Bez kategorii
Energia+, czyli rekompensata przed wyborami. Rząd pieniędzmi z budżetu chce złagodzić wzrost cen prądu
Rząd pieniędzmi z budżetu chce złagodzić wzrost cen energii dla gospodarstw domowych. Ale nie wcześniej niż w trzecim kwartale 2019 r.
Wczoraj ujawniliśmy, że państwowi sprzedawcy prądu wnioskują do Urzędu Regulacji Energetyki o zgodę na duże podwyżki rachunków za energię elektryczną. Gospodarstwa domowe od stycznia 2019 r. miałyby zmierzyć się z historycznymi, bo bliskimi 30-proc. podwyżkami.
Minister energii Krzysztof Tchórzewski przed wyborami samorządowymi zapewniał, że polskie rodziny o najniższych dochodach nie zostaną obciążone kosztami podwyżek. – Wobec wielu przekłamań i niedomówień dotyczących reakcji Ministerstwa Energii na podwyżki cen uprawnień do emisji CO2 informuję, że polskie rodziny, w których zarobek roczny osoby będącej stroną umowy zakupu prądu mieści się w pierwszym progu podatkowym, nie poniosą w ramach całego rachunku za prąd dostarczony w 2019 r. kosztów większych niż w 2018 r. – oświadczył szef resortu energii w specjalnym komunikacie.
Jak to możliwe, że wnioski taryfowe są tak wysokie? Analitycy tłumaczą perspektywę firm: wskazują, że brak wniosków o podwyżki wobec rosnących cen uprawnień do emisji CO2 byłby działaniem na szkodę spółek.
Ale według naszych informacji wszystko dzieje się zgodnie z wcześniej założonym planem. Najuboższe rodziny faktycznie mają otrzymać rekompensatę wzrostu cen prądu. O planie tym potocznie mówi się Energia+. Szczegóły nie są znane. Nie bez powodu: jak zdradzają rozmówcy DGP, nie chodzi o to, by rekompensaty pojawiły się już po Nowym Roku, gdy ceny wzrosną.
Prawdopodobnie pieniądze trafią do potrzebujących w postaci zasiłku
– Plan jest taki, by pieniądze popłynęły do odbiorców w trzecim-czwartym kwartale 2019 r., czyli przed wyborami parlamentarnymi. W ten sposób rząd będzie mógł powiedzieć, że UE finansuje nam wzrost cen prądu – usłyszeliśmy od jednego z naszych informatorów.
Ogólne założenie jest takie: zgodnie z unijnymi przepisami koszty zakupu uprawnień do emisji CO2, które ponosi energetyka (a w efekcie jej klienci), trafiają do budżetu. Część tych środków można wykorzystać na rekompensaty. W grę wchodzą ulgi podatkowe lub płatności rozliczane przez sprzedawców energii. Ale najbardziej prawdopodobna opcja jest taka, by pieniądze trafiły do potrzebujących w postaci zasiłku, tak jak 500+. Zrekompensowane zostałyby całe wyższe wydatki na prąd od początku roku. Pozostaje jedynie określić grupę beneficjentów programu. Tak by niezadowolonych z nowych przepisów było jak najmniej.
Według unijnej reformy rynku energii wpływy z zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla miały być przeznaczone na modernizację sektora energetycznego i wspierać budowę odnawialnych źródeł energii. W Polsce rozwój OZE został ostro wyhamowany, przez co około 80 proc. energii czerpiemy z węgla, a wzrost kosztów emisji uderza nas po kieszeni. I dlatego w roku wyborczym rząd pieniędzmi z budżetu zamierza złagodzić wzrost cen prądu. Inaczej podwyżki zabolałyby nas dotkliwiej niż we wcześniejszych latach. Dzięki administracyjnej regulacji i korzystnym warunkom rynkowym z podwyżkami, ale tylko o 0,5 proc., mieliśmy do czynienia w latach 2018 i 2015. Z kolei w 2016 i 2017 r. zostały obniżone odpowiednio o 0,9 i 4,6 proc.
Warto również pamiętać, że przyszłoroczny rachunek powiększy się nam też o przynajmniej kilka złotych miesięcznie z powodu opłat za zieloną energię. W 2018 r. opłaty te były zawieszone z powodu nadwyżek za rok ubiegły, ale od 2019 r. wrócą. Rachunki będą rosnąć dalej po wprowadzeniu od 2021 r. tzw. opłaty mocowej związanej z rynkiem mocy. To mechanizm pozwalający płacić wytwórcom energii elektrycznej nie tylko za jej produkcję, ale gotowość do niej w szczycie, czyli za nowe moce.
Źródło: Dziennik Gazeta Prawna
Koszty rynku mocy o miliard zł wyższe niż zakładał rząd
240 zł 32 gr za kilowat rocznie – taką kwotę ostatecznie wylicytowały elektrownie na pierwszej aukcji rynku mocy. To cena za nasze bezpieczeństwo energetyczne, ale wciąż nie wiemy, czy to nie za drogo.
PSE opublikowało we wtorek szczegółowe wyniki pierwszej aukcji na rynku mocy. Wielkich niespodzianek nie ma, choć jest kilka znaków zapytania.
Przede wszystkim winni jesteśmy Czytelnikom sprostowanie – w tekście pisanym tuż po informacji o wstępnych wynikach aukcji napisaliśmy, że prawdopodobnie w aukcji nie wystartował nowy blok w Turowie. PGE podała bowiem, że zakontraktowała na 15 lat 1994 MW nowych mocy. W rzeczywistości Turów się załapał, nasz błąd wziął się z tego, że dwa bloki w Opolu o nominalnej mocy powyżej 900 MW zostały zgłoszone do aukcji z mocą po 767 MW. Zadziałał tzw. współczynnik korekcyjny.
Kozienice, Turów, Jaworzno i Opole – to nowe elektrownie, które dostaną 15-letnie kontrakty mocowe. W sumie po uwzględnieniu współczynnika to 3627 MW. Do tego dochodzą elektrociepłownie – piętnastoletnią umowę mocową wylicytowało Fortum dla swojej nowej wielopaliwowej elektrociepłowni w Zabrzu (62 MW), a siedemnastoletnią ( z uwzględnieniem bonusu za niską emisję CO2) PGNiG dla elektrociepłowni na Żeraniu (433 MW). Ostatnią nową jednostką jest maleńka elektrociepłownia przemysłowa Tauronu o mocy 4,3 MW, planowana dla jednej z kopalń.
Teraz przejdźmy do starych bloków. Kontrakty mocowe dostanie czternaście „trzysetek” należących do PGE. Takich bloków jest Bełchatowie i Opolu w sumie szesnaście, więc nie wiadomo co z pozostałymi dwoma. Dziesięć „trzysetek” dostało kontrakty jednoroczne, a cztery, które na pewno będą modernizowane – pięcioletnie. Poza tym jednoroczny kontrakt dostała oczywiście bełchatowska „osiemsetka”. Spośród należących do PGE „dwusetek” dwie dostały kontrakt pięcioletni, dwie – roczny.
Tauron oprócz Jaworzna i Stalowej Woli ma kontrakty pięcioletnie dla bloku w Łagiszy (380 MW po współczynniku) oraz sześć dla swoich „dwusetek”.
Enea uplasowała na aukcji całą Elektrownię Kozienice i dwa bloki z Połańca. Wszystkie dostały kontrakty pięcioletnie. Reszta – czyli sześć połanieckich dwusetek – zapewne wystartuje w kolejnych aukcjach.
Energa dostała kontrakty pięcioletnie kontrakty mocowe dla trzech bloków starej Elektrowni Ostrołęka oraz roczne na kilka mniejszych jednostek.
Ciekawą taktykę przyjął PKN Orlen, który wystawił dwie swoje elektrociepłownie gazowe – w Płocku i Włocławku. Większa z nich (więc chyba Płock) dostała kontrakt pięcioletni a mniejsza tylko jednoroczny. Trudno powiedzieć, skąd wzięło się odmienne kontraktowanie obu jednostek.
Trzy umowy mocowe dla elektrociepłowni ma też Veolia, z czego dwie siedmioletnie ( zapewne na bloki biomasowe) i jeden kontrakt roczny.
Nie wiadomo co dokładnie stało się z ZE PAK. Spółka poinformowała w komunikacie giełdowym 15.11, że zakontraktowała 587 MW. Tymczasem w tabelce przedstawionej przez PSE są tylko dwie jednostki tej firmy o łącznej mocy 373 MW. Czyżby jeden blok gdzieś schowali ekolodzy, którzy mają na pieńku z konińską spółką z powodu planów budowy nowej odkrywki?
Korzystając z uprzejmości Forum Energii publikujemy „torcik” pokazujący szacunkowe wyniki aukcji po pierwszych komunikatach spółek.
DSR poradził sobie nieźle
Nie tylko elektrownie startowały w aukcji, ale także tzw. DSR, czyli przedsiębiorstwa redukujące zapotrzebowanie na prąd, gdy wzywa ich do tego PSE. Otrzymują od operatora wynagrodzenie. W aukcji wystartowali tzw. agregatorzy, czyli firmy, które integrują takie przedsiębiorstwa, załatwiają za nie formalności i pomagają w technikaliach.
Zadowolony może być amerykański koncern Enernoc, który wyrasta na prawdziwego lidera DSR w Polsce. Enernoc zakontraktował 446 MW. Drugie miejsce zajął dotychczasowy krajowy lider tej technologii, należący do Energi Enspirion z wynikiem 150 MW. Reszta to mniejsze jednostki. W sumie DSR zdobył kontrakty ponad 620 MW. Nie wystartował ( bądź nie zdobył kontraktów) francuski Energy Pool, jeden z pionierów tej technologii, który zawarł rok temu strategiczny sojusz z PGE. Coś jednak nie zagrało.
W sumie DSR zdobył kontrakty na ponad 620 MW. Zdaniem Jana Rączki z think-tanku Forum Energii oznacza to spory sukces tej technologii – to więcej megawatów, niż zebrało PSE w ostatnim przetargu przeznaczonym specjalnie dla DSR.
Ale wciąż nie do końca jest jasne jak ukształtowała się cena, którą wszyscy zapłacimy za zakontraktowaną moc. Z piątkowego komunikatu PSE wynikało, że będzie się ona mieścić w przedziale między 218,56 zł za kilowat do 240,40 za kilowat rocznie. Wydawało się, że w takiej sytuacji cena będzie raczej oscylować wokół dolnego przedziału, tak sugerowałby mechanizm aukcji. Ale okazało się inaczej. Cena zamknięcia jest tylko o 8 gr niższa niż maksymalna w ostatniej, piątej rundzie. Zdaniem Jana Rączki prawdopodobnie wpływ na to miała strategiczna zagrywka przyjęta przez PGE, która ma największy potencjał wytwórczy i największy wpływ na przebieg aukcji. PGE kończyła aukcję na początku rundy zamiast, jak można się było spodziewać w aukcji tego typu, na końcu. Dzięki temu mogła uzyskać lepszą cenę. Potwierdza to jeden z uczestników aukcji. – Przyjęliśmy taką taktykę dla dwóch naszych bloków i niespodziewanie zdobyły kontrakt, więc najprawdopodobniej tak było.
Polska moc droższa niż brytyjska
Ostateczna cena jest wysoka, wyższa niż oczekiwana. Przy takiej cenie budżet rynku mocy szacowany przez resort energii na 4 mld zł wyniesie 5,4 mld rocznie, co łatwo obliczyć mnożąc 22,7 GW zamówionej mocy przez 240 zł za KW na rok. Choć hurtowa cena prądu może w efekcie lekko spaść, to koszty dla końcowego użytkownika wzrosną o ponad 40 zł za jedną megawatogodzinę. Gospodarstwa domowe odczują to stosunkowo słabo, bo podwyżka w formie opłaty mocowej wyniesie ok. 10 zł miesięcznie. Dużo gorsze będą skutki dla firm, zwłaszcza, że równocześnie rosną ceny prądu na giełdzie.
Cena na rynku mocy jest wyższa niż oczekiwała większość ekspertów, którzy sądzili, że w Polsce powtórzy się sytuacja z Wielkiej Brytanii, gdzie cena w ub. r. wyniosła 22,5 funta czyli ok. 115 zł. Dlaczego tak się stało? Hanns Koenig i Filip Piasecki z firmy konsultingowej Aurora Energy Research, którym w lipcu 2018 r. udało się mniej więcej trafnie wytypować cenę (przewidywali 249 zł) wskazują trzy główne powody.
Po pierwsze – dużo większe potrzeby inwestycyjne polskich elektrowni węglowych ( w UK dominują gazowe), które muszą się dostosować do wyśrubowanych standardów emisji m.in. tlenków azotu, siarki oraz rtęci i chloru. Po drugie – mała konkurencja. PSE zakontraktowało 22,7 GW mocy, a wystartowało 26 GW. Margines tych, którzy się nie załapali wyniósł zaledwie 15 proc. W Wielkiej Brytanii w ostatniej aukcji w 2018 r. operator zamówił 42 GW, a wystartowało 74 GW. Nic dziwnego, że cena wyniosła 8,4 funta. W dodatku polski ustawodawca nie zdecydował się na rozmaite formy promowania małych źródeł, które przyjęto w Wielkiej Brytanii. Ich rezultaty są zresztą kontrowersyjne – w Zjednoczonym Królestwie kontrakty dostawały np. generatory Diesla, co z punktu widzenia środowiska jest zupełnie bez sensu.
Ale Brytyjczycy wpuścili szeroko na aukcję interkonektory transgraniczne, dzięki czemu tak mocno zbili cenę w 2018 r. Polski ustawodawca uchylił furtkę dla interkonektorów dopiero w przyszłych aukcjach.
Sytuację komplikuje dodatkowo fakt, że Trybunał Sprawiedliwości UE uznał, że zatwierdzony przez Komisję Europejską brytyjski rynek mocy jest niezgodny z unijnymi zasadami pomocy publicznej. Skargę złożyła jedna z zainteresowanych firm. Może to skłonić Komisję do przeglądu wszystkich mechanizmów mocowych, także polskiego, choć był badany dość długo. Polska jest jednak w nieco innej sytuacji, bo naszego rynku mocy póki co nikt nie zaskarżył i nie widać podmiotu, który byłby tym zainteresowany (organizacje ekologiczne nie mają legitymacji prawnej).
Kolejne aukcje już 5 i 21 grudnia. Zdaniem naszych rozmówców ceny powinny być już niższe. Pożyjemy, zobaczymy….
Wysokie ceny prądu – minister energii obiecuje rekompensaty. Ale nie dla wszystkich
Szef resortu energii Krzysztof Tchórzewski, podczas wystąpienia w Sejmie, mówił, że rząd przygotowuje program rekompensat dla małych i średnich przedsiębiorstw, które „obecnie w kraju płacą najwięcej za energię elektryczną, oraz dla gospodarstw domowych”.
„Program rekompensat, który przygotowujemy na przyszły rok zakłada, że koszt rachunku za energię elektryczną w przyszłym roku nie zmieni się dla wszystkich, którzy są podłączeni do sieci na niskim napięciu. Ich zmiany nie dotkną” – mówił Tchórzewski.
Rekompensaty za ceny prądu
„Pragnę podkreślić, że programem tym zostaną objęte gospodarstwa domowe niezależnie od rodzaju zawartej umowy z przedsiębiorstwem, tak, aby rachunek za energię elektryczną w przyszłym roku pozostał bez zmian” – poinformował.
W połowie października minister zapewniał, że ceny energii elektrycznej dla gospodarstw domowych w 2019 roku mogą wzrosnąć o nie więcej niż 5 proc.
W piątek udzielał odpowiedzi na pytanie Mieczysława Kasprzaka (PSL-UED) „w sprawie drastycznego wzrostu cen energii elektrycznej”.
Kasprzak dopytywał ministra m.in. o to, co rząd zamierza zrobić, aby rozwiązać problemy związane z drastycznie drożejącą energią elektryczną, którą już odczuwają przedsiębiorcy i odbiorcy końcowi.
Tchórzewski w odpowiedzi przytoczył dane Komisji Europejskiej, z których wynika, że gospodarstwa domowe w Polsce płacą dwukrotnie mniej za energię elektryczną niż gospodarstwa niemieckie. W przypadku przedsiębiorstw sytuacja wygląda podobnie.
Minister o tym, co wpływa na ceny prądu
Wśród czynników cenotwórczych energii elektrycznej jest koszt certyfikatów CO2 i kosztów paliwa, w odpowiedzi na to przygotowaliśmy program rekompensat dla MSP i gospodarstw domowych – powiedział Tchórzewski.
Zwrócił uwagę, że przede wszystkim należy odróżnić ceny hurtowe od opłat za energię elektryczną, jaką dostają w rachunkach odbiorcy indywidualnych.
Brak tego rozróżnienia prowadzi w przestrzeni publicznej do błędnych wniosków. „Otóż procentowa zmiana ceny w hurcie nie przekłada się jeden do jednego na wysokość rachunku płaconego przez odbiorców. Odnosząc się do cen hurtowych faktycznie w II i III kwartale br. obserwowany jest w całej Europie wzrost cen energii na giełdach” – powiedział.
Według ministra kluczowy wpływ na ceny energii w obrocie hurtowym mają koszt uprawnień do emisji CO2 i koszty paliwa. Obowiązek zakupu praw do emisji CO2 jest głównym elementem prowadzonej polityki klimatycznej UE. Dodał, że „ceny uprawnień do emisji CO2 w krótkim czasie wzrosły o ok. 500 proc. Z 5 euro za tonę w roku 2017 do 25 euro za tonę odnotowaną 10 wrześniu br. Aktualnie cena ta oscyluje na poziomie ok. 16 euro za tonę”.
„Drugi czynnik, to koszty paliwa. Ceny gazu ziemnego i węgla kamiennego na światowych rynkach są w trendzie wzrostowym, wprawdzie nie tak silnym, jak certyfikatów CO2. Po udanej restrukturyzacji w górnictwie, polskie elektrownie mogą liczyć na tańszy o kilkanaście proc. węgiel z polskich kopalń niż ten importowany” – mówił.
businessinsider.com.pl
Polska i USA zacieśniają współpracę energetyczną
Sekretarz energii USA Rick Perry i minister energii Krzysztof Tchórzewski podpiszą w czwartek w Warszawie deklarację o wzmocnionej współpracy w zakresie bezpieczeństwa energetycznego – poinformowało Ministerstwo Energii.
Perry w tym tygodniu odwiedza szereg krajów Europy-Środkowo Wschodniej – Polskę, Ukrainę, Węgry i Czechy – w celu, jak deklaruje Departament Energii (DoE) – wzmacniania partnerstwa w sektorze energii z poszczególnymi państwami regionu. Bieżąca polityka Stanów Zjednoczony zakłada zmniejszenie zależności energetycznej regionu od Rosji na rzecz dostaw surowców energetycznych – przede wszystkim gazu, ale i węgla z USA. Według DoE, wszystko to w ramach „wysiłków administracji Donalda Trumpa, by rozwijać eksport surowców energetycznych z Ameryki”.
Amerykański Kongres zajmuje się dwoma projektami ustaw, które dotyczą współpracy energetycznej z europejskimi sojusznikami USA. Do Senatu trafił przyjęty już przez Izbę Reprezentantów projekt ustawy o „współpracy w zakresie bezpieczeństwa energetycznego z sojusznikami w Europie”. Projekt wskazuje wprost, że jego celem jest zmniejszenie zależności energetycznej sprzymierzeńców i partnerów USA od Rosji, w szczególności od rosyjskiego gazu. Tak, by te kraje osiągnęły trwały stan bezpieczeństwa energetycznego poprzez wzrost dostępności innych, pewnych źródeł surowców energetycznych po przystępnej cenie – stwierdza projekt. Wsparcie dla sojuszników ma się przejawiać poprzez eksport amerykańskich nośników energii. Projekt wspomina również o potrzebie powstrzymania władz Rosji przed używaniem rosyjskich zasobów jako broni geopolitycznej oraz o konieczności liberalizacji i dalszego rozwoju europejskich rynków energii. W projekcie znajduje się też zapis o kontynuacji zdecydowanego sprzeciwu wobec gazociągu Nord Steram 2.
Projekt ustawy zobowiązuje odpowiednie władze do przedstawienia w ciągu najdalej 180 dni po wejściu w życie „transatlantyckiej strategii energetycznej” USA.
Senat zajmuje się też drugim projektem ustawy, zgłoszonym przez przedstawicieli obu partii – Republikańskiej i Demokratycznej – „o europejskim bezpieczeństwie energetycznym i dywersyfikacji”. Projekt przewiduje „polityczne i dyplomatyczne” wsparcie dla inicjatyw, poprawiających bezpieczeństwo energetyczne i dywersyfikację w krajach wschodniej części UE – od Estonii po Cypr, na Bałkanach na Ukrainie i w Mołdawii. Rządowym amerykańskim agencjom projektowana ustawa ma przydzielić budżet w wysokości 1 mld dol. do 2023 r. na wsparcie prywatnych inwestycji w regionie.
Pierwsze transporty amerykańskiego gazu skroplonego trafiły już do terminali LNG w Polsce i na Litwie. PGNiG podpisało też szereg kontraktów na dostawy LNG z amerykańskimi firmami i zapowiada podpisanie dalszych z dostawcami z USA. Z kolei na Ukrainę trafił już amerykański węgiel. Sekretarz Rick Perry w trakcie podróży po Europie ma odwiedzić ukraińską elektrownię węglową w Trypolu pod Kijowem, której właściciel – spółka Ukrenergo – od lata 2018 r. jest odbiorcą węgla z USA.
Polska Agencja Prasowa
Tauron podsumowuje trzy kwartały. Wyższe przychody i dystrybucja energii
– Wyniki finansowe Grupy TAURON po dziewięciu miesiącach tego roku są lepsze od oczekiwań rynku i zgodne z naszymi planami – mówi Filip Grzegorczyk, prezes zarządu TAURON Polska Energia.
– Warto podkreślić, że nasz największy projekt realizowany w Jaworznie jest zaawansowany w ponad 80 proc. Prace przebiegają zgodnie z harmonogramem i budżetem. Dodatkowo aktualnie prowadzimy negocjacje w sprawie nabycia farm wiatrowych o mocy około 200 MW zlokalizowanych w północnej Polsce. Ewentualna transakcja umożliwi nam podwojenie obecnie posiadanych mocy wiatrowych – wyjaśnia Filip Grzegorczyk.
– Grupa TAURON buduje pozycję multienergetycznego czempiona. Rozwijamy nowe biznesy. Przed szczytem klimatycznym w Katowicach uruchomimy program carsharingu i ładowania samochodów elektrycznych. Działania te wpisują się w naszą strategię oraz globalne trendy dotyczące energetyki – dodaje prezes zarządu TAURON Polska Energia.
– Konsekwentnie realizowana strategia oraz korzystne trendy w otoczeniu makroekonomicznym mają odzwierciedlenie w stabilnej sytuacji finansowej Grupy. Dzięki naszym działaniom, mającym na celu dywersyfikację źródeł finansowania i optymalizację terminu zapadalności zadłużenia, wskaźnik długu netto do EBITDA utrzymuje się na bezpiecznym poziomie. Mamy także zagwarantowane finansowanie na poziomie ponad 5,3 mld zł. Na stabilną sytuację finansową Grupy istotny wpływ mają systematycznie realizowane inicjatywy podnoszące efektywność funkcjonowania całej organizacji – mówi Marek Wadowski, wiceprezes zarządu TAURON Polska Energia ds. finansów.
Dane operacyjne
Kluczowe parametry operacyjne | J.m. | I-III kwartał 2018 r. | I-III kwartał 2017 r. | Zmiana (proc.) | III kwartał 2018 r. | III kwartał 2017 r. | Zmiana (proc.) |
Produkcja węgla handlowego | mln ton | 3,61 | 4,68 | -23 | 1,09 | 1,36 | -20 |
Sprzedaż węgla handlowego | mln ton | 3,54 | 5,01 | -29 | 1,04 | 1,45 | -28 |
Wytwarzanie energii elektrycznej (produkcja brutto Grupy), w tym: | TWh | 11,90 | 14,03 | -15 | 4,35 | 4,57 | -5 |
wytwarzanie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych (biomasa, wiatr, woda) | TWh |
0,69 | 0,94 | -27 | 0,18 | 0,28 | -36 |
Wytwarzanie ciepła | PJ | 7,42 | 7,91 | -6 | 0,70 | 0,82 | -15 |
Sprzedaż ciepła | PJ | 9,69 | 10,66 | -9 | 0,76 | 0,86 | -12 |
Dystrybucja energii elektrycznej | TWh | 38,84 | 38,31 | 1 | 12,83 | 12,61 | 2 |
Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej przez Segment Sprzedaż i Wytwarzanie | TWh | 25,37 | 25,56 | -1 | 8,17 | 8,35 | -2 |
Liczba klientów – Dystrybucja | tys. | 5 579 | 5 517 | 1 | 5 579 | 5 517 | 1 |
Produkcja węgla handlowego wyniosła 3,61 mln ton i była niższa o 23 proc. niż w analogicznym okresie 2017 r. ze względu na niekorzystne warunki geologiczno-górnicze w ZG Janina. Niemal połowa zapotrzebowania na węgiel do produkcji energii elektrycznej i ciepła została zaspokojona surowcem pochodzącym z własnych zakładów górniczych Grupy.
Zgodnie z przyjętą strategią handlową Grupa TAURON wyprodukowała 11,9 TWh energii elektrycznej, tj. o 15 proc. mniej niż w analogicznym okresie ubiegłego roku (14 TWh). Wolumen produkcji z odnawialnych źródeł energii wyniósł 0,69 TWh, tj. o 27 proc. mniej wobec ubiegłego roku (0,94 TWh), co wynikało z niższego wykorzystania biomasy oraz trudnych warunków hydrologicznych i wietrznych.
Produkcja ciepła zmniejszyła się o 6 proc. i wyniosła 7,42 PJ. Sprzedaż ciepła wyniosła 9,7 PJ i była niższa o 9 proc. r/r ze względu na niższe zapotrzebowanie odbiorców wynikające z wyższych temperatur zewnętrznych.
Segment Dystrybucja dostarczył swoim klientom łącznie 38,8 TWh energii elektrycznej, tj. o 1,4 proc. więcej r/r. Liczba klientów przyłączonych do sieci TAURON Dystrybucja na koniec września wzrosła o 62 tys., tj. do 5,58 mln. Spółki segmentu Sprzedaż sprzedały łącznie 25,4 TWh energii elektrycznej do 5,4 mln klientów, zarówno gospodarstw domowych, jak i przedsiębiorstw. Niższa o 0,2 TWh sprzedaż energii elektrycznej wynika przede wszystkim z mniejszego zapotrzebowania klientów biznesowych.
Wyniki finansowe
Kluczowe parametry finansowe (w mln zł) |
I-III kwartał 2018 r. | I-III kwartał 2017 r. | Zmiana (proc.) | III kwartał 2018 r. | III kwartał 2017 r. | Zmiana (proc.) |
Przychody ze sprzedaży | 13 302 | 12 874 | 3 | 4 476 | 4 116 | 9 |
EBIT | 1 306 | 1 649 | -21 | 351 | 354 | -1 |
EBITDA | 2 972 | 2 947 | 1 | 778 | 794 | -2 |
Marża EBITDA | 22,3 proc. | 22,9 proc. | -0,5 p.p. | 17,4 proc. | 19,3 proc. | -1,9 p.p. |
Zysk netto | 855 | 1 194 | -28 | 286 | 189 | 51 |
Marża zysku netto | 6,4 proc. | 9,3 proc. | -2,8 p.p. | 6,4 proc. | 4,6 p.p. | 1,8 p.p. |
Zysk netto przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej | 853 | 1 192 | -28 | 286 | 188 | 52 |
Grupa TAURON wypracowała przychody ze sprzedaży na poziomie 13,3 mld zł, tj. o 3 proc. więcej niż przed rokiem. Istotny wpływ na wzrost przychodów w stosunku do analogicznego okresu 2017 r. miały wyższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej oraz wzrost cen sprzedaży gazu, które pozwoliły zniwelować niższe wpływy ze sprzedaży usług dystrybucyjnych (efekt wprowadzenia od 1 stycznia 2018 r. MSSF 15) oraz węgla.
Grupa osiągnęła wynik EBITDA na poziomie 3 mld zł, co oznacza wzrost o 1 proc. r/r. Największy udział w EBITDA Grupy ma Segment Dystrybucja (66 proc.), a w dalszej kolejności segmenty: Wytwarzanie (22 proc.) i Sprzedaż (15 proc.). Marża EBITDA Grupy była na stabilnym poziomie i wyniosła 22,3 proc. Wynik EBITDA segmentu Wytwarzanie (649 mln zł) był o 42 proc. wyższy niż rok wcześniej (456 mln zł), głównie z uwagi na wyższą marżę na sprzedaży energii elektrycznej oraz na rozwiązanie w I kwartale 2018 r. rezerw z tytułu świadczeń pracowniczych w wysokości 230 mln zł.
Zysk netto Grupy TAURON przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł 853 mln zł i był niższy o 28 proc. r/r na skutek ujęcia w I półroczu 2018 r. odpisów aktualizujących wartość majątku. W III kwartale 2018 r. zysk netto Grupy wzrósł o 52% r/r, co jest przede wszystkim efektem ujęcia dodatnich różnic kursowych.
Program Poprawy Efektywności
Realizowany w Grupie TAURON Program Poprawy Efektywności przyniósł wzrost skumulowanej EBITDA o ponad 950 mln zł (w okresie 2016 r. – III kwartał 2018 r.). Największy udział w osiągniętych wynikach miały segmenty: Dystrybucja, Pozostałe i Wytwarzanie. Z kolei oszczędności na wydatkach inwestycyjnych osiągnęły poziom 586 mln zł i były pochodną bardziej efektywnego zarządzania majątkiem i optymalizacji procesów zakupowych.
Inwestycje
Nakłady inwestycyjne Grupy TAURON po 9 miesiącach 2018 r. wyniosły 2,3 mld zł i były wyższe o 5 proc. w porównaniu z poniesionymi w analogicznym okresie 2017 r. (2,2 mld zł). Wzrost ten wynika głównie z wyższych inwestycji w obszarach Dystrybucja i Wydobycie. W segmencie Dystrybucja największe środki zostały przeznaczone na modernizację sieci dystrybucyjnej (637 mln zł) oraz budowę nowych przyłączy (466 mln zł), a łączny capex wyniósł 1,2 mld zł. Nakłady w segmencie Wytwarzanie (909 mln zł) przeznaczone były przede wszystkim na budowę bloku o mocy 910 MW w Jaworznie, który zostanie przekazany do eksploatacji w listopadzie 2019 r.
Zadłużenie i finansowanie
W porównaniu ze stanem na 31 września 2017 r. zobowiązania finansowe netto Grupy TAURON wzrosły o 3,2 proc. i wyniosły 8,2 mld zł. Wskaźnik długu netto do EBITDA na koniec września 2018 r. wyniósł 2,2x.
Tauron
Król Węgiel zwycięży w 2018 r. Gaz wciąż za drogi
W pierwszych aukcjach na rynku mocy wystartują głównie jednostki na węgiel. Większość projektów gazowych poczeka przyczajona na przyszłe lata.
Ale wielką zagadką jest liczba nowych bloków gazowych, która wystartuje w pierwszej aukcji. Na pewno swoich szans spróbują budowany już przez PGNiG blok na Żeraniu oraz kończony już, mocno opóźniony blok w Stalowej Woli (Tauron i PGNiG). Prawdopodobnie zgłosi się także PAK ze swym projektem przerobienia na gaz dwóch bloków z zamkniętej elektrowni węglowej w Adamowie.
Z naszych nieoficjalnych informacji wynika za to, że raczej do pierwszej aukcji nie stanie blok gazowy Orlenu, który miał powstać obok istniejącej już świeżo wybudowanej elektrociepłowni w Płocku. Blok o mocy 500 MW był projektowany jako typowa jednostka szczytowa, czyli pracująca w szczycie zapotrzebowania, wtedy gdy ceny są najwyższe.
Według naszych źródeł nie wystartują także planowane bloki w Grudziądzu (Energa), Dolnej Odrze (PGE) oraz Łagiszy (Tauron). To oznacza, że z blokami węglowymi zmierzą się tylko istniejące już elektrociepłownie Orlenu we Włocławku i Płocku, a także będący w trakcie budowy blok na warszawskim Żeraniu. Do tego najpewniej dojdzie Stalowa Wola, której ślimaczącą się budowę uda się chyba skończyć do 2023 r.(wtedy ma nastąpić dostawa prądu z jednostek uczestniczących w aukcji, oficjalna data oddania do eksploatacji to 2019 r. ). Prawdopodobnie wystartuje też projekt jakiego jeszcze w Polsce nie było – dwa bloki z zamkniętej elektrowni węglowej Adamów, które prywatny ZE PAK chce przerobić na gaz. To oczywiście wyjdzie dużo taniej niż budowa nowej jednostki na gaz. Przypomnijmy, że dwa mniejsze bloki chcą też postawić firmy chemiczne – Synthos w Oświęcimu (100 MW), a PCC Rokita w Brzegu (50 MW).
Czy bloki gazowe mają szanse wygrać aukcje z węglowymi? Niespełna dwa lata temu sprawdziliśmy, jak w ówczesnych realiach rynkowych wyglądała kwestia parytetu węgiel/gaz. Do wyliczenia tego parytetu – czyli takiej ceny węgla z dostawą, która daje koszty wytworzenia energii elektrycznej z węgla na poziomie równym kosztom wytworzenia energii z gazu (z uwzględnieniem sprawności oraz kosztów emisji, utylizacji odpadów, itp.) – użyliśmy gotowego modelu, stworzonego przez Eugeniusza Mokrzyckiego i Zbigniewa Grudzińskiego z Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią Polskiej Akademii Nauk. Od tego czasu sporo się zmieniło, więc postanowiliśmy powtórzyć analizę, uaktualniając dane wejściowe.
Co się zmieniło? Przede wszystkim oczywiście podrożały koszty emisji. Jak widać na wizualizacji modelu, wyższe koszty CO2 spychają węgiel do narożnika, powiększając jednocześnie obszar przewagi gazu. Sam węgiel również zdrożał. Dwa lata temu szacowaliśmy cenę na ok. 8,5 PLN za GJ. Dzisiaj jest to ok. 11 PLN za GJ. Dwa lata temu taka cena, nawet przy niskich kosztach emisji dawała przewagę gazowi. Dziś, mimo że uprawnienia do emisji przebiły 20 euro za tonę, osiągnięcie przez gaz parytetu jest jednak problematyczne. Przede wszystkim dlatego, że podobnie jak węgiel, błękitne paliwo mocno podrożało.
Przed dwoma laty szacowaliśmy cenę gazu, importowanego z UE gazu na maksimum 80 PLN/MWh. Dzisiaj – według ostatnich danych URE – to 90 PLN/MWh, ale import nie jest już tak opłacalny. „Dzięki” tzw. ustawie magazynowej importer musi dopłacić jeszcze koszt magazynowania, albo zapłacić PGNiG za tzw. usługę biletową. Co cenę podbija i czyni interes mniej opłacalnym.
Natomiast giełdowe notowania gazu to już pochodna drogiej ropy. Otóż największy importer i sprzedawca, czyli PGNiG kupuje gaz przede wszystkim od Gazpromu. A formuła cenowa jest powiązana z cenami ropy. W efekcie cena jest odpowiednio wysoka, a przy szybko rosnącym krajowym popycie mamy do czynienia z rynkiem sprzedającego. Czyli na rynku jest drogo. Na TGE obecne ceny gazu to od 110 PLN/MWh wzwyż. W takich warunkach, jak podpowiada model, ciągle mamy do czynienia z przewagą węgla.
Wystarczy jednak, że ceny gazu spadną do poziomu sprzed kilku lat i przy dzisiejszych cenach uprawnień do emisji biznes oparty na węglu zaczyna się sypać.
z/wysokienapiecie.pl
Taryfy po nowemu. Ministerstwo energii zmienia rozporządzenie
Ministerstwo Energii zmienia rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną. Największe firmy energochłonne dostaną na nowych zasadach zniżki w opłacie jakościowej. To odbije się nieznacznie na rachunkach gospodarstw domowych.
Taryfy za energię elektryczną to gorący temat przed końcem roku. Wraz ze wzrostem cen energii elektrycznej na giełdzie coraz głośniej mówi się o rekompensatach, które złagodziłyby wzrost cen dla najbardziej wrażliwych odbiorców końcowych.
Opłata jakościowa liczona inaczej
Zmiana rozporządzenia ws. kalkulacji taryf ulży w rachunkach największych 34 firm energochłonnych. Jednocześnie rachunki gospodarstw domowych wzrosną o około 2,5 zł rocznie. Jak czytamy w uzasadnieniu, obciążenia nałożone na przemysł energochłonny mogą mieć istotny wpływ na sytuację gospodarczą w Polsce. Wskazano, że po uwzględnieniu dodatkowych opłat oraz przyznanych upustów, energia dla przedsiębiorców w Polsce jest droższa niż np. we Francji czy Niemczech.
Teoretycznie preferencyjna stawka opłaty jakościowej dla przedsiębiorców energochłonnych wynosi 10 proc. nominalnej stawki. W praktyce skorzystanie z ulgi uzależnione jest od spełnienia bardzo ostrych kryteriów. W efekcie ulgową opłatą jakościową objęte jest mniej niż 1 proc. zużycia energii w kraju. Po zmianach w rozporządzeniu ilość ta wzrośnie dziesięciokrotnie do 13,11 TWh rocznie i obejmie 34 największych firm – wynika z projektu.
Aby skorzystać z ulgi trzeba będzie spełnić trzy kryteria: prowadzić działalność w określonej branży (rozporządzenie wymienia kody PKD), zużywać rocznie ponad 100 GWh energii oraz mieć współczynnik intensywności zużycia energii elektrycznej powyżej 20 proc.
„Minimalny wzrost kosztów”
Teraz stawka opłaty jakościowej dla odbiorcy końcowego wynosi 12,53 zł/MWh czyli 0,01253 zł/kWh. Zaproponowana zmiana spowoduje wzrost nominalnej stawki opłaty jakościowej o 9,5 proc. do poziomu 13,72 zł/MWh – czytamy w uzasadnieniu.
„Zakładając średnie roczne zużycie gospodarstwa domowego na poziome 2,137 MWh, wprowadzenie nowych kryteriów ulgi w opłacie jakościowej spowoduje wzrost rocznego rachunku o 2,56 zł. Dzięki odpowiednio dobranym wartościom kryteriów, modyfikacja ulgi znacząco obniży koszt energii elektrycznej dla odbiorców energochłonnych, jednocześnie powodując minimalny wzrost kosztów dla końcowych odbiorców” – czytamy.
Konto regulacyjne
Projekt rozporządzenia taryfowego reguluje też kwestie jakościowe. To oznacza włączenie celów jakościowych do kalkulacji taryfy operatorów dystrybucyjnych. Chodzi o wskaźniki przerw w dostarczaniu energii elektrycznej (SAIDI, SAIFI) oraz wskaźnik odzwierciadlający czas realizacji przyłączenia odbiorców IV i V grupy przyłączeniowej (CRP).
Opłaty za dystrybucję energii mają być naliczane na bardziej przejrzystych zasadach. Teraz operatorzy systemów elektroenergetycznych w kalkulacji taryf odwołują się do przychodów planowanych. To się zmieni, gdy powstaną konta regulacyjne przedsiębiorstw energetycznych – wynika z projektu rozporządzenia. Urząd Regulacji Energetyki przy zatwierdzaniu taryf będzie brał pod uwagę różnicę między planowanymi a pozyskanymi z opłat dystrybucyjnych przychodami. Do tej pory mechanizmy regulacyjne nie zapewniały możliwości takiej korekty.
Jak argumentuje resort energii, pewność stabilnego poziomu przychodów zabezpieczy odbiorców przed zbyt wysokimi stawkami opłat dystrybucji. Z drugiej strony umożliwi operatorom systemów elektroenergetycznych finansowanie inwestycji, przede wszystkim w infrastrukturę. W założeniu, konto regulacyjne umożliwi ujęcie w kalkulacji taryfy korekty odpowiadającej różnicy pomiędzy planowaną a rzeczywistą wielkością pobranych opłat. Taryfy mogą więc pójść zarówno mocniej w górę – przy niedoszacowaniu wpływów, jak i w dół – przy przeszacowaniu. Proponuje się przy tym dwuletni okres rozliczenia.
Mechanizm konta regulacyjnego jest znany w regulacji europejskiej i jest z powodzeniem stosowany w takich krajach jak Niemcy, Wielka Brytania czy kraje skandynawskie (Szwecja, Norwegia i Finlandia) – czytamy w uzasadnieniu projektu.
Taryfy z bonifikatą
Nowelizacja wprowadza nowe zasady naliczania bonifikat w rachunkach. Zgodnie w nowymi przepisami bonifikaty za niezachowanie parametrów jakościowych energii elektrycznej będą przyznawane odbiorcy automatycznie, bez konieczności złożenia wniosku do przedsiębiorstwa energetycznego. Natomiast w przypadku bonifikat z tytułu niezachowania parametrów jakościowych energii elektrycznej, odbiorca będzie musiał złożyć wniosek.
„Wyjątkowo, w przypadku niezachowania dopuszczalnych przerw w dostawach energii elektrycznej u odbiorców przyłączonych do sieci wysokich i średnich napięć wprowadzono zasadę automatycznego wypłacania bonifikat, gdyż przedsiębiorstwa dystrybucyjne mają możliwości dokonywania bieżącej i zdalnej weryfikacji dostaw energii sieciami wysokich i średnich napięć” – dodano.
Według ME, projekt jest zgodny z prawem Unii Europejskiej. Ale jednocześnie dodano, że zostanie on „przedstawiony Komisji Europejskiej w celu uzyskania pewności prawnej” odnośnie ulg dla przedsiębiorstw energochłonnych. Projekt jest w trakcie konsultacji, na nadsyłanie uwag dano czas dwóch tygodni – do 26 października.
wysokienapiecie.pl
Tauron chciałby sfinalizować transakcję przejęcia farm wiatrowych na przełomie roku
„W grupie Tauron nie planujemy już budować dużych elektrowni węglowych, Jaworzno jest ostatnim takim blokiem. Trzeba się jednak rozwijać w obszarze wytwarzania energii elektrycznej, dlatego rozważamy nowe inwestycje w aktywa wytwórcze o mocy ok. 700 MW, w tym z OZE. Na tę wartość składają się mniej lub bardziej określone projekty, tj.: 200 MW farm wiatrowych, których nabycie negocjujemy, farmy fotowoltaiczne, a w dłuższej perspektywie zobaczymy, jak się rozwinie kwestia offshore, oraz czy pojawią się kolejne możliwości akwizycyjne” – dodał prezes.
Poinformował, że długoterminowym celem grupy jest zmodernizowane wytwarzanie konwencjonalne, wsparte OZE, które stanowiłyby istotną część mocy zainstalowanej.
„Będziemy do tego dążyć stopniowo, w zależności od tego, jak będzie się zmieniało otoczenie regulacyjne. Każdy projekt OZE poprawia postrzeganie grupy Tauron, daje dowód dywersyfikacji naszego miksu wytwórczego oraz stabilizuje sytuację finansową” – powiedział Grzegorczyk.
W ubiegłym tygodniu Tauron otrzymał zaproszenie do rozpoczęcia negocjacji w sprawie nabycia farm wiatrowych zlokalizowanych w północnej Polsce należących do grupy in.ventus. Łączna moc tych farm wynosi około 200 MW.
„Złożono nam ofertę nabycia pięciu farm wiatrowych o łącznej mocy 200 MW położonych na terenie Polski. Odpowiedzieliśmy na to zaproszenie pozytywnie. Nasza oferta nie była jedyną, ale spotkała się z najlepszym przyjęciem. Jesteśmy teraz na etapie negocjowania warunków” – powiedział prezes Tauronu.
„Dobrze by było zakończyć rozmowy i sfinalizować transakcję na przełomie roku” – dodał.
Poinformował, że ewentualne przejęcie farm będzie bezpieczne dla sytuacji finansowej grupy.
„Chcemy, by transakcja ta była bezpieczna dla finansów grupy. Ona nie zachwieje jej naszą stabilnością finansową, ponieważ ewentualne jej finansowanie jest zabezpieczone” – powiedział prezes.
Prezes poinformował, że spółka analizuje kwestię budowy farm fotowoltaicznych, ma portfel projektów o mocy 74 – 150 MW.
„Jesteśmy w fazie poważnych prac analityczno-projektowych, jeśli chodzi o farmy fotowoltaiczne. Mamy portfel projektów o mocy 74 – 150 MW. Wiążemy z nim duże nadzieje, rozważamy pięć potencjalnych lokalizacji na terenach należących do grupy, niewykorzystanych gospodarczo, a w przypadku pozytywnych wyników analiz możliwe jest, że pierwszą taką farmę uruchomimy już w 2021 roku” – powiedział Grzegorczyk.
Powtórzył, że Tauron jest zainteresowany udziałem w projekcie budowy farm wiatrowych na morzu.
„Jesteśmy zainteresowani udziałem w projekcie offshore zarówno we współpracy z innym partnerem, jak i samodzielnie, ale czekamy na oprzyrządowanie regulacyjne, które pozwoli obliczyć jego opłacalność. Bez systemu wsparcia koszt opłacalność tej technologii trudno policzyć. Jeśli koncerny energetyczne miałyby brać na siebie koszty przyłączenia wysp, to rentowność takich inwestycji byłaby dyskusyjna” – ocenił prezes.
„Energetyka odnawialna jest ze swej natury droga i wymaga systemu wsparcia. Energia z węgla jest najtańsza, gdyby zdjąć z niego wszystkie daniny publiczno-prawne, koszty CO2” – dodał.
Poinformował, że spółka nadal zastanawia się nad projektem budowy bloku parowo-gazowego w Łagiszy.
„Inwestycja jest uzależniona od rozwiązań w zakresie przedłużenia wsparcia dla kogeneracji. Jeśli będzie korzystne, to projekt zostanie uruchomiony” – powiedział Filip Grzegorczyk.
PGE Obrót podpisała umowę z dużym odbiorcą przemysłowym
PGE Obrót podpisała umowę trzyletni kontrakt został z hutą CMC Poland, który zacznie obowiązywać od początku 2021 r. Spółki pozostawiły sobie także możliwość przedłużenia go o kolejny rok. Zakontraktowany wolumen sprzedaży wyniesie 2,4 TWh.
Umowa spółek
Jak podkreśla PGE Obrót, trzyletni okres obowiązywania umowy gwarantuje obu stronom stabilność i bezpieczeństwo związane z planowaniem biznesu. Według spółki formuła cenowa oparta na indeksach TGE daje klientowi możliwość elastycznego kształtowania cen w odniesieniu do potrzeb i dynamiki rynku.
– Podpisana umowa jest wynikiem rozbudowanych konsultacji merytorycznych, podczas których menadżerowie PGE przeanalizowali potrzeby klienta, a następnie zaproponowali najlepsze rozwiązania. To także efekt budowanych od kilku lat relacji biznesowych, w których naszym atutem, oprócz oferty handlowej dobrze dopasowanej do potrzeb klienta, jest najwyższa jakość obsługi posprzedażowej – mówi Dariusz Czuk, prezes zarządu PGE Obrót.
Huta Commercial Metals Company to jeden z przedstawicieli przemysłu energochłonnego, który oprócz dużego wolumenu zużycia energii, odznacza się złożonością potrzeb i nowatorskim podejściem do biznesu, co determinuje potrzebę spersonalizowanej, eksperckiej obsługi handlowej.
– W trakcie wspólnych negocjacji udało nam się stworzyć unikalny produkt, umożliwiający reagowanie na rozwój rynku, dostosowany do potrzeb tak dużego odbiorcy przemysłowego, jakim jest CMC Poland – powiedział Jerzy Kozicz, prezes zarządu CMC Poland.
CMC Poland prowadzi działalność od 1897 roku i jest liderem wśród polskich hut. Posiada znaczącą pozycję w strukturze produkcyjnej i finansowej grupy CMC, z dużymi perspektywami rozwoju.