okresu

wsparcia do 2018 roku). Na chwilę obecną jest bar-

dzo prawdopodobne, że w tym kształcie wejdzie

w życie za kilka miesięcy.

Główne założenia projektu Ustawy o zmianie ustawy Prawo energetyczne (druk nr 2010-A):

• Zmiana terminu rozliczenia obowiązku umorzenia

świadectw pochodzenia. Nowy termin to 30 czer-

wca (poprzednio 31 marca).

• Określenie obowiązków procentowych dla

świadectw pochodzenia czerwonych i żółtych

na lata 2014-2018 (dla świadectw czerwonych

obowiązek w okresie 2014-2018 wynosi 23,2%,

dla świadectw żółtych odpowiednio: 3,9%, 4,9%,

6,0%, 7,0%, 8,0% sprzedaży energii odbiorcom

końcowym).

• Obowiązek będzie można wykonywać poprzez

umorzenie świadectw pochodzenia wydanych dla

energii wytworzonej w kogeneracji w poprzednim

roku kalendarzowym.

• Świadectw pochodzenia z kogeneracji (czerwo-

ne i żółte) wydanych dla energii wytworzonej

przed dniem wejścia w życie ustawy nie będzie

można wykorzystać do wykonania obowiązku.

Stare prawa majątkowe staną się więc bezuży-

teczne.

• Energii sprzedanej przed dniem wejścia ustawy nie

uwzględnia się przy ustalaniu obowiązku (ustawa

wejdzie w trakcie roku).

• W terminie 14 dni od wejścia w życie ustawy Prezes

URE ogłosi jednostkowe opłaty zastępcze obowią-

zujące w roku 2014.

• Ustawa wejdzie w życie w terminie 14 dni od

ogłoszenia.

• Projekt ustawy nie wymaga akceptacji ze

strony Komisji Europejskiej. Ryzyko związane

z ewentualnymi późniejszymi zastrzeżeniami

Komisji Europejskiej rząd bierze na siebie.

72 RWE Polska RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE W 2013 ROKU 73 72 RWE Polska

Na ustawę o odnawialnych źródłach energii czekamy już kilka lat. W tym czasie powstało kilka projektów ustawy różniących się koncepcjami i założeniami dla systemu wsparcia OZE. Skupmy się jednak na ostatniej wersji, a więc projekcie Ustawy o odnawialnych źródłach energii z dnia 31.12.2013 r. – wersja 4.1. Zapewne przyszłe regulacje będą zbliżone do przedstawionych w tym dokumencie.

Główne założenia projektu z dnia 31.12.2013 r. wersja 4.1. Ustawy o odnawialnych źródłach energii:

• Ustawa wprowadza i doprecyzowuje wiele defi-

nicji (np. biogazu, biogazu rolniczego, biomasy,

dedykowanej instalacji spalania biomasy, dedy-

kowanej instalacji spalania wielopaliwowego,

małej instalacji, mikroinstalacji).

• Wytwarzanie energii w małej instalacji i mikro-

instalacji nie wymaga uzyskania koncesji.

• Wytwórca energii w mikroinstalacji będący osobą

fizyczną nieprowadzącą działalności gospodarczej

może sprzedawać niewykorzystaną energię. Nie

stanowi to działalności gospodarczej.

• Energię elektryczną wytworzoną w mikro-

instalacjach i innych źródłach OZE jest obowią-

zany zakupić sprzedawca zobowiązany (czyli

wyznaczony decyzją URE sprzedawca o naj-

większym wolumenie sprzedaży na danym

obszarze).

• Obowiązkowi zakupu przez sprzedawcę zobowiąza-

nego nie podlega energia wytwarzana w hydroele-

ktrowniach o mocy większej niż 1 MW.

• Obowiązek zakupu przez sprzedawcę zobo-

wiązanego energii wytwarzanej w mikroinstalacji

należącej do osoby fizycznej i przedsiębiorcy

trwa przez 15 lat, nie dłużej jednak niż do

31.12.2035 r.

• Cena zakupu energii elektrycznej wytwarzanej

w mikroinstalacji osób fizycznych wynosi 80%

średniej ceny sprzedaży energii na rynku

konkurencyjnym (ogłaszana przez Prezesa URE).

Dla przedsiębiorców cena ta wynosi 100%.

• Cena zakupu energii z innych źródeł odnawialnych

(spełniających określone szczegółowe warunki)

również równa jest średniej cenie sprzedaży energii

na rynku konkurencyjnym.

• Wytwórcom energii z OZE (mikroinstalacja przed-

siębiorcy i źródła inne niż mikroinstalacja), które

rozpoczęły wytwarzanie energii przed dniem wejścia

ustawy, przysługują świadectwa pochodzenia

maksymalnie na okres 15 lat, nie dłużej niż do

31.12.2035 r. W instalacjach zmodernizowanych po

dniu wejścia w życie ustawy świadectwa pochodze-

nia przysługują dla energii wytworzonej do dnia

31.12.2014 r. (przy modernizacji musi być spełniony

warunek: przyrostu mocy, poniesienia nakładów

minimum 30% wartości początkowej, zastosowania

urządzeń wyprodukowanych nie wcześniej niż

48 miesięcy przed pierwszą produkcją energii). Dla

instalacji modernizowanej świadectwa przysługują

proporcjonalnie do przyrostu mocy po modernizacji.

• Dla instalacji spalania wielopaliwowego (biomasa

+ inne paliwa), w tym dedykowanej instalacji spalania

wielopaliwowego (powstała przed 30.06.2014 r.,

wyposażona w odrębne linie technologiczne dla

biomasy, której udział wg wartości energetycznej

wszystkich paliw przekracza 20%), świadectwa po-

chodzenia mogą być wydane w ilości nie wyższej niż

średnia ilość energii wytworzonej w latach 2011–2013.

• Od dnia wejścia ustawy do dnia 31.12.2020 r. dla

instalacji wielopaliwowych spalających biomasę

(za wyjątkiem dedykowanych instalacji spalania

wielopaliwowego) przysługuje świadectwo

pochodzenia skorygowane współczynnikiem 0,5.

• Świadectwa pochodzenia nie przysługują

hydroelektrowniom o mocy powyżej 1 MW.

• Łączna wartość pomocy dla wytwórcy OZE w formie

mechanizmów i instrumentów wspierających wraz

z pomocą publiczną nie może być większa niż różnica

pomiędzy wartością wytworzonej energii (po cenie

referencyjnej określonej przez Ministra Gospodarki)

a wartością wyliczoną po średniej cenie sprzedaży

energii na rynku konkurencyjnym.

• W przypadku gdy średnia ważona cena świadectw

pochodzenia będzie niższa niż 75% wartości opłaty

zastępczej przez co najmniej 3 miesiące poprzedza–

jące umorzenie świadectw podmioty nie mogą

realizować obowiązku poprzez wniesienie opłaty

zastępczej (muszą kupić prawa majątkowe).

• W ustawie określony jest poziom opłaty zastępczej

i wynosi on 297,35 zł/MWh. Opłata nie będzie

indeksowana wskaźnikiem inflacji.

• Minister Gospodarki do 31 października każdego roku

może obniżyć poziom obowiązku zakupu świadectw

pochodzenia. Poziom będzie dostosowywany do

aktualnej sytuacji rynkowej (maleje wolumen

wydawanych świadectw).

• Wytwórcy energii z OZE mogą przystępować do

aukcji. Jest to nowe rozwiązanie.

• Minister Gospodarki do 30 listopada każdego roku

ogłasza maksymalną ilość i wartość energii ze źródeł

odnawialnych, która może być zakupiona w drodze

aukcji w następnym roku.

KOMENTARZ SŁAWOMIRA SKOCZKA, EKSPERTA DS. STRATEGII ZAKUPU ENERGII

REWOLUCJA W OZE


• Aukcje przeprowadza Prezes URE minimum raz

na rok. Aukcje przeprowadzane są oddzielnie

dla energii pochodzącej z poszczególnych typów

źródeł OZE.

• Co najmniej 25% energii przeznaczonej do zakupu

w aukcjach ma pochodzić ze źródeł o mocy do

1 MW.

• Warunkiem dopuszczenia do udziału w aukcji jest

wniesienie kaucji w wysokości 30 zł/kW planowa-

nej instalacji OZE.

• Minister Gospodarki na minimum 60 dni przed

przeprowadzeniem aukcji ogłasza ceny referen-

cyjne (maksymalne ceny, po jakich może być

zakupiona energia na aukcji). Ceny te będą okre-

ślone oddzielnie dla różnych typów instalacji.

• Uczestnicy aukcji składają propozycje dotyczące

wysokości cen sprzedaży energii. Są oni zobowią-

zani do wytworzenia energii po raz pierwszy

w określonych terminach zależnych od typu źródła.

• Aukcję wygrywają uczestnicy oferujący najniższą

cenę sprzedaży, aż do wyczerpania ilości i wartości

energii określonej w ogłoszeniu o aukcji.

• Po zamknięciu aukcji Prezes URE przekazuje wła-

ściwym sprzedawcom zobowiązanym informacje

o wytwórcach, którzy wygrali aukcje, oraz o cenie

i wolumenie energii. Sprzedawca zobowiązany ma

obowiązek zakupu energii OZE na tych warunkach.

Cena podlega corocznej waloryzacji o wysokość

inflacji.

• Sprzedawcy zobowiązanemu przysługuje prawo do

pokrycia ujemnego salda (wynikającego z konieczności

zakupu energii OZE po cenach innych niż rynkowe).

• Powołany Operator Rozliczeń Energii Odnawialnej

S.A. będzie zarządzał środkami na pokrycie

ujemnych sald.

• Od stycznia 2015 r. operatorzy systemów dystry-

bucyjnych będą pobierać opłaty OZE. W 2015 roku

stawka opłaty OZE ma wynieść 2,27 zł/MWh. Opła-

ta ta ma być finalnie przeznaczona na pokrycie

ujemnych sald sprzedawców zobowiązanych.

• W ustawie znajdują się zapisy dotyczące gwarancji

pochodzenia, które zostały już wprowadzone przez

„Mały trójpak”.

• Określone są warunki wydawania certyfikatów

instalatorom mikroinstalacji i małych instalacji.

• Ustawa ma wejść w życie w terminie 30 dni od

ogłoszenia, z zastrzeżeniem, że zapisy dotyczące

wsparcia dla OZE wejdą w życie od następnego

miesiąca po upływie 12 miesięcy od wydania przez

Komisję Europejską pozytywnej decyzji o zgodności

pomocy publicznej przewidzianej w ustawie

z zasadami obowiązującymi na wspólnym rynku.

Jak widać, propozycji zmian jest wiele. Cześć zapi-

sów już funkcjonuje, ponieważ znalazły się one

w „Małym trójpaku” (nowelizacji ustawy Prawo

energetyczne z września 2013 roku) i zostały jedy-

nie powtórzone. Do najważniejszych zmian możemy

zaliczyć zamiar wprowadzenia systemu aukcyjnego,

który w ocenie rządu ma dać dla budżetu oszczęd-

ności w systemie wsparcia OZE. Wytwórcy wygry-

wający aukcję będą sprzedawać wytwarzaną w źró-

dłach odnawialnych energię po cenie z wygranej

aukcji, nie wyższej niż cena referencyjna ogłoszona

przed aukcją przez MG. Cena dla wytwórców będzie

indeksowana inflacyjnie, a zakup będzie obejmował

okres 15 lat. Zmiana systemu na aukcyjny spowoduje

stopniowe zmniejszanie wolumenu energii OZE

objętej obecnie funkcjonującym systemem świa-

dectw pochodzenia. Dlatego też pojawia się potrze-

ba monitorowania dostępnego wolumenu świa-

dectw i dostosowywania do niego poziomów

obowiązków zakupu. W ocenie ekspertów z branży

wytwórców OZE system ten będzie bardzo ryzykow-

ny. Warunki udziału w aukcji będą rygorystyczne.

Wymagać będą poniesienia znaczących nakładów

inwestycyjnych bez gwarancji otrzymania wsparcia,

którego warunkiem uzyskania jest wygranie aukcji.

Takie rozwiązanie promuje dużych inwestorów mo-

gących sobie pozwolić na wyłożenie znacznych sum

na długo przed rozpoczęciem wytwarzania i otrzy-

mywania wsparcia w postaci zakupu energii po ce-

nie z aukcji. Wycofanie wsparcia dla dużej hydro-

energetyki było zapowiadane już od dawna, więc

chyba nikogo nie zdziwiło wprowadzenie zapisów

likwidujących wsparcie dla tego typu źródeł. Pewnym

zaskoczeniem jest jednak pozostawienie wsparcia

w postaci świadectw pochodzenia dla wytwórców

spalających biomasę w instalacjach spalania wielo-

paliwowego. Wytwórcy ci mają otrzymywać 0,5

świadectwa za każdą wytworzoną jednostkę ener-

gii, a instalacje dedykowane pełny wolumen świa-

dectw. Tak więc dalej będzie dopuszczone spalanie

importowanej z odległych zakątków świata ekolo-

gicznej biomasy.

Nadrzędnym celem wsparcia dla instalacji OZE jest

wykonanie przez Polskę przyjętych zobowiązań w za-

kresie minimalnego udziału energii ze źródeł odna-

wialnych. Dla roku 2020 udział ten wynosi 19%, co

odpowiada unijnym zobowiązaniom na poziomie

15% zużycia energii brutto. Czy zaprojektowany

system pozwoli osiągnąć planowany cel, przy jedno-

czesnym zmniejszeniu poniesionych wydatków

z budżetu? Niestety, wątpliwości jest wiele.



KOMENTARZ PIOTRA GOŃDY, EKSPERTA DS. ZAKUPU ENERGII

PROSUMENCI NA RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Nowelizacja ustawy Prawo energetyczne zdefiniowała pojęcia mikroinstalacji i małej instalacji, dając tym samym podstawy do rozwoju rynku prosumenckiego w Polsce. Jednocześnie nakazała sprzedawcom z urzędu zakup produkowanej przez mikroinstalacje energii po cenie wynoszącej 80% lub 100% ceny sprzedaży energii elektrycznej (w zależności od tego, czy chodzi o instytucje, czy o gospodarstwa domowe), co w oczach środowisk związanych z branżą OZE jest ceną zbyt niską i niezachęcającą do inwestowania w tego typu źródła.

Mikroinstalacja to według ustawy odnawialne źró-

dło energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycz-

nej nie większej niż 40 kW, przyłączone do sieci

elektroenergetycznej o napięciu znamionowym

niższym niż 110 kV lub o łącznej mocy zainstalowa-

nej cieplnej nie większej niż 120 kW.

Mała instalacja została zdefiniowana jako odnawial-

ne źródło energii o łącznej mocy zainstalowanej

elektrycznej większej niż 40 kW i nie większej niż

200 kW, przyłączone do sieci elektroenergetycznej

o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV lub

o łącznej mocy zainstalowanej cieplnej większej niż

120 kW i nie większej niż 600 kW.

Pierwsze projekty ustawy o Odnawialnych Źródłach

Energii proponowały bardzo silne wsparcie dla źró-

deł mikrokogeneracyjnych, z czasem jednak zaczęto

się z tych propozycji wycofywać i w projekcie usta-

wy OZE z 31.12.2014 r. zaproponowano prosumen-

tom cenę za wytwarzanie energii elektrycznej na

poziomie średniej ceny sprzedaży energii elektrycz-

nej na rynku konkurencyjnym w roku ubiegłym. Jest

to krok naprzód w stosunku do propozycji wysunię-

tej w projekcie z dnia 12.11.2013 r. (w którym propo-

nowano prosumentom 80% średniej ceny na rynku

konkurencyjnym w roku ubiegłym), ale i tak zdecy-

dowanie odbiega od pierwszych propozycji.

Przy takim poziomie cen inwestycja w wiatrak,

panel fotowoltaiczny czy jakiekolwiek inne mikro-

źródło odnawialne zdaje się być na granicy opacal-

ności. Sytuację tę mogą jednak zmienić projekty

dofinansowujące inwestycje w mikroźródła, jednak

jak na razie nic takiego w Polsce nie funkcjonuje.

Swego czasu pojawiały się pomysły dofinansowy-

wania takich instalacji czy udzielania specjalnych,

preferencyjnych kredytów, jednak z czasem pomy-

sły te upadły (w ramach ewolucji projektu ustawy

o OZE).

Ustawa w obecnym kształcie bez wątpienia nie

zachęca do inwestowania gospodarstw domo-

wych, dlatego spodziewamy się, że mikrogenera-

cja w perspektywie najbliższych lat nie będzie

się rozwijała zbyt dynamicznie. Wyjątek mogą

stanowić firmy, dla których inwestycje w małe

odnawialne źródła energii są często zabiegiem

bardziej marketingowym niż takim, który ma

przynieść wymierne efekty finansowe. Przykładem

takich inwestycji są np. inteligentne i oszczędne

biurowce, centra handlowe czy obiekty użytecz-

ności publicznej z zainstalowanymi panelami

fotowoltaicznymi.

Potencjalnie rozwój energetyki rozproszonej

niesie ze sobą dużo zalet, takich jak np. mniejsze

straty sieciowe czy też zwiększenie zainstalowa-

nej mocy OZE, dodatkowo za rozwojem tego typu

źródeł przemawia krótki czas budowy inwestycji

– w przypadku mikroźródeł możemy mierzyć go

w miesiącach, w przypadku dużych źródeł OZE

– w latach. Mimo tego nie można przejść obojętnie

wobec takich problemów jak mniejsza sprawność

małych źródeł i obecnie zbyt wysoka cena i wciąż

rozwijająca się technologia – możliwe, że w przy-

szłości ceny paneli fotowoltaicznych osiągną

na tyle niski poziom, że nawet przy cenie zapro-

ponowanej w nowej ustawie o OZE inwestycja

ta będzie się opłacała, wydaje się to jednak

w tej chwili perspektywą na tyle odległą, że racjo-

nalnie myślący konsument nie podejmie na razie

decyzji o budowie wiatraka czy instalacji panelu

fotowoltaicznego.

Kolejnym problemem, który ewidentnie istnieje,

a z którym potencjalni prosumenci jeszcze się

nie zetknęli, są bariery prawne i organizacyjne

zarówno w urzędach, jak i u operatorów systemów

dystrybucyjnych czy wreszcie w spółkach zajmują-

cych się sprzedażą energii elektrycznej.

Nowelizacja ustawy Prawo energetyczne wpro-

wadziła pewne ułatwienia dla instalacji w zakre-

sie przyłączenia – mikrogeneracje są całkowicie

zwolnione z opłaty za przyłączenie, a źródła

OZE o mocy do 5 MW i źródła kogeneracyjne

o mocy do 1 MW będą płaciły połowę opłaty

za przyłączenie. Dodatkowo w przypadku,

w którym moc mikroźródła jest mniejsza od tej

określonej w warunkach przyłączenia, przyłącze-

nie wystarczy zgłosić za pomocą jednostronnego

zgłoszenia.

OSD nie są jeszcze gotowe do przyjęcia dużej fali

prosumentów, nie opracowały jeszcze odpowied-

nich procedur, wniosków, umów, sposobów rozli-

czania dla potencjalnych inwestorów, a nawet

jeśli opracowały, to musi minąć trochę czasu,

zanim procesy te zaczną działać poprawnie.

Z drugiej strony mamy z kolei konsumenta

mającego możliwość stania się prosumentem.

Obywatelom jak na razie brakuje wiedzy i środ-

ków, aby mogli sobie pozwolić na wydanie kilku

czy kilkunastu tysięcy złotych z przyczyn czysto

ideowych (bo korzyści finansowe są wysoce nie-

pewne) na wiatrak czy też panel fotowoltaiczny.

W obecnej sytuacji zarówno przedsiębiorstwa

energetyczne, urzędy, jak i sami inwestorzy

nie są jeszcze przygotowani do rozwoju mikro-

generacji i wynikającego z niej rynku prosu-

menckiego.


RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU – PERSPEKTYWA ZMIAN

Rok 2013 był rokiem, w którym sporo firm (np. z branży telekomunikacyjnej) zdecydo-wało się na rozpoczęcie sprzedaży energii elektrycznej. W roku 2014 zobaczymy, na ile skuteczni okażą się nowi gracze.

W II kwartale powinna się rozstrzygnąć kwestia wsparcia dla kogeneracji, która od 2013 roku czeka na rozstrzygnięcie.

Na TGE wprowadzone zostaną nowe produkty – pojawiają się pomysły zwią-zane z instrumentami finansowymi opartymi na energii elektrycznej i gazie, paliwach czy też z rozpoczęciem notowań indeksu węglowego.

15 lutego 2014 roku miała miejsce inauguracja budowy bloku energetycznego w Opolu, którego losy od kilku lat są przedmiotem licznych spekulacji.

Od kilku lat czekamy na przyjęcie ustawy o OZE. Wszystko wskazuje na to, że uda się ją przyjąć w I połowie 2014 roku.

W kontekście rozwoju rynku gazu ziemnego nie moż-na zapomnieć o otwarciu gazoportu w Świnoujściu, które ma nastąpić na przełomie 2014 i 2015 roku.

Rok 2013 na rynku energii elektrycznej w Polsce zdecydowanie należał do gazu, wszystko wskazuje na to, że następne lata przyniosą kolejny etap rozwoju tego rynku. Chodzi oczywiście o systematyczne zwiększanie obliga giełdowego.

Po uchwaleniu Ustawy o OZE do opracowania pozosta-ły jeszcze dwie ważne ustawy – Prawo energetyczne i Prawo gazowe, będące implementacjami unijnych dy-rektyw. Jak na razie w mediach nie pojawiają się żad-ne informacje na temat prac nad tymi ustawami.

Oddanie do użytku bloku w Opolu, bloku w Elektrowni Północ oraz innych planowa-nych inwestycji w moce wytwórcze.

Rozpoczęcie budowy w Polsce elektrow-ni jądrowej – jak na razie wyłoniono wy-konawcę badań środowiskowych.

Nadal czekamy na wiarygodne informacje w sprawie polskiego gazu z łupków, a więc i na dane pokazujące, jaki wpływ będzie miało jego wydobycie na polski rynek gazu.

Następne etapy budowy rynku mocy w Polsce.

NAJBLIŻSZE LATA BLIŻEJ NIEOKREŚLONA PRZYSZŁOŚĆ

Od 1 stycznia 2014 działa pierwszy element rynku mocy w Polsce – usługa operacyjnej rezerwy mocy. To początek budowy tego rynku w naszym kraju.

OFERTA RWE POLSKA OPARTA NA MECHANIZMACH RYNKOWYCH



OFERTA RWE POLSKA

Target priceKlient podpisuje umowę, w której określa satysfakcjonujące

go poziomy cen za energię elektryczną i wskazuje wolumen,

jaki chce zakupić. RWE Polska zobowiązuje się do nabycia

energii po cenie satysfakcjonującej Klienta, która będzie

gwarantowana przez cały okres trwania kontraktu. Jeżeli

do daty wskazanej w umowie sytuacja rynkowa nie pozwoli

na zakup energii w uzgodnionej cenie, wówczas umowa

pomiędzy RWE Polska a Klientem ulegnie rozwiązaniu,

bez konsekwencji dla żadnej ze stron.

Zakup energii SPOTZakup po cenach Rynku Dnia Następnego. Umowa

sprzedaży i zakup pasma energii (base) są zdefiniowane

na czas określony, np. na rok. Klient może zdecydować

o zakupie energii na rynku SPOT w dowolnym, zgodnym

ze swoim zapotrzebowaniem i najkorzystniejszym dla

siebie momencie. Cena za MWh na otrzymywanej fakturze

jest średnią ceną z dokonanych transakcji.

Dla firm zużywających rocznie powyżej 50 GWh energii

elektrycznej, prognozujących dobowo-godzinowe

zużycie energii.

Zakupy w transzachZakup energii jest tu rozłożony na kilka transz, tak aby

wykorzystać sprzyjającą sytuację rynkową. Dzięki temu

Klienci mogą zdywersyfikować koszty zakupu energii

elektrycznej oraz zminimalizować ryzyko zmienności

cen na rynku hurtowym.

Dla firm zużywających rocznie powyżej 10 GWh energii

elektrycznej.

Full supplyFull supply gwarantuje Klientom bezpieczeństwo w razie

wahań cenowych na rynku hurtowym energii, pozwalając

planować długofalowo budżety firm.

Produkt daje możliwość kontroli nad wydatkami i stabilność

przyszłorocznych dostaw energii, przy jednoczesnym zabez-

pieczeniu się przed skutkami ewentualnego wzrostu cen.

Dla firm zużywających rocznie ponad 1 GWh energii

elektrycznej. Ściągnij już dziś darmową aplikację na iPhone’a

lub iPada i sprawdzaj aktualne oferty RWE Polska!

RWE Polska zapewnia każdemu Klientowi doradztwo dedykowanego opiekuna biznesowego przy korzystaniu z powyższych ofert.

SKONTAKTUJ SIĘ Z NAMI:

RWE Polska S.A.

T (22) 821 39 39

E [email protected]

www.rwe.pl

PRODUKTY ENERGETYCZNE OPARTE NA INDEKSACH GIEŁDOWYCH


Stała cena na startKlient deklaruje swoje zapotrzebowanie na gaz. RWE, po

sprawdzeniu dostępności wolumenu, potwierdza ofertę

i rezerwuje gaz w stałej cenie, niezależnie od wahań ryn-

ku. Przewidziany wolumen gazu zostanie zakupiony

przez RWE w momencie podpisania umowy i będzie suk-

cesywnie wykorzystywany przez Klienta podczas jej obo-

wiązywania. Gwarantuje to Klientowi bezpieczeństwo

przy planowaniu kosztów zakupu gazu i uniknięcie pod-

wyżek.

Target priceKlient podpisuje umowę, w której określa satysfakcjonu-

jącą go cenę za gaz i wskazuje wolumen, który chce

zakupić. RWE zobowiązuje się do nabycia gazu po satys-

fakcjonującej Klienta cenie, która będzie gwarantowana

przez cały okres trwania kontraktu. Jeżeli do daty wska-

zanej w umowie sytuacja rynkowa nie pozwoli na zakup

gazu w uzgodnionej cenie, wówczas umowa pomiędzy

Klientem i RWE ulegnie rozwiązaniu bez konsekwencji

dla żadnej ze stron.

OFERTA RWE POLSKA

Ściągnij już dziś darmową aplikację na iPhone’a

lub iPada i sprawdzaj aktualne oferty RWE Polska!

RWE Polska zapewnia każdemu Klientowi doradztwo dedykowanego opiekuna biznesowego przy korzystaniu z powyższych ofert.

SKONTAKTUJ SIĘ Z NAMI:

RWE Polska S.A.

T (22) 821 39 39

E [email protected]

www.rwe.pl

PRODUKTY GAZOWE


ZASTRZEŻENIA PRAWNE

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

mieszczone w niniejszym opracowaniu nie stanowią

wiążącej oferty dostawy energii elektrycznej ani ja-

kichkolwiek innych usług. Dane te mają jedynie cha-

rakter ogólnoinformacyjny.

Niniejsze opracowanie wyraża wiedzę oraz poglądy

autorów według stanu na dzień sporządzenia. Opra-

cowanie zostało sporządzone z rzetelnością i staran-

nością, przy zachowaniu zasad metodologicznej

poprawności, na podstawie ogólnodostępnych infor-

macji uznanych przez RWE Polska S.A. za wiarygod-

ne. RWE Polska S.A. nie gwarantuje jednak ich kom-

pletności i dokładności.

Korzystając z opracowania, nie należy rezygnować

z przeprowadzenia niezależnej oceny i uwzględnienia

innych niż przedstawione czynników, mających

wpływ na ceny energii elektrycznej, uprawnień do

emisji CO2, praw majątkowych, surowców i instru-

mentów pochodnych.

Ceny energii elektrycznej, uprawnień do emisji CO2,

praw majątkowych, surowców i instrumentów po-

chodnych są obarczone wieloma czynnikami ryzyka,

między innymi związanymi z sytuacją makroekono-

miczną kraju i międzynarodową,określonym stanem

prawnym i możliwością jego zmian, a także tenden-

cjami zachodzącymi w innych segmentach rynku

towarowego i finansowego (m.in. rynki walutowe,

stopy procentowe).

RWE Polska S.A. nie ponosi odpowiedzialności za

decyzje podjęte na podstawie niniejszego opracowa-

nia ani za szkody poniesione w wyniku tych decyzji

o zakupie i decyzji inwestycyjnych. Całkowite ryzyko

z tytułu wykorzystania dostarczonych informacji po-

nosi użytkownik – odbiorca opracowania „Raport

o Rynku Energii Elektrycznej i Gazu Ziemnego

w Polsce w 2013 roku”.

Wszelkie prawa do całej zawartości opracowania

„Raport o Rynku Energii Elektrycznej i Gazu Ziemne-

go w Polsce w 2013 roku” są zastrzeżone. Użytkow-

nik serwisu ma prawo do pobierania oraz drukowania

całych stron lub ich fragmentów pod warunkiem

nienaruszania praw autorskicsh oraz praw wynikają-

cych z rejestracji znaków towarowych należących do

RWE Polska S.A. Żadna część opracowania nie może

być w celach komercyjnych wykorzystywana poprzez

kopiowanie w całości lub części, transmitowanie

elektroniczne lub w inny sposób modyfikowana,

linkowana lub wykorzystywana bez uprzedniej pi-

semnej zgody RWE Polska S.A. Zdjęcia: Shutterstock, RWE. Skład, opracowanie graficzne, druk: Mediapolis Sp. z o.o., www.mediapolis.com.pl

Informacje zawarte w niniejszym opracowaniu „Raport o Rynku Energii Elektrycznej i Gazu Ziemnego w 2013 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.

86 RWE Polska

RWE Polska S.A.T 801 348 348

E [email protected]

www.rwe.pl

RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W ... · 8 rwe polska raport o rynku energii...

Documents

Transcript of RAPORT O RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU ZIEMNEGO W ... · 8 rwe polska raport o rynku energii...