Raport Zintegrowany 2018 | GK PGE

Otoczenie rynkowe

Merit order

Organizacja rynku energii elektrycznej

Rynek energii zorganizowany jest w taki sposób, że jednostki o niższym koszcie zmiennym mają pierwszeństwo przed jednostkami o koszcie wyższym. Reguła ta nazywa się „Merit order” albo stos. jest tylko w najbardziej ekonomicznych jednostkach. Naturalnie energia w szczycie jest droższa niż poza szczytem.

Elektrownie konwencjonalne mogą dostosowywać swoją produkcję do popytu oraz warunków rynkowych w ramach swych technicznych możliwości. Natomiast podaż energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych jest zależna wyłącznie od warunków atmosferycznych.

Duża produkcja z OZE

Normalne zapotrzebowanie

Duża produkcja z OZE

Wysokie zapotrzebowanie

Mała produkcja z OZE

Normalne zapotrzebowanie

Mała produkcja z OZE

Wysokie zapotrzebowanie

Duża produkcja z OZE

Normalne zapotrzebowanie

Podczas wietrznej pogody dostępnych jest dużo mocy odnawialnych. Jeśli nie ma dużego zapotrzebowania na energię elektryczną, nie potrzeba wielu mocy konwencjonalnych i cena ustala się na niskim poziomie – równym zmiennym kosztom wytwarzania w bardziej efektywnych jednostkach na węgiel kamienny.

Duża produkcja z OZE

Wysokie zapotrzebowanie

Gdy wieje wiatr ale zapotrzebowanie na energię wzrasta do produkcji wykorzystywane są mniej efektywne elektrownie. Ponieważ zmienny koszt wytworzenia jest w nich wyższy – cena na rynku rośnie. Czasami też wykorzystane zostają elektrownie szczytowo-pompowe.

Mała produkcja z OZE

Normalne zapotrzebowanie

Bezwietrzna pogoda powoduje, że z rynku znika duża ilość elektrowni odnawialnych. Wówczas za zapewnienie dostaw energii odpowiedzialne są elektrownie konwencjonalne. Nawet te mniej efektywne elektrownie węglowe. Cena rośnie do poziomu ich zmiennych kosztów wytwarzania.

Mała produkcja z OZE

Wysokie zapotrzebowanie

Gdy brak jest wiatru, a zapotrzebowanie jest bardzo wysokie, sytuacja staje się napięta. Cena na rynku rośnie do poziomu zmiennych kosztów wytwarzania w najdroższych elektrowniach. W niektórych przypadkach produkcja odbywa się w jednostkach spalających gaz.

Odnawialne Źródła Energii (OZE) – ich koszt zmienny jest bliski zeru, jako pierwsze wchodzą do systemu, mają gwarantowany odbiór energii, dodatkowo wspierane poprzez zielone certyfikaty lub system aukcyjny

Elektrociepłownie – traktowane jako „muszące pracować”, produkują ciepło, energia elektryczna jest produktem dodatkowym, dodatkowo wspierane żółtymi lub certyfikatami

Elektrownie przemysłowe – produkują ciepło i energię elektryczną na potrzeby
własnych zakładów przemysłowych, dodatkowe nadwyżki energii mogą dostarczać na rynek

Elektrownie na węgiel brunatny

Elektrownie na węgiel kamienny

Elektrownie szczytowo-pompowe – pracują na zapotrzebowanie operatora systemu,
oddzielnie wynagradzane za gotowość do pracy

Elektrociepłownie gazowe pracujące w kondensacji

Na całość kosztów produkcji energii elektrycznej składają się:

  • koszty inwestycji, czyli budowy elektrowni. Jest on amortyzowany przez czas jej działania.
  • koszty stałe, czyli bieżącego utrzymania: wynagrodzeń dla pracowników, remontów, wyposażenia, itd. Ponoszone one są niezależnie od tego, czy elektrownia produkuje energię elektryczną, czy nie.
  • koszty zmienne, czyli ile kosztuje wytworzenie każdej dodatkowej MWh energii. Ich wysokość bezpośrednio zależy od poziomu produkcji. Główny składnik to koszt paliwa.

Dla różnych rodzajów elektrowni koszty te kształtują się w różnym stopniu. Przykładowo, dla elektrowni wiatrowych, czy fotowoltaicznychwysoki jest koszt samej inwestycji i jej udział w całkowitym koszcie. Koszty eksploatacji, stałe i zmienne są natomiast relatywnie niskie. W przypadku elektrowni konwencjonalnych koszty zmienne i koszty stałe są bardziej zrównoważone, w dużej mierze zależne od kosztu wykorzystywanego paliwa.

Dlatego też znormalizowany koszt wytwarzania energii na 1 MWh (tzw. LCOE) jest, w polskich realiach, wciąż wyższy dla energetyki odnawialnej niż konwencjonalnej. Jakkolwiek również w PGE prognozujemy stopniowy spadek kosztów wytwarzania w OZE.

Cena na rynku hurtowym kształtowana jest w oparciu o wysokość kosztów zmiennych, a dokładniej, krańcowego kosztu wytworzenia 1 MWh energii elektrycznej. Na bazie poziomu tych kosztów, od najniższych do najwyższych, tworzona jest krzywa podaży (tzw. merit order lub stos). Krzywa popytu, przecinając się z krzywą podaży, wyznacza aktualną rynkową cenę energii.

Koszty stałe ponoszone są niezależnie od tego czy dana elektrownia pracuje, czy nie. Dlatego też nie mają one bieżącego wpływu na cenę energii elektrycznej.

Wysokie koszty inwestycji w źródła odnawialne (czyli źródła o niskim koszcie zmiennym) finansowane są poza rynkiem energii elektrycznej i pochodzą z subsydiów, na które składają się wszyscy konsumenci.

Nie zawsze wszystkie moce są dostępne na rynku. Dlatego cena zmienia się wraz z ich dostępnością i zapotrzebowaniem na energię elektryczną – niższym w nocy, a wyższym w ciągu dnia oraz zmieniającym się sezonowo – wyższym zimą, a niższym w trakcie miesięcy letnich.

W Polsce dysponujemy ograniczonymi zasobami wodnymi i ograniczonymi możliwościami wykorzystania energii słonecznej, co przekłada się obecnie na ograniczoną ilość elektrowni wykorzystujących te siły natury. Dlatego też najważniejszym źródłem odnawialnym jest energetyka wiatrowa. I to wietrzność głównie determinuje poziom dostępnych mocy.

Najważniejszym czynnikiem, który decyduje o dostępności mocy jest zatem pogoda. Dlatego też poziom dostępnych mocy OZE jest tak zmienny i zawsze musi być odpowiednia dostępna rezerwa mocy konwencjonalnych gotowych natychmiast do podjęcia pracy w przypadku braku warunków pogodowych umożliwiających produkcję z wiatru

Ponieważ to koszty zmienne wpływają na cenę energii. Dla elektrowni konwencjonalnych głównymi kosztami są: koszt paliwa oraz koszt uprawnień do emisji CO2.

Elektrownie wiatrowe, wodne, czy fotowoltaiczne takich kosztów już nie ponoszą. Dlatego też jako pierwsze pojawiają się na krzywej podaży (merit order). Podobnie jest z elektrociepłowniami, których zasadniczą rolą jest produkcja ciepła, a energia elektryczna jest produkowana dodatkowo. Elektrownie konwencjonalne, z racji kosztów paliwa (węgla, gazu) oraz CO­2, pojawiają się w dalszej kolejności.

W polskich realiach z reguły najniższe koszty zmienne ponoszą elektrownie na węgiel brunatny, następnie elektrownie na węgiel kamienny, a najdroższymi są jednostki opalane gazem ziemnym.

Oczywiście koszt wytwarzania zależy od sprawności przetwarzania paliwa w elektrowni. Dlatego nowe bloki będą w stanie zaoferować energię elektryczną taniej od istniejących.

Mechanizm wyznaczania ceny w oparciu o koszty zmienne był efektywny w warunkach wolnego rynku, niezaburzonego przez subsydiowanie wybranych technologii.

Pokrycie kosztów inwestycyjnych dla OZE zniekształciło rynek energii, pogarszając ekonomikę funkcjonowania bloków konwencjonalnych, gdyż nie mogą na działać pełnych obrotach. Na wielu rynkach działalność trwale lub chwilowo nierentownych aktywów jest ograniczana. Na rynku energii elektrycznej, która jest jedną z podstawowych potrzeb człowieka, nie można do tego dopuścić. W niesprzyjających warunkach pogodowych (np. bezwietrznie) zabrakłoby energii powodując tzw. blackout. Destrukcyjny dla funkcjonowania gospodarki i normalnego życia mieszkańców.

Stąd też koncepcja rynku mocy – jako uzupełniającego rynku dla rynku energii elektrycznej. Rynku, na którym produktem miałaby być pewność, że energia elektryczna będzie dostarczona bez względu na pogodę czy porę dnia.

Konieczność wsparcia na utrzymanie źródeł w gotowości do pracy wynika bezpośrednio ze zniekształceń rynkowych powodowanych nierynkowym wsparciem dla niesterowalnych OZE.  Nie jest to dodatkowe wsparcie – to tak naprawdę wyrównanie szans rynkowych. Dzięki niemu stabilne źródła wytwarzania mogą otrzymać częściową rekompensatę wynikającą ze spadku cen hurtowych (które dotychczas pokrywały koszt zmienny oraz koszty stałe). Pozwoli ona na bieżące utrzymanie elektrowni, ich modernizację by były czystsze i efektywniejsze – dla nieprzerwanych i pewnych dostaw energii do naszych klientów.

Ceny energii elektrycznej – Rynek krajowy

Dla działalności Grupy PGE kluczowa jest sytuacja na krajowym rynku energii elektrycznej. Głównymi czynnikami wpływającymi na krajowy rynek jest polityka klimatyczna Unii Europejskiej a więc notowania uprawnień do emisji CO2 oraz koszt węgla kamiennego, czyli paliwa kluczowego dla polskiego systemu elektroenergetycznego. Na krótkookresowe wahania cen istotny wpływ ma pogoda.

Rynek/miara Jedn. IV kw. 2018 IV kw. 2017 zmiana r/r 2018 2017 zmiana r/r
RDN – średnia cena PLN/MWh 245 165 48% 223 158 41%
RDN – wolumen obrotu TWh 6,74 5,64 20% 23,55 21,24 11%

Czynnik Jedn. IV kw. 2018 IV kw. 2017 zmiana r/r 2018 2017 zmiana r/r
Uprawnienia CO2 EUR/t 19,66 7,38 166% 16,51 5,97 177%
Węgiel kamienny PSCMI1 PLN/GJ 11,22 9,54 18% 10,98 9,26 19%
Generacja wiatrowa KSE TWh 3,7 4,63 -20% 11,68 13,86 -16%

W IV kw. 2018 roku średnia cena energii na Rynku Dnia Następnego1 wyniosła 245 PLN/MWh i była wyższa o 48% od średniej ceny (165 PLN/MWh) notowanej w analogicznym okresie poprzedniego roku. Wzrost cen energii związany był z sytuacją na rynkach powiązanych: ceny uprawnień do emisji CO2 w IV kw. 2018 roku były o 166% wyższe w porównaniu do analogicznego okresu roku bazowego. Ponadto obserwowany był wzrost cen węgla – średni poziom Polskiego Indeksu Rynku Węgla Energetycznego (PSCMI1) w IV kw. 2018 roku kształtował się na poziomie 11,22 PLN/GJ czyli o 18% powyżej notowanego w analogicznym okresie poprzedniego roku poziomu 9,54 PLN/GJ. Do wzrostu cen energii przyczyniły się także warunki pogodowe i niższa o 20% r/r podaż energii ze źródeł wiatrowych w KSE.

W całym 2018 roku średnia cena na Rynku Dnia Następnego ukształtowała się na poziomie 223 PLN/MWh, tj. o 41% powyżej średniej ceny 158 PLN/MWh notowanej w trakcie poprzedniego roku. Wzrost cen na rynku RDN związany był z presją kosztową i sytuacją na rynkach powiązanych. Ceny uprawnień do emisji CO2 w 2018 roku były o 177% wyższe r/r. Średni poziom Polskiego Indeksu Rynku Węgla Energetycznego (PSCMI1) w 2018 roku kształtował się na poziomie 10,98 PLN/GJ – o 19% wyżej niż w roku poprzednim tj. 9,26 PLN/GJ. Generacja wiatrowa w ujęciu narastającym spadła o 16% r/r.

Średnie miesięczne notowania na Rynku Dnia Następnego w latach 2017-2018 (TGE)*

1 Statystyka wyliczona dla danych z Fixingu.

Rynek/miara Jedn. IV kw. 2018 IV kw. 2017 zmiana r/r 2018 2017 zmiana r/r
BASE Y+1 – średnia cena PLN/MWh 281 175 61% 243 168 45%
BASE Y+1 – wolumen obrotu TWh 38,70 17,68 119% 125,80 46,33 172%
PEAK5 Y+1 – średnia cena PLN/MWh 378 223 70% 348 216 61%
PEAK5 Y+1 – wolumen obrotu TWh 5,28 3,08 71% 10 6,44 55%

Ceny energii na rynku terminowym kształtowane są przez podobny zestaw czynników fundamentalnych, jak ceny na rynku dnia następnego opisane w poprzednim paragrafie. Obserwowane na RTT wzrosty r/r – dla IV kwartału 2018 roku i całego 2018 roku – związane były przede wszystkim z trendami na rynkach powiązanych: uprawnień do emisji CO2 oraz węgla kamiennego.

Przychody ze sprzedaży energii rozpoznawane są wraz z dostawą energii (a nie kontraktacją) – wzrosty cen na RTT będą miały przełożenie na przychody Grupy w 2019 roku. Wzrost cen wynika z presji po stronie kosztów zmiennych.

Wzrost wolumenu obrotu na RTT związany jest z nowelizacją ustawy Prawo Energetyczne, która nakłada na przedsiębiorstwa energetyczne obowiązek sprzedaży całej wytworzonej energii na giełdach towarowych lub rynkach regulowanych.

*Średniomiesięczny poziom indeksów dla kontraktów terminowych na rok następny (Y+1), typu pasmo i szczyt, obliczony w oparciu o notowania godzinowe, ważony wolumenem obrotu.

Rynek międzynarodowy

Ceny energii na rynkach europejskich kształtowane są przez wspólny zestaw czynników fundamentalnych, jednak ze względu na zróżnicowaną strukturę portfela wytwórczego skala wpływu tych czynników jest różna. Pomiędzy rynkami krajowymi funkcjonuje sieć połączeń transgranicznych, jednak saldo wymiany jest ograniczone czynnikami technicznymi.

W IV kw. 2018 roku wzrost hurtowych cen energii w krajach ościennych kształtował się w przedziale 85-92 PLN/MWh (tj. 61-64%) k/k. Z tej perspektywy wzrost cen w Polsce o 80 PLN/MWh (tj. o 49%) wpisuje się w regionalny trend. Wspólnym dla państw regionu katalizatorem wzrostów cen energii była sytuacja na powiązanych rynkach towarowych: wzrosty cen na rynku węgla i na rynku uprawnień CO2. W IV kw. 2018 roku średnia cena energii w Polsce była wyższa niż w Szwecji (o 21 PLN/MWh) oraz w Niemczech (o 16 PLN/MWh) i Czechach (o 7 PLN/MWh). Jednocześnie rozpiętość cenowa między Polską a krajami sąsiednimi zmniejszyła się zarówno w ujęciu r/r jak i k/k.

W ujęciu całorocznym średnia cena energii w krajach ościennych wzrosła o 41-64 PLN/MWh (tj. o 26-44%) r/r. Z tej perspektywy wzrost cen w Polsce o 65 PLN/MWh (tj. o 42%) r/r wpisuje się w regionalny trend. W 2018 roku średnia cena energii w Polsce była wyższa o 25-32 PLN/MWh w porównaniu do Szwecji, Czech i Niemiec. Rozpiętość cenowa między Polską a sąsiednimi państwami była większa niż w roku poprzednim – miało to wpływ na wzrost importu netto.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych PSE S.A.

W IV kw. 2018 roku Polska pozostawała importerem netto energii elektrycznej: saldo wymiany handlowej roku wyniosło 1,0 TWh (import 2,0 TWh, eksport 1,0 TWh). Jest to wynik zbliżony do analogicznego okresu poprzedniego roku, kiedy saldo wymiany handlowej wyniosło 1,1 TWh (w tym import 1,8 TWh oraz eksport 0,7 TWh). W całym 2018 roku saldo wymiany handlowej roku wyniosło 5,7 TWh (import 8,2 TWh, eksport 2,5 TWh). Rok wcześniej Polska również była importerem netto z saldem 3,4 TWh (import 6,6 TWh, eksport 3,2 TWh). W całym roku import netto zwiększył się o około 2,3 TWh w porównaniu z okresem bazowym.

Zróżnicowanie cen energii elektrycznej dla odbiorców detalicznych w UE zależy nie tylko od poziomu cen hurtowych energii elektrycznej. Istotny wpływ na ostateczną cenę energii elektrycznej ma system fiskalny, mechanizmy regulacji oraz systemy wsparcia w poszczególnych państwach. W I półroczu 2018 roku* dodatkowe obciążenia dla odbiorcy indywidualnego w Polsce stanowiły 34% ceny energii elektrycznej, w porównaniu do średniej dla UE wynoszącej 31%. W Danii i Niemczech udział narzutów w cenie energii elektrycznej przekraczał 50%.

*Dane Eurostat publikowane są w odstępach półrocznych.

Udział narzutów w cenach energii elektrycznej dla odbiorców indywidualnych w wybranych krajach UE w I półroczu 2018 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,22 PLN).

Ceny praw majątkowych

W IV kw. 2018 roku średnia cena zielonych certyfikatów (indeks OZEX_A) osiągnęła poziom 149 PLN/MWh i była o 243% wyższa k/k. Wzrost ceny wynikał zarówno z czynników popytowych (rozporządzenie Ministra Energii zwiększające obowiązek umorzeń zielonych certyfikatów z 15,4% w 2017 roku do 17,5% w 2018 roku oraz 18,5% w 2019 roku) oraz podażowych (niższa o 20% k/k generacja wiatrowa w IV kw. 2018 roku i ograniczone współspalanie). Dodatkowo, na zmniejszanie się podaży certyfikatów wpływa zamknięcie systemu certyfikacyjnego dla nowych jednostek oraz zbliżający się koniec 15-letniego okresu wsparcia dla pierwszych instalacji, które weszły do systemu w 2005 roku. Średnie ceny zielonych certyfikatów we wszystkich kwartałach 2018 roku kształtowały się powyżej poziomu opłaty zastępczej ze względu na ograniczenia w zakresie możliwości wnoszenia opłaty zastępczej. Średnia cena żółtych certyfikatów w IV kw. 2018 roku osiągnęła poziom 111 PLN/MWh i była niższa o 5% w porównaniu do analogicznego okresu poprzedniego roku. Spadek cen wynika ze wzrostu podaży energii wyprodukowanej w źródłach kogeneracyjnych opalanych gazem o 34% r/r w całym 2018 roku. IV kw. 2018 cechował się porównywalną produkcją r/r, co wpłynęło na złagodzenie trendu spadkowego z poprzedniego kwartału. Obowiązek umorzeń żółtych certyfikatów zwiększył się do 8% w 2018 roku względem 7% w 2017 roku.

PGE-grafiki_wykres-DWA-NA--JEDNYM PGE-grafiki_wykres-DWA-NA--JEDNYM

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o notowania TGE. Przedstawione na wykresie ceny praw majątkowych żółtych są cenami średnioważonymi – dla produktów PMGM-16, PMGM-17, PMGM-18.

Ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla

Notowania uprawnień EUAs (European Union Allowances) są jednym z kluczowych czynników determinujących wyniki finansowe Grupy PGE. Instalacje emitujące CO2 w procesie produkcji energii elektrycznej lub ciepła ponoszą koszty związane z zakupem uprawnień EUA na pokrycie deficytu (czyli różnicy między emisją CO2 w jednostkach wytwórczych Grupy PGE, a darmowymi przydziałami otrzymywanymi w ramach tzw. derogacji, zgodnie z realizacją Krajowego Planu Inwestycyjnego). Przy czym ostatnie bezpłatne przydziały uprawnień są przewidziane za realizację zadań inwestycyjnych planowanych na 2019 rok, co oznacza, że bezpłatny przydział uprawnień wedle obecnie stosowanej metody zakończy się w 2020 roku.

W IV kw. 2018 roku średnia ważona notowań instrumentu EUA DEC 18 wyniosła 19,66 EUR/t i była o 166% k/k wyższa od średniej ceny 7,38 EUR/t instrumentu EUA DEC 17. W całym roku 2018 średnia ważona notowań instrumentu EUA DEC 18 wyniosła 16,51 EUR/t i była o 177% r/r wyższa od średniej ceny 5,96 EUR/t instrumentu EUA DEC 17. Wzrost cen uprawnień do emisji CO2 obserwowany w trakcie 2018 roku jest efektem rynkowego odbioru reformy systemu EU ETS – zagadnienie zostało zilustrowane na wykresie poniżej.

PGE-grafiki_wykres-03 PGE-grafiki_wykres-03

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o notowania ICE.

Przydział darmowych uprawnień do emisji na lata 2013 – 2020

8 kwietnia 2014 roku przyjęto rozporządzenie Rady Ministrów, w którym zostały określone przydziały uprawnień do emisji na pokrycie produkcji energii elektrycznej dla poszczególnych instalacji w okresie 2013-2020. Analogicznie, przydziały dla wytwórców ciepła zostały uregulowane rozporządzeniem Rady Ministrów z 31 marca 2014 roku.

Przydziały na produkcję ciepła na 2018 rok oraz na produkcję energii za 2017 rok wpłynęły na konta instalacji PGE, natomiast przydziały dla wytwórców energii elektrycznej na 2018 rok Grupa otrzyma do końca kwietnia 2019 roku, po weryfikacji sprawozdań rzeczowo-finansowych z inwestycji ujętych w Krajowym Planie Inwestycyjnym.

Jednocześnie w kwietniu 2018 roku zakończony został proces umarzania uprawnień wynikający z emisji CO2 za 2017 rok.

Emisja CO2 w 2018 roku w podziale na emisję przeznaczoną do produkcji energii elektrycznej oraz energii cieplnej w porównaniu do przydziału uprawnień do emisji CO2 na 2018 rok (Mg)

Operator Emisja CO2 w
2018 roku*
Przydział uprawnień
do emisji CO2 na 2018 rok**
Emisja CO pod produkcję energii elektrycznej 65 324 810 12 560 070
Emisja CO pod produkcję energii cieplnej 4 861 320 1 510 286
Emisje CO przeznaczone dla produkcji energii elektrycznej i cieplnej 70 186 130 14 070 356

*Dane szacunkowe, emisja niezweryfikowana – emisja zostanie rozliczona oraz poświadczona przez uprawnionego weryfikatora emisji CO2 na podstawie raportów rocznych z wielkości emisji CO2.
** Ilości przydzielonych uprawnień do emisji CO2 zostaną potwierdzone w rozporządzeniu Rady Ministrów w I kw. 2019 roku.

Wyniki wyszukiwania: