Brak notatek
Koszyk jest pusty
Wyślij do drukarki
Usuń

Otoczenie rynkowe

Rynek energii elektrycznej w Polsce to ok. 17,4 mln odbiorców, z czego ok. 14,9 mln to gospodarstwa domowe.

Grupy klienckie na rynku energii dzielą się na dwie kategorie:

  1. gospodarstwa domowe
    do tej grupy należą wszyscy klienci kupujący energię na cele komunalno-bytowe (grupa taryfowa G),
  2. wszyscy pozostali klienci
    niebędący gospodarstwami domowymi, kupujący energię na potrzeby prowadzonej działalności, czyli zakłady przemysłowe i usługowe, instytucje itp. (grupy taryfowe A, B i C).

Za rozpoczęcie procesu tworzenia rynku energii uważa się wejście w życie Prawa energetycznego (ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r.). Złożyły się na nie ściśle powiązane ze sobą procesy, między innymi demonopolizacja energetyki (obejmująca jej podział na podsektory wytwarzania, przesyłu i dystrybucji oraz obrotu energią), liberalizacja rynku, polegająca na sukcesywnym poszerzaniu obszarów funkcjonowania konkurencji, a także prywatyzacja – przekształcanie przedsiębiorstw państwowych w jednoosobowe spółki Skarbu Państwa, a następnie sprzedaż udziałów w nich inwestorom krajowym lub zagranicznym. Głównym celem uruchomienia mechanizmów rynkowych w energetyce jest zapewnienie racjonalnych cen energii dla jej nabywców przy jednoczesnym zagwarantowaniu bezpieczeństwa dostaw. Ważnymi aspektami są również zwiększenie efektywności wykorzystania energii przy jednoczesnej minimalizacji wpływu na środowisko naturalne (co oznacza głównie redukcję emisji CO2, tlenków siarki i azotu). Idea konkurencyjnego rynku energii elektrycznej przyjmuje, że wytwarzanie i sprzedaż energii nie mają charakteru monopolu naturalnego. Mechanizmy rynkowe, w tym konkurencja, powodują presję na spadek cen energii i podniesienie jakości obsługi klientów.

Staramy się, aby oferta TAURON, z którą wychodzimy do klientów, była ciekawa i przede wszystkim odpowiadała na ich potrzeby. Działamy w otoczeniu, które dla części naszych biznesów jest konkurencyjne i bardzo zmienne, a dla części stabilne, aczkolwiek zależne od regulacji.

Dostawcy i odbiorcy na rynku energii

Uczestnikami rynku energii elektrycznej są jej wytwórcy, podmioty zajmujące się przesyłem, dystrybutorzy oraz spółki obrotu energią elektryczną.

Wytwarzanie energii elektrycznej jest obecnie realizowane na zasadach rynkowych, chociaż stosowane jest wsparcie dla większości źródeł odnawialnych. Przesył i dystrybucja energii funkcjonują w warunkach monopolu naturalnego – otoczenie klienckie nie ma możliwości wyboru sieci. Ceny za przesył i dystrybucję energii są regulowane przez Urząd Regulacji Energetyki. Stale rośnie liczba podmiotów i konkurencja w obszarze obrotu i sprzedaży energii elektrycznej do finalnych grup odbiorczych, które to działalności realizowane są na warunkach rynkowych. Brak regulacji w obszarze sprzedaży skutkuje silną konkurencją – sprzedawcy prześcigają się, oferując kupującym szeroką gamę produktów i usług dodatkowych, powiązanych ze sprzedawaną energią elektryczną.

Odbiorcami na rynku energii są zarówno podmioty gospodarcze, jak i osoby fizyczne (gospodarstwa domowe). Ceny energii elektrycznej są kształtowane na zasadach rynkowych, poza cenami dla gospodarstw domowych, które nadal pozostają regulowane.

Rozwiń Zwiń

Zasada TPA

Zakup energii poza obecnym dostawcą jest możliwy dzięki tzw. zasadzie dostępu stron trzecich do sieci, zwanej zasadą TPA (z ang. Third Part Access). Mówi ona, że lokalny dostawca jest zobowiązany do dystrybucji energii kupionej przez znajdującego się na jego obszarze klienckim od dowolnego sprzedawcy.

Co roku wzrasta liczba klientów korzystających ze wspomnianej zasady. Zgodnie z nią każdy sprzedawca energii elektrycznej ma prawo oferować jej sprzedaż odbiorcom końcowym na podstawie umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej. Warunkiem realizacji umowy sprzedaży jest zawarcie przez sprzedawcę umowy o świadczenie usług dystrybucji, tzw. generalnej umowy dystrybucji (GUD), z operatorem systemu dystrybucyjnego, do którego sieci przyłączony jest dany odbiorca. Na podstawie danych prezentowanych przez URE od 2007 r. do końca 2017 r. z zasady TPA skorzystało ponad 546 tys. odbiorców w grupie taryfowej G i ponad 188 tys. odbiorców grupy taryfowej A, B i C.

Całkowita ilość energii elektrycznej sprzedanej w 2017 r. końcowym grupom odbiorczym na warunkach rynkowych, tzn. po skorzystaniu z zasady TPA, wyniosła niemal 66,6 TWh, co stanowiło 47% energii dostarczonej ogółem odbiorcom końcowym. Warto wskazać, że dla 2015 r. i 2016 r. analogiczne dane wynoszą odpowiednio 59 TWh, stanowiąc 45,6%, i 64,8 TWh, stanowiąc 47%.

W segmencie instytucji i podmiotów gospodarczych, gdzie konkurencja jest duża, a firmy już od kilku lat korzystają z uwolnienia cen energii elektrycznej, postęp liberalizacji spowodował, że coraz lepiej uświadomiony klient biznesowy oczekuje bardzo konkurencyjnych rozwiązań. Wzmożona aktywność sprzedażowa firm energetycznych wywiera coraz większą presję cenową. Pojawiły się też nowe podmioty konkurujące o klientów, a przejrzystość działań na rynku energii jest już koniecznością, gdyż klienci biznesowi coraz chętniej korzystają z możliwości zmiany sprzedawcy. Duży potencjał upatrywany jest w segmencie gospodarstw domowych, w którym niewielki odsetek klientów decyduje się na zmianę sprzedawcy.

W 2017 r. odnotowano wzrost liczby odbiorców, którzy zmienili sprzedawcę w stosunku do 2016 r. W 2017 r. w komercyjnych grupach odbiorczych A, B, C nastąpił wzrost udziału liczby tych, którzy zmienili sprzedawcę, o 43,83% w stosunku do stanu z końca 2016 r. W odniesieniu do segmentu odbiorców w gospodarstwach domowych odnotowano również niewielki wzrost liczby tych, którzy zmienili sprzedawcę, o 12,68% w odniesieniu do stanu z końca 2016 r. Jednak obserwując lata poprzednie, można zauważyć spadek tempa zmian wskaźnika TPA w segmencie gospodarstw domowych w porównaniu z segmentem przedsiębiorstw (dane: Sprawozdanie Prezesa URE).

Procentowa zmiana liczby odbiorców TPA wg stanu na koniec 2017 r. w porównaniu z rokiem poprzednim w podziale na grupy taryfowe:

Źródło: Raport Prezesa URE, na podstawie danych przedstawionych przez OSD

Rozwiń Zwiń

Ceny energii elektrycznej

Pomimo wzrostu cen surowców i uprawnień do emisji CO2, hurtowe ceny energii elektrycTowarowej Giełdy Energii S.A. (TGE)znej na Rynku Dnia Następnego (RDN) Towarowej Giełdy Energii S.A. (TGE) w 2017 r. były średniorocznie niższe niż w roku poprzednim i ukształtowały się na poziomie 157,84 zł/MWh (-1,38 zł/MWh w odniesieniu
do 2016 r.). Cena CRO na Rynku Bilansującym (RB) wyniosła 166,65 zł/MWh (+2,46 zł/MWh w ujęciu rocznym). Główną przyczyną niewielkich spadków cen na Rynku Dnia Następnego była dobra sytuacja w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) oraz względnie niskie ceny w pierwszej połowie roku. W drugim półroczu nastąpił wzrost cen na Rynku Bilansującym, które ukształtowały się na poziomie wyższym o średnio 8,81 zł/MWh niż ceny na Rynku Dnia Następnego. Wzrost ten był spowodowany zwiększonym zapotrzebowaniem na moc (wzrost rdr o 3,99 TWh do poziomu 168,4 TWh) w połączeniu z większymi planami remontowymi bloków JWCD.

W roku 2017 na rynku terminowym kontrakt z dostawą na 2018 r. znajdował się w wyraźnym trendzie wzrostowym. Notowania kontraktu podstawowego BASE_Y-18, po zamknięciu kontraktu BASE_Y-17 rozpoczęły rok z luką wzrostową na poziomie ok. 3 zł/MWh. W pierwszej połowie stycznia luka została domknięta – za sprawą spadków cen CO2 – do poziomu poniżej 160 zł/MWh, a następnie nieznacznie wzrosła i oscylowała w przedziale ok. 160-161 zł/MWh. Kolejne miesiące charakteryzowały się stabilizacją cen. Dopiero od września odnotowano znaczny wzrost ceny, która pod koniec roku osiągnęła poziom 177-180 zł/MWh. Średnia ważona wolumenem cena produktu BASE_Y-18 ukształtowała się na poziomie 165,98 zł/MWh, przy czym łączny wolumen obrotu wyniósł 65,2 TWh,
a więc był o ponad 10 TWh niższy niż w roku 2016. W sierpniu szczególnie wysoko notowane były produkty BASE_Q4-17 oraz BASE_Q1-18, często powyżej 50,00 euro/MWh, a więc znacznie wyżej niż notowany na TGE S.A. referencyjny produkt kwartalny.

Ostatecznie czynniki wspierające stronę popytową pozostały niezmienne w całym roku. Wysoka cena węgla na rynkach europejskich i światowych, wzrost cen jednostek EUA oraz napięta sytuacja związana z blokami atomowymi we Francji, jak również aspekty sezonowe i wysokie poziomy cen SPOT skutecznie wspierały zdobywanie nowych szczytów cenowych na wszystkich produktach terminowych rynku energii elektrycznej.

Rozwiń Zwiń

Uprawnienia do emisji CO2 i prawa majątkowe

Rynek uprawnień do emisji CO2 w 2017 r. charakteryzował się wysoką zmiennością cen, która była katalizowana w głównej mierze czynnikami politycznymi. W analizowanym okresie ceny kształtowały się w przedziale 4,29-8,30 euro/Mg. Pierwszy kwartał roku w ostatecznym rozrachunku należy uznać za spadkowy, mimo ważnych wydarzeń politycznych na szczeblu Unii Europejskiej, dotyczących IV okresu rozliczeniowego systemu EU ETS. Dopiero w połowie roku ceny rozpoczęły budowę trendu wzrostowego, implikowanego przez otoczenie regulacyjne rynku.

Poza kwestiami związanymi z regulacją IV fazy systemu rozliczeniowego EU ETS, tematami przewodnimi, na których koncentrował się rynek w analizowanym okresie, były:

  • Umorzenia uprawnień do emisji CO2 – do 30 kwietnia każdego roku wszystkie instalacje przemysłowe objęte systemem EU ETS mają obowiązek dokonać tak zwanego umorzenia uprawnień do emisji, którego liczba musi odpowiadać zweryfikowanej wielkości emisji
    z poprzedniego roku. W przypadku, gdy nadzorca instalacji nie dokona umorzenia w stosownym czasie, może to doprowadzić do nałożenia kary pieniężnej, która wynosi 100 euro/ MgCO2. Dla porównania warto nadmienić, że średnia cena EUA kwotowana na rynku, w okresie umorzeń oscylowała wokół 5 euro/Mg;
  • Publikacja informacji na temat aktualnej wielkości nadpodaży na rynku – do 15 maja każdego roku Komisja Europejska zobowiązała się do publikacji danych na temat nadpodaży na rynku, dzięki czemu będzie możliwe oszacowanie, jaka ilość nadwyżki będzie trafiać do MSR w kolejnym roku;
  • Spotkanie G7, na którym to spotkaniu jednym z tematów wiodących była polityka ekologiczna, a w szczególności temat tak zwanego „Porozumienia Paryskiego”. Porozumienie klimatyczne – podpisane w Paryżu w 2015 r. przez 195 państw z całego świata – stanowi plan działania na rzecz ograniczenia wzrostu temperatury na świecie. Podczas szczytu G7 Prezydent Stanów Zjednoczonych Donald Trump zgłosił swoje zastrzeżenia wobec wyżej wymienionego porozumienia oraz zasugerował możliwość, że USA nie będą go respektować. Ostatecznie Prezydent USA zdecydował, że Stany Zjednoczone wycofają się z wcześniej podpisanego porozumienia.

Warto również wspomnieć o pracach związanych z legislacją (mechanizm stabilności rynkowej (MSR), współczynnik redukcji liniowej (LRF), ilość uprawnień dostępnych na aukcjach uprawnień do emisji CO2, ilość bezpłatnych uprawnień przyznawanych w okresie regulacji oraz fundusz modernizacji i innowacji).

Rok 2017 był rokiem burzliwym zarówno dla cen zielonych certyfikatów, jak również dla regulacji prawnych. W połowie 2017 r. opublikowano i skierowano do konsultacji publicznych projekt nowelizacji ustawy, którego jednym z głównych celów było zapewnienie zgodności przepisów ustawy o odnawialnych źródłach energii z przepisami pomocowymi wydanymi przez Komisję Europejską.

Tak zwane błękitne certyfikaty, potwierdzające wytworzenie energii z biogazu rolniczego, dla których obowiązek w 2017 r. wynosił 0,6%, w analizowanym okresie były notowane powyżej opłaty zastępczej, która wynosiła 300,03 zł/MWh. W pierwszych pięciu miesiącach średnie ceny indeksu TGEozebio dynamicznie wzrosły odpowiednio od 301,15 zł/MWh do 408,08 zł/MWh. Kolejne miesiące odwróciły trend i powróciły do poziomów opłaty zastępczej. Średnioważona cena uplasowała się na koniec roku o ponad 11% wyżej od opłaty zastępczej – 333,89 zł/MWh. Bilans rejestru PMOZE-BIO na koniec roku wyniósł 309 GWh, a uwzględniając certyfikaty zablokowane do umorzenia, stan ten zmniejsza się o 103 GWh, do poziomu 206 GWh.

Trwająca niepewność regulacyjna oraz utrzymująca się na rynku nadpodaż praw majątkowych PMOZE_A spowodowały, że od stycznia do czerwca 2017 r. indeks sukcesywnie spadał z poziomów 37,98 zł/MWh do minimów na poziomie 24,38 zł/MWh. W analogicznym okresie roku poprzedzającego bilans rejestru tych praw wzrósł z 23,41 TWh w styczniu do 25,42 TWh na koniec czerwca. W drugiej połowie roku ceny zaczęły się powoli odbudowywać i średnioważona cena „zielonych” certyfikatów ukształtowała się na poziomie o prawie 50% niższym w stosunku do średniorocznej ceny z roku 2016 – 38,83 zł/MWh. Nadwyżka na koniec grudnia uplasowała się na poziomie 28,14 TWh, a przy uwzględnieniu certyfikatów zablokowanych do umorzenia bilans ten ukształtował się na poziomie 24,90 TWh. Należy zwrócić uwagę także na wolumen obrotu zielonych certyfikatów, który do tej pory był największy w historii i wyniósł nieco ponad 10 TWh.

Zgodnie ze znowelizowaną w 2016 r. Ustawą z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne do 30 czerwca danego roku kalendarzowego można umarzać kogeneracyjne prawa majątkowe za produkcję w roku poprzednim. Dlatego też w pierwszym półroczu notowane były prawa majątkowe z kogeneracji wytworzonej zarówno w roku 2016, jak i 2017, natomiast w drugiej połowie roku notowane były wyłącznie prawa majątkowe potwierdzające wytworzenie energii w roku 2017.

Średnioważona cena praw majątkowych potwierdzających wytworzenie energii w wysokosprawnej kogeneracji węglowej („czerwone” certyfikaty) PMEC-2016 wyniosła 10,59 zł/MWh na koniec roku 2017. Z początkiem maja 2017 r. na TGE rozpoczęły się notowania PMEC-2017 z otwarciem na poziomie 9,68 zł/MWh. Do końca roku podobnie jak i dla PMEC-2016 zmienność indeksu KECX dla PMEC-2017 była symboliczna i w odniesieniu do wartości miesięcznych wyniosła zaledwie 0,11 zł/MWh, aby na koniec 2017 r. zakończyć notowania wartością 9,79 zł/MWh. Poziom cen rynkowych oscylował niewiele poniżej opłaty zastępczej określonej na poziomie 10 zł/MWh i średnioważona cena wyniosła 9,72 zł/MWh.

W obszarze kogeneracji gazowej sytuacja była bardzo podobna. Ceny zarówno dla PMGM-2016, jak i PMGM-2017 oscylowały wokół opłat zastępczych, wynoszących odpowiednio 125 oraz 120 zł/MWh. Średnia cena „żółtych” certyfikatów dla kontraktu PMGM-2016 wyniosła na koniec roku 123,31 zł/MWh. Produkt PMGM-2017 dotyczący produkcji z 2017 r. notowany był już w marcu, gdzie średni indeks KGMX wyniósł 116,00 zł/MWh. Do końca 2017 r. jego wartość z miesiąca na miesiąc rosła, osiągając w grudniu poziom 117,14 zł/MWh. Średnia z notowań dla produktu PMGM-2017 wyniosła 116,48 zł/MWh.

Sytuacja na rynku praw majątkowych, będących potwierdzeniem produkcji energii podczas spalania metanu PMMET („fioletowe” certyfikaty), kształtowała się analogicznie jak w przypadku „żółtych” i „czerwonych” certyfikatów. Do końca czerwca 2017 r. notowany był jeszcze produkt PMMET-2016, którego średnia wartość indeksu KMETX ukształtowała się na poziomie 62,19 zł/MWh. Poziom opłaty zastępczej dotyczącej produkcji z roku 2016 wynosił 63 zł/MWh, natomiast dla 2017 r. był niższy o 7 zł/MWh i determinował poziom cen rynkowych. Produkt PMMET-2017 dla produkcji z ubiegłego roku notowany był średnio po 54,88 zł/MWh.

Ceny praw majątkowych wynikających ze świadectw efektywności energetycznej PMEF, czyli tzw. „białych” certyfikatów utrzymywały się w tendencji spadkowej. Z początkiem roku 2017 średniomiesięczne ceny z poziomu 1219,38 zł/toe w styczniu spadły do minimów historycznych, które uplasowały się na poziomie 385,56 zł/toe. Ostatecznie średnioważony roczny indeks wyniósł 693,36 zł/toe i był niższy aż o 807 zł/toe od opłaty zastępczej, która dla roku 2017 wynosiła 1500 zł/toe.

Rozwiń Zwiń

Przegląd produktów na rynku krajowym oferowanych przez Grupy Energetyczne

G4-4

Wśród pięciu głównych firm działających na rynku energetycznym (TAURON Polska Energia, PGE, Enea, Energa oraz innogy) Grupa TAURON posiada najbardziej dopasowaną ofertę do oczekiwań klientów. TAURON oferuje sprzedaż energii elektrycznej i gazu oraz miedzy innymi usługi dodatkowe w ramach obu mediów oraz urządzenia do ogrzewania, oczyszczacze powietrza i produkty w ramach Smart Home.

Na rynku energii elektrycznej w Polsce firmy konkurują ze sobą głównie poprzez usługi dodatkowe, głównie usługi fachowców. Grupa TAURON oferuje pomoc takich specjalistów jak: elektryk, serwisant urządzeń, hydraulik, ślusarz, szklarz, dostępnych całą dobę przez 7 dni w tygodniu. Zbliżoną ofertę fachowców proponuje Klientom także Grupa PGE, która oprócz wymienionych już usług oferuje pomoc dekarza i informatyka.

TAURON jako jedyna grupa oferuje Klientom usługi dodane do produktu, jakim jest gaz: Gaz Pomoc i Serwisant Gazowy, świadczące pomoc w przypadku awarii instalacji i urządzeń gazowych. W przeprowadzonym w 2017 r. badaniu dostawców gazu ziemnego dla gospodarstw domowych oferta TAURON w ogólnej klasyfikacji uzyskała najlepszy wynik [1].

W trosce o czyste powietrze Grupa TAURON oferuje swoim klientom sprzedaż niskoemisyjnego paliwa ekogroszku wraz z dopasowanymi urządzeniami grzewczymi. Grupa umożliwia swoim klientom także zakup energii elektrycznej pochodzącej z odnawialnych źródeł energii (OZE), jako jedna z dwóch Grup na rynku (obok PGE), a także zakup paneli fotowoltaicznych wraz z instalacją dla prosumentów.

[1] W badaniu brano pod uwagę: cenę, ogólne warunki oferty oraz przejrzystość oferty.  https://wiadomosci.onet.pl/kraj/ranking-najlepsi-dostawcy-gazu-ziemnego-2017/51beq85

Poniżej oferta na sierpień 2017 r. Analiza własna na podstawie informacji ze stron internetowych

Liczba oferowanych produktów w poszczególnych segmentach
TAURON PGE Enea Energa innogy
GD 23 5 6 8 12
MŚP 18 5 3 8 8
DP 25 5 4 2 13

 

Przegląd rynku fuzji i przejęć w branży energetycznej

Sektor energetyczny cechują dość częste transakcje związane z akwizycjami i przejęciami. Fuzje i przejęcia w sektorze energetycznym w globalnym zestawieniu zawartych transakcji pod względem wartości w 2016 r. wzrosły o 47% w porównaniu z rokiem 2015. Połowę transakcji stanowiły inwestycje w podsektorze energii.

Wartość transakcji

Wartość transakcji fuzji i przejęć w sektorze energetycznym w ostatnich latach rośnie pomimo tendencji spadkowej liczby zawartych transakcji. Najwięcej transakcji przeprowadziły firmy z regionu Ameryki Północnej (USA, Kanada). W 2016 r. wartość zawartych tam transakcji (167 mld USD) stanowiła 57% globalnych inwestycji M&A.

Fuzje i przejęcia w sektorze energetycznym na świecie

Fuzje i przejęcia w sektorze energetycznym w Europie

Poniższe dane ukazują wartość transakcji fuzji i przejęć w sektorze energetycznym w latach 2012-2016

Europa- wartość inwestycji

Europa- liczba transakcji

Fuzje i przejęcia w sektorze energetycznym w Polsce

Największe transakcje fuzji i przejęć w sektorze energetycznym w Polsce w 2017 r.:

  • PGE: przejęcie aktywów wytwórczych francuskiego EDF Polska: Elektrownia Rybnik i 8 elektrociepłowni za 4,27 mld zł (zawarcie umowy 19 maja 2017 r., finalizacja 13 listopada 2017 r.)
  • Enea: przejęcie udziałów w spółce ENGiE Energia Polska (EEP), właściciela Elektrowni Połaniec za 1,264 mld zł (244,3 mln euro) (finalizacja transakcji 14 marca 2017 r.)

Wyniki wyszukiwania: