Menu
Menu
Brak notatek
Koszyk jest pusty
Wyślij do drukarki
Usuń

Otoczenie makroekonomiczne

Podstawowym obszarem działalności Grupy Kapitałowej TAURON jest rynek krajowy.

Sytuacja makroekonomiczna, zarówno w poszczególnych branżach gospodarki, jak i na rynkach finansowych, ma istotny wpływ na osiągane przez nas wyniki.

Zapisz Usuń Zamknij

Kondycja polskiej gospodarki pozostaje w dużym stopniu powiązana z koniunkturą panującą w Unii Europejskiej i na rynkach światowych. Ciągła analiza zmian w makrootoczeniu pozwala nam na identyfikację szans i zagrożeń i dostosowywanie się do nich. Główne obszary makrootoczenia, które mają wpływ na Grupę i będą kształtować jej rozwój, to:

Surowce naturalne

Węgiel kamienny

Podobnie jak ceny ropy, ceny węgla w pierwszym kwartale 2017 r. nie wykazywały dużej zmienności. Jednakże, analizując cały rok, widoczny był mocny trend wzrostowy z cenami kształtującymi się w zakresie 61,75-90,75 USD/Mg. Do czynników mających wpływ na opisywany wzrost cen należy zaliczyć:

  • duży popyt na węgiel w Chinach
  • spekulacje dotyczące funkcjonowania siłowni atomowych we Francji
  • warunki atmosferyczne

Względny spokój na rynku w pierwszej połowie analizowanego okresu był implikowany przez oczekiwanie inwestorów na decyzję Chińskiej National Development and Reform Commission (NDRC) w sprawie ograniczenia liczby dni w roku, w których można wydobywać węgiel. Takie regulacje obowiązywały już w 2016 r., niemniej rząd chiński z nich zrezygnował ze względu na odnotowany skokowy wzrost cen węgla. Ponadto w Chinach podjęto działania związane z poprawą bezpieczeństwa pracy – w wyniku wyrywkowych kontroli doszło do zawieszenia wydobycia w kopalniach niespełniających wymogów w tym zakresie. Wzrost temperatur oraz spadek ilości opadów spowodowały zmniejszenie stanu wód, co przełożyło się na zmniejszenie aż o 70 % produkcji energii elektrycznej w elektrowniach wodnych, które w Chinach są drugim po węglu źródłem energii.

Kolejną przyczyną wzrostów cen węgla na świecie był cyklon Debbie, który uderzył w Australię, powodując zamknięcie niektórych kopalni i zniszczenia w infrastrukturze kolejowej. Szczególnie dotkliwe podwyżki dotyczyły węgla koksowego, którego jednym z głównych producentów jest właśnie Australia.

Duży wpływ na ceny węgla w portach ARA miała również niepewność związana z funkcjonowaniem francuskich elektrowni atomowych.

Ostatecznie rok 2017 dla rynku węgla należy uznać za wzrostowy o ugruntowanym trendzie.

Rozwiń Zwiń

Ropa naftowa

Rok 2017 na rynku ropy to okres stabilizacji, a następnie odbudowy trendu wzrostowego po spadkach, które miały miejsce w 2014 i 2015 r. Zmiana ta była, między innymi, efektem:

  • ukierunkowanej na wzrost cen polityki producentów ropy (ograniczenia produkcji, dążenie do usunięcia „nawisu podaży”)
  • uwarunkowań geopolitycznych (relacje międzynarodowe)
  • warunków atmosferycznych (huragany w Stanach Zjednoczonych Ameryki)

W konsekwencji ceny ropy naftowej w 2017 r. oscylowały w granicach 44,35-67,1 USD/bbl.

Początek roku charakteryzował się małą zmiennością cen. Wynikało to z oczekiwania uczestników rynku na wyniki rozmów kartelu OPEC i Rosji w sprawie ograniczenia produkcji ropy.

Warto nadmienić, że działania OPEC były pośrednio warunkowane chęcią podniesienia cen ropy przed planowanym debiutem giełdowym (IPO) koncernu Saudi Aramco. Ostatecznie, wspomniane porozumienie nie przyniosło oczekiwanych rezultatów ze względu na decyzje Stanów Zjednoczonych, które zwiększyły wydobycie ropy naftowej o 0,5 mln bbl. Sytuacja zmieniła się na przełomie sierpnia i września – po przejściu huraganów Harvey i Irma. W wyniku klęski żywiołowej wstrzymano prace wielu rafinerii w USA, co wpłynęło na problemy z odbiorem wydobytego surowca. Istotnym czynnikiem determinującym notowania cen ropy naftowej był również wzrost napięć pomiędzy Koreą Płn. a Stanami Zjednoczonymi i Japonią oraz zapowiedź referendum niepodległościowego w Kurdystanie.

Rozwiń Zwiń

Gaz ziemny

Po rekordowo niskich cenach w roku 2016, rok 2017 przyniósł wzrosty cen na rynku gazu. Średnia cena na Rynku Dnia Następnego gazu na TGE wyniosła 84,69 zł/MWh i była o ponad 13 zł wyższa niż w roku 2016. Kontrakty z dostawą w następnym dniu szczególnie wysoko wycenione były w pierwszych dwóch oraz ostatnich dwóch miesiącach roku, czyli w okresie gazowego sezonu zimowego, kiedy zapotrzebowanie na błękitne paliwo jest największe. Ceny w styczniu oraz w grudniu niejednokrotnie przekraczały psychologiczną barierę 100 zł/MWh. Wartość maksymalna osiągnięta została 13 grudnia i wynosiła 105,10 zł/MWh. Dla porównania, najniżej wyceniony został kontrakt na 28 maja (59,22 zł/MWh). Wysokie ceny w I kwartale były pokłosiem zwiększonego zapotrzebowania na gaz w całej Europie spowodowanego brakiem dyspozycyjności części elektrowni jądrowych we Francji (co przełożyło się na większą generację jednostek wykorzystujących paliwo gazowe) oraz relatywnie długo utrzymującego się ochłodzenia.

W Polsce średniodobowe temperatury kilku styczniowych dni nie przekroczyły -11 stopni Celsjusza, natomiast temperatury przekraczające 0 stopni zaczęły się utrzymywać dopiero w połowie lutego. Przedłużanie się okresu mrozu mogło doprowadzić do realnych problemów z dostępnością paliwa gazowego w Europie. Obawy, że powtórzy się sytuacja z przełomu 2016 i 2017 r., były przyczyną wysokich cen w końcówce 2017 r. Rozkład cen na rynku spotowym w ubiegłym roku był charakterystyczny dla rozkładu zapotrzebowania na gaz (wyraźny spadek cen w okresie mniejszego popytu w okresie letnim).

Podobnie jak na rynkach charakteryzujących się szybszym okresem dostawy, na rynku terminowym zdecydowanie wyższą ceną charakteryzowały się kwartały I oraz IV. Referencyjny kontrakt roczny w okresie 2017 r. notowany był w przedziale 76,80-92,27 zł/MWh, natomiast w momencie wygaśnięcia wyceniony został na 86,50 zł/MWh.

Łączny wolumen obrotu na TGE w 2017 r. wyniósł ponad 138,5 TWh. W porównaniu z poprzednim okresem nastąpił wzrost o 21%. Największy udział w obrocie miał rynek terminowy, na którym wygenerowany został wolumen na poziomie blisko 115 TWh. Na rynku spotowym łączny obrót kontraktami na dzień następny oraz kontraktami weekendowymi wyniósł ponad 19 TWh – o 0,5 TWh mniej niż w roku poprzednim. Podobnie lekki spadek miał miejsce również w obrocie na Rynku Dnia Bieżącego gazu (obrót o wartości 4,7 TWh).

Kluczowym wydarzeniem dla rozwoju polskiego rynku gazu była pierwsza historyczna dostawa LNG z USA. Statek z transportem płynnego gazu wpłynął do terminala w Świnoujściu 7 czerwca 2017 r. 1 października weszły w życie nowe zasady utrzymywania obowiązkowych zapasów gazu. Zgodnie z nimi importerzy, którzy chcą utrzymywać obowiązkowe zapasy błękitnego paliwa poza  granicami kraju, muszą – w celu zapewnienia zdolności ich przesyłu do Polski w razie kryzysu energetycznego – zarezerwować tzw. ciągłe zdolności przesyłowe na połączeniach transgranicznych (interkonektorach). Zarezerwowane zdolności mają pozwalać na przesłanie całości zapasów w każdych warunkach do kraju w ciągu maksimum 40 dni i nie mogą być wykorzystywane w żadnych innych celach, np. handlowych.

Rozwiń Zwiń

Otoczenie ekonomiczne

Koniunktura gospodarcza w Polsce w 2017 r.

Sytuację polskiej gospodarki w 2017 r. można ocenić jako bardzo zadowalającą. Wśród pozytywnych czynników charakteryzujących koniunkturę gospodarczą należy wymienić: wzrost PKB, spadek bezrobocia oraz wzrost przeciętnego miesięcznego wynagrodzenia.

Dynamika wzrostu PKB w 2017 r. była wyższa niż w latach 2016 i 2015. Stopa bezrobocia rejestrowanego spadała z miesiąca na miesiąc. Na koniec stycznia wynosiła 8,5%, a na koniec grudnia 6,6%. Średnia stopa bezrobocia rejestrowanego w roku 2017 wyniosła 7,3%, podczas gdy w roku 2015 i 2016 odpowiednio 10,5% oraz 8,9%. W roku 2017 przeciętne miesięczne wynagrodzenie brutto w sektorze przedsiębiorstw kształtowało się na poziomie 4530 zł, wobec 4277 zł dla roku poprzedniego. Inflacja (mierzona wskaźnikiem CPI) dla roku 2017 wyniosła 2%, podczas gdy w 2015 i 2016 r. przyjęła odpowiednio wartości -0,9% oraz -0,6%.

Produkt Krajowy Brutto

Historycznie istniała silna zależność pomiędzy wzrostem gospodarczym a wzrostem zapotrzebowania na energię elektryczną. Jednakże w ostatnich latach korelacja ta słabnie w związku ze spadającą energochłonnością (w tym elektrochłonnością) gospodarki. W ciągu ostatnich 10 lat realny PKB Polski wzrósł około pięciokrotnie bardziej niż krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną. Ponieważ Grupa TAURON jest wiodącym dystrybutorem, drugim w kraju sprzedawcą energii elektrycznej oraz znaczącym wytwórcą energii elektrycznej i ciepła, zmiany zapotrzebowania na nią mają istotny wpływ na wyniki Grupy.

Jak podaje Główny Urząd Statystyczny, wzrost PKB w pierwszym kwartale 2017 r. wynosił 4,1%, natomiast w drugim 4% oraz w trzecim 4,9% w stosunku do analogicznego kwartału roku poprzedniego. Ponadto GUS szacuje, że w skali całego roku PKB wzrósł o 4,6%, podczas gdy dla roku 2016 wzrost ten wyniósł 2,9%. Główną siłą napędową polskiej gospodarki, tak jak w latach poprzednich, była konsumpcja, która wzrosła o 4,8% w stosunku do roku poprzedniego. Warto zaznaczyć, że był to najwyższy wzrost konsumpcji od 2008 r.

Siła nabywcza w Polsce

Siła nabywcza jest definiowana jako roczny dochód per capita po odjęciu podatków, składek na ubezpieczenie społeczne, z uwzględnieniem wszelkich świadczeń otrzymywanych od państwa. Jak wynika z badania GfK Purchasing Power Europe 2017, siła nabywcza przeciętnego mieszkańca Polski wynosiła 6710 euro w ujęciu rocznym. Wspomniana wielkość dochodu rozporządzalnego klasyfikuje Polskę na 29. miejscu w Europie. Skutkiem tego, w relacji do pozostałych państw Europy, roczny dochód rozporządzalny przeciętnego Polaka stanowi 48% siły nabywczej przeciętnego Europejczyka.

Otoczenie demograficzne

Główny Urząd Statystyczny w opracowaniu „Prognozy ludności na lata 2014-2050” wskazuje, że do 2050 r. populacja Polski zmniejszy się do 33 mln 950 tys. osób (dziś jest nas prawie 38,5 mln). Dodatkowymi istotnymi prognozami są te dotyczące starzenia się społeczeństwa. Wyżej wymienione opracowanie ocenia, że osoby na świadczeniach emerytalnych będą stanowić prawie 40% populacji. Mediana wieku, która dziś wynosi 38,6 lat, wzrośnie do 50,2 lat. Oznacza to, że w 2050 r. ponad połowę społeczeństwa będą stanowiły osoby w wieku powyżej 50 lat.

W efekcie wielkość grupy pracujących skurczy się z ponad 70% obecnie do nieco ponad 55%. Znacząco wzrośnie też tzw. indeks starości, czyli proporcja osób w wieku 65 lat i więcej do osób w wieku 0-14 lat. Obecnie wynosi on 983, tj. na 1000 osób w wieku 0-14 lat przypadają 983 osoby w wieku 65+. W 2050 r. na 1000 osób młodych będą przypadały aż 2693 osoby w podeszłym wieku. Takie zmiany będą kierunkować również oferty i produkty grup energetycznych. Jednocześnie z każdym rokiem wzrasta świadomość klientów (szczególnie dobrze obrazuje to skala korzystania z zasady TPA). Rosną wymagania grup klienckich w zakresie jakości i niezawodności dostaw. Dostosowanie obsługi do różnorodności klientów, sprostanie trendom demograficznym (starzejące się społeczeństwo) oraz powszechnej cyfryzacji stanowią poważne wyzwania dla tradycyjnej energetyki. Znacząco wzrasta rola nowoczesnej i kompleksowej obsługi klienckiej. Intuicyjność i łatwość elektronicznej obsługi klienta będzie miała coraz większe znaczenie dla osiągania przewagi konkurencyjnej. Rośnie również znaczenie dostosowania produktu do potrzeb klienckich, otoczenie konsumenckie oczekuje szybkiego i wygodnego dostępu do szerokiej oferty produktów i usług.

Rozwiń Zwiń

Otoczenie technologiczne

Obecnie energetyka konwencjonalna w Polsce jest oparta o elektrownie opalane węglem kamiennym i brunatnym, w 2017 r. na tych paliwach wyprodukowano prawie 80% energii elektrycznej zużywanej w naszym kraju (odpowiednio 48% i 31%). W większości są to bloki wyeksploatowane i o stosunkowo małych sprawnościach, ale spełniające obowiązujące normy środowiskowe. Nowe jednostki konwencjonalne cechują się sprawnością do 46% i mocą ok. 1000 MW. Obecnie w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym pracują nowe węglowe bloki energetyczne na parametry nadkrytyczne o mocy około 2,4 GW (od 2009 r. blok 460 MW w Elektrowni Łagisza, od 2011 r. blok 858 w Elektrowni Bełchatów i od 2017 r. blok 1075 MW w Kozienicach). W najbliższych latach uruchomione zostaną kolejne bloki na parametry nadkrytyczne o mocy  ok. 3 GW (w Elektrowni Opole 2 x 900 MW, w Elektrowni Jaworzno 910 MW). Muszą one dysponować instalacjami pozwalającymi spełnić wymagania ochrony środowiska (konkluzje BAT). W perspektywie 10 lat nie należy się spodziewać rewolucyjnych zmian w technologiach wytwarzania konwencjonalnego. Sprawność nowych jednostek konwencjonalnych – przy odpowiednio wysokich parametrach pary przegrzanej i ciśnienia (parametry ultranadkrytyczne) – być może sięgnie 50%. Rozwój technologii w tym kierunku będzie zależał między innymi od dalszego rozwoju inżynierii materiałowej.

Ze względu na dostępność i ceny paliwa energetyka gazowa nie odgrywała dotąd w Polsce znaczącej roli, w 2017 r. z gazu wyprodukowano niewiele ponad 4% energii elektrycznej zużywanej w naszym kraju, ale zauważalny jest wzrost wykorzystania tej technologii. W 2017 r. oddany do eksploatacji został blok gazowo-parowy we Włocławku o mocy 463 MWe oraz trwały prace rozruchowe na bloku gazowo-parowym w Płocku o mocy 608 MWe. Finalizowana jest również budowa bloku gazowo-parowego TAURON o mocy 450 MWe w Stalowej Woli – inwestycja ta jest realizowana wspólnie z PGNiG.

Wysokosprawne układy gazowo-parowe osiągają sprawność rzędu 60%, a ze względu na wykorzystane paliwo nie ma konieczności stosowania dodatkowych instalacji ochrony środowiska. Zaletom, jakimi są elastyczność jednostek gazowych/gazowo-parowych i stosunkowo niskie nakłady inwestycyjne, towarzyszy uzależnienie opłacalności ich eksploatacji od ceny gazu.

Polska ze względu na położenie geograficzne nie ma najkorzystniejszych warunków do rozwoju energetyki wiatrowej i słonecznej. Niemniej w ostatnich latach wybudowano elektrownie wiatrowe o łącznej mocy ponad 5800 MW oraz fotowoltaiczne o sumarycznej mocy ponad 100 MW. Rozwój produkcji energii z tych źródeł przez najbliższe lata nadal będzie ściśle związany z systemem wsparcia, ale systematycznie spadające jednostkowe nakłady inwestycyjne mogą skutkować tym, że już w następnej dekadzie źródła te będą mogły konkurować na rynku bez mechanizmów wsparcia. Obecnie dostępne instalacje komercyjne dysponują mocami od 0,5 do 3 MW dla lądowych turbin wiatrowych, natomiast dla turbin offshore moce zawierają się w zakresie od 6 do nawet 8 MW.  Bazując na danych PKEE i PSE, szacuje się budowę w Polsce kolejnych 4 GW w lądowych i 4 GW w morskich elektrowniach wiatrowych w perspektywie długoterminowej.

Technologie biogazowe oparte są na produkcji metanu z odpadów, ścieków oraz surowców rolniczych. W Polsce są mało rozpowszechnione, na koniec 2017 r. sumaryczna moc takich instalacji wynosiła 237 MW. Dostępne moce takich instalacji wynoszą od kilkudziesięciu kW do ponad 2 MW. Przewiduje się rozwój biogazowni w kierunku optymalizacji wykorzystania substratów, wysokosprawnej kogeneracji czy produkcji nawozów.

Spalanie jest jednym z możliwych sposobów zagospodarowania odpadów komunalnych. W ostatnich latach w większych miastach Polski zostały zbudowane spalarnie odpadów, a w kilku kolejnych lokalizacjach trwają procesy inwestycyjne. Dla 200 tys. ton odpadów rocznie (duże miasto) moc elektryczna spalarni wynosi ok. 8 MWe, cieplna ok. 35 MWt. Przewiduje się dalszy rozwój technologii w kierunku automatyzacji i dokładności segregacji odpadów (segregacja laserowa) w celu selekcji odpadów nadających się do powtórnego wykorzystania (recykling). Cele unijne na 2030 r. wskazują na konieczność recyklingu 70% odpadów i 80% odpadów opakowaniowych. Może to stanowić barierę rozwoju spalarni ze względu na ograniczoną podaż paliwa.

Inteligentne sieci stają się powoli rzeczywistością. W celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw oraz komfortu odbiorców dystrybutorzy stale zwiększają nakłady na rozwiązania smart. Rozwój automatyzacji sieci pozwala również na znaczną poprawę efektywności kosztowej oraz lepsze monitorowanie sieci, a także przewidywanie awarii. Rozwiązania SMART dla gospodarstw domowych są dostępne niemal dla każdego. Już dzisiaj producenci artykułów gospodarstwa domowego oferują inteligentne rozwiązania polegające np. na komunikowaniu się ze sobą sprzętów domowych (Internet of Things/ internet rzeczy). Dalsze wdrażanie inteligentnych liczników pozwoli na rozszerzenie oferty dla grup klienckich i bardziej świadome korzystanie z energii elektrycznej, jak również wpłynie na bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego poprzez wzrost jakości i niezawodności dostaw.

Aby zmaksymalizować produkcję z niestabilnych  źródeł energii, konieczne są efektywne systemy jej magazynowania. Jest to jeden z głównych kierunków badań i rozwoju firm z branży energetycznej na całym świecie. Znane dostępne technologie magazynowania energii to między innymi: mechaniczne (elektrownia szczytowo-pompowa, sprężone powietrze, koło zamachowe), elektrochemiczne, chemiczne, elektryczne czy cieplne. Niestety, pomimo dużej różnorodności form magazynowania energii ich niska efektywność w dalszym ciągu ogranicza komercjalizację tego typu rozwiązań. Obecnie wiele firm skupia się na badaniach i rozwijaniu najbardziej perspektywicznych technologii magazynowania energii elektrycznej.

Magazynowanie, poza akumulacją energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, może również pozwolić minimalizować przerwy w dostawach energii elektrycznej spowodowane uszkodzeniami linii, np. poprzez zabudowę magazynów na infrastrukturze sieciowej, albo stanowić poważny krok do przodu przy rozwoju samochodów elektrycznych. Obecnie największymi przeszkodami w rozwoju elektromobilności są: wysoki koszt i niska pojemność baterii, zbyt długi czas ładowania oraz niewystarczająca infrastruktura.

Wyniki wyszukiwania: