Działamy w różnych segmentach rynku energii. Podstawowy podział to rynek hurtowy i rynek detaliczny.

Rynek energii

Działamy w różnych segmentach tego rynku. Podstawowy podział to rynek hurtowy i rynek detaliczny. Rynek detaliczny wiąże się ze sprzedażą do odbiorcy końcowego. Odbiorcy końcowi to grupa niejednorodna. Odbiorcą końcowym może być zarówno gospodarstwo domowe, szkoła, urząd, ale także duże przedsiębiorstwo przemysłowe.

Rynek hurtowy energii

Na rynku hurtowym obracana jest tzw. energia „niekolorowana”. Oznacza to, że cena megawatogodziny w hurcie nie obejmuje kosztów systemów wsparcia. Systemy wsparcia finansowane są za pomocą praw majątkowych, tzw. kolorowych certyfikatów (więcej na ten temat piszemy w następnym paragrafie). Cena w hurcie nie zawiera także akcyzy. Aktorami na rynku hurtowym są głównie firmy energetyczne: wytwórcy energii po stronie podaży i dostawcy energii do klientów końcowych po stronie popytu.

W Polsce rynek hurtowy prowadzony jest przez Towarową Giełdę Energii (TGE). Rynek hurtowy ma dwa segmenty – rynek spot czyli Rynek Dnia Następnego (RDN) oraz rynek transakcji terminowych (RTT), na którym zawierane są kontrakty na dostawę energii np. na dłuższe i bardziej odległe terminy: tydzień, miesiąc, kwartał, rok. Popularnym instrumentem są kontrakty na dostawę energii przez cały kolejny rok, oznaczane „1-year forward”. Rynek transakcji terminowych pozwala zabezpieczyć przyszłą cenę sprzedaży – cena zostaje ustalona z chwilą zawarcia kontraktu – ma to znaczenie dla zarządzania ryzykiem.

Na rynku hurtowym, zarówno spot jak i terminowym, obracane są m.in. produkty takie jak:

  • BASE – podstawa, czyli dostawa energii przez całą dobę,
  • PEAK5 – szczyt, czyli dostawa energii w godzinach 7 - 22, cyfra 5 w PEAK5 oznacza, że chodzi o dostawę w dni robocze, PEAK7 obejmuje cały tydzień,
  • OFFPEAK – godziny pozaszczytowe (noc, weekend).

Popyt na energię zmienia się w ciągu doby, podaż jest względnie stała, w związku z tym ceny energii zmieniają się w ciągu doby (średnia cena w szczycie była wyższa o około 50% od średniej ceny poza szczytem). W 2016 roku średnie ceny energii na rynku spot (RDN) kształtowały się w następujący sposób:  

Instrument

Średnia cena w 2016 r.

BASE

161 zł/MWh

PEAK

184 zł/MWh

OFF-PEAK

120 zł/MWh

Rynek hurtowy jest jawny – ceny transakcyjne i wolumeny są publicznie dostępne na stronie internetowej TGE, a zatem notowania TGE są punktem odniesienia (benchmark) w analizach biznesowych i w sposób syntetyczny i reprezentatywny przedstawiają rynek energii w Polsce.

Wolumen obrotu na rynku RDN w 2016 roku dla produktów BASE wyniósł 27,5 TWh.

Co wpływa na notowania cen energii w Polsce?

Notowania tych instrumentów fluktuują swobodnie każdego dnia i każdego miesiąca, w zależności od aktualnej relacji podaży i popytu. Do najważniejszych czynników, które wpływają na wahania cen energii należą:

  • dostępność mocy (ubytki remontowe) – w okresach intensywnego obciążenia remontowego ceny energii rosną, szczególnie jeśli postój dotyczy efektywnych kosztowo elektrowni, które w okresie remontu muszą być zastąpione przez jednostki o wyższym koszcie jednostkowym,
  • pogoda – np. generacja wiatrowa zależna jest bezpośrednio od wietrzności,
  • ceny węgla kamiennego – zmiany cen paliwa wpływają bezpośrednio na ceny energii,
  • ceny CO2 – zmiany cen uprawnień do emisji wpływają bezpośrednio na ceny energii,
  • koniunktura gospodarcza – popyt na energię skorelowany jest ze wzrostem PKB, w okresie ożywienia gospodarczego rośnie popyt na energię ze strony przedsiębiorstw,
  • sytuacja na rynkach ościennych – polski rynek jest powiązany z rynkami krajów ościennych, kierunek wymiany handlowej zależny jest od różnicy cen pomiędzy krajami (energia płynie z kraju, w którym jest taniej, do kraju, w którym jest drożej) – zarówno niedobory jak i nadwyżki z rynków zagranicznych wpływają na cenę równowagi w Polsce.

Rynek terminowy odnosi się do przyszłości. Średnie ceny energii w kontraktach całorocznych z dostawą w 2016 wynikają z transakcji historycznych zawartych w latach wcześniejszych. Analitycy rynku kapitałowego z uwagą obserwują cenę kontraktowaną na rok następny „forward Y+1”. Średnie ceny w kontaktach Y+1 zawieranych w roku 2016, z dostawą w 2017 roku kształtowały się następująco:

Instrument

Średnia cena
(transakcje zawarte w 2016 r.)

BASE forward Y+1

159 zł/MWh

PEAK forward Y+1

210 zł/MWh

Wolumen obrotu na kontraktach BASE Y+1 zawartych w trakcie 2016 roku wyniósł 43,7 TWh.

Otoczenie rynkowe – udział w wytwarzaniu

Do najważniejszych uczestników rynku energii elektrycznej w Polsce zaliczyć należy cztery ogólnopolskie, zintegrowane pionowo grupy energetyczne. Zaliczają się do nich Grupa PGE, grupa kapitałowa TAURON Polska Energia S.A., grupa kapitałowa ENEA S.A. oraz grupa kapitałowa ENERGA S.A. W segmencie wytwarzania oprócz czterech największych grup do ważnych producentów, lecz w mniejszym stopniu uczestniczących w pozostałych obszarach działalności energii elektrycznej, zaliczają się Zespół Elektrowni Pątnów Adamów Konin S.A., francuskie koncerny EDF i ENGIE, za pośrednictwem swych polskich spółek EDF Polska S.A. oraz ENGIE Energia Polska S.A.

Grupa PGE produkująca w 2016 roku niespełna 54 TWh energii elektrycznej (ok. 36% krajowej produkcji energii elektrycznej) jest liderem rynkowym.

Udział największych polskich producentów energii elektrycznej w produkcji netto w 2016 roku

Produkcja netto 2016 (TWh)

Źródło: opracowanie własne na podstawie informacji publikowanych przez spółki oraz Agencję Rynku Energii S.A. („ARE”)

Rynek detaliczny energii

W 2016 roku Grupa PGE sprzedała 42,9 TWh do odbiorców finalnych, co przekłada się na 33% udział w rynku detalicznym. Większość wolumenu trafiła do odbiorców biznesowych – 33,8 TWh, na gospodarstwa domowe przypadło 9,1 TWh. Ceny energii w umowach z odbiorcami biznesowymi ustalane są w umowach dwustronnych, na konkurencyjnym rynku. Poziom cen wynika z charakterystyki odbiorcy i jego potrzeb. Ceny energii w Taryfie G są regulowane – ogłasza je Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. 

Otoczenie rynkowe – udział w sprzedaży detalicznej

W segmencie sprzedaży detalicznej większość sprzedaży realizowana jest przez cztery największe grupy energetyczne PGE, Tauron, Enea i Energa oraz innogy Polska S.A..

W regionach kraju, w których wyżej wymienione grupy energetyczne są dystrybutorami energii, pełnią one rolę tzw. sprzedawcy z urzędu dla tych klientów, którzy nie zdecydowali się dotychczas na zmianę sprzedawcy energii. Oznacza to, że aktywność terytorialna wynika częściowo z genezy historycznej – przed uwolnieniem rynku energii sprzedaż i dystrybucja energii realizowana była przez te same podmioty.

Udział poszczególnych grup energetycznych w sprzedaży do odbiorców końcowych w 2016 roku.

Sprzedaż detaliczna 2016 (TWh)

Źródło: opracowanie własne na podstawie informacji publikowanych przez spółki, ARE oraz URE

Otoczenie rynkowe – udział w dystrybucji

W obszarze dystrybucji występuje geograficzny podział kraju, a na rynku obecnych jest pięciu dużych operatorów sieci dystrybucyjnej („OSD”), którzy zostali zobligowani do rozdzielenia działalności dystrybucyjnej od pozostałej działalności biznesowej. Oprócz wspomnianych grup energetycznych istotnym podmiotem jest innogy Stoen Operator sp. z o.o., odpowiadający za dystrybucję energii elektrycznej na terenie Warszawy.

Udział poszczególnych grup energetycznych w wolumenie dystrybuowanej energii elektrycznej w 2016 roku.

Wolumen dystrybuowanej energi 2016 (TWh)

Źródło: opracowanie własne na podstawie informacji publikowanych przez spółki, ARE oraz URE

Otoczenie rynkowe – rynek ciepła

Rynek produkcji ciepła w Polsce jest z kolei rynkiem rozproszonym. Ma on charakter lokalny i nosi cechy monopolu naturalnego. Dominujący wytwórcy swoją produkcję koncentrują w różnych ośrodkach miejskich, w związku z czym konkurencja sektora jest ograniczona. Ceny ciepła są zatwierdzane przez Prezesa URE. Czołowych pięciu producentów odpowiada za mniej niż 40% krajowej produkcji. Grupa PGE jest jednym z liderów rynku ciepłowniczego. Jeżeli dojdzie do pomyślnej finalizacji transakcji z EDF – Grupa PGE stanie się największym producentem ciepła pod względem zainstalowanych mocy. Liczącymi się wytwórcami ciepła są także PGNiG Termika S.A. oraz Grupa Veolia.

Profile Grup Energetycznych (specjalizacja biznesowa)

Rysunek: Profile polskich grup energetycznych (wielkość wykresu proporcjonalnie do udziału w EBITDA za rok 2016 poszczególnych segmentów działalności i wielkości łącznej EBITDA).

* Wytwarzanie – wytwarzanie konwencjonalne i odnawialne, wydobycie oraz ciepłownictwo
Źródło: opracowanie własne na podstawie informacji publikowanych przez spółki

Rynek praw majątkowych

Rynek praw majątkowych zwany jest także rynkiem kolorowych certyfikatów lub rynkiem świadectw pochodzenia. Na rynku hurtowym, omówionym w poprzednim paragrafie, obracana jest tzw. energia „czarna” czyli „niekolorowana”. Jej cena nie obejmuje systemu wsparcia. 

Systemy wsparcia są bodźcem dla zmian w miksie technologicznym, w kierunku pożądanym przez regulatora. Obowiązek umorzenia kolorowych certyfikatów kreuje zapotrzebowanie rynkowe na te prawa majątkowe. Energia elektryczna jest oznaczana certyfikatem, który identyfikuje jej pochodzenie (gdzie, kiedy i w jaki sposób została wyprodukowana) – wydaje je Urząd Regulacji Energetyki, a uzyskane w ten sposób świadectwo jest towarem giełdowym. Kolor certyfikatu wskazuje na źródło, z którego pochodzi energia.

Producent energii z technologii objętej systemem wsparcia realizuje dodatkowe przychody – nie tylko ze sprzedaży czystej energii, ale także ze sprzedaży świadectw pochodzenia – ma to wpływ na ekonomikę produkcji w danej technologii. Dodatkowe przychody są zachętą inwestycyjną do popularyzacji danej technologii. Sprzedawcy energii do odbiorców końcowych zobowiązani są umorzyć określoną ustawowo ilość świadectw pochodzenia. Podaż kolorowych certyfikatów zależy od rzeczywistego wolumenu energii wyprodukowanego w danej technologii, popyt na kolorowe certyfikaty wynika z poziomu zużycia energii przez odbiorców końcowych oraz określanego administracyjnie poziomu umorzeń.

Obowiązek umorzenia praw majątkowych w 2016*

Zielone

Odnawialne źródła energii (OZE)

15%
(od lipca 14,35%)

Błękitne

Energia z biogazu rolniczego od 1 lipca 2016 roku

0,65%

Fioletowe

Energia skojarzona  (metan kopalniany)

1,5%

Czerwone

Energia wytworzona w wysokosprawnej kogeneracji

23,2%

Żółte

Energia wytworzona w wysokosprawnej kogeneracji opalanej paliwami gazowymi lub o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej źródła poniżej 1 MW

6,0%

Białe

Świadectwa efektywności energetycznej

1,5%

*Jak czytać tabelę? Np. 6% w wierszu żółte certyfikaty oznacza, że sprzedawca do odbiorcy końcowego na każde 100 MWh energii zobowiązany jest umorzyć 6 jednostek żółtych certyfikatów (tj. 6 MWh).

W 2016 roku skonsolidowane przychody Grupy z tytułu sprzedaży praw majątkowych wyniosły 361 milionów zł, w tym samym okresie koszty praw majątkowych (tj. rezerwy zawiązane na poczet umorzenia) wyniosły 375 milionów zł.

Rynki paliw

Grupa PGE jest samowystarczalna w zakresie węgla brunatnego (w 2016 roku węgiel brunatny odpowiadał za 70% wolumenu produkcji energii elektrycznej w Grupie). Produkujemy energię także z innych paliw, które kupujemy od zewnętrznych dostawców. 

Nasze kopalnie węgla brunatnego (KWB Bełchatów, KWB Turów) są w bezpośrednim sąsiedztwie naszych elektrowni, co umożliwia efektywny kosztowo transport z wykorzystaniem przenośników taśmowych.
Z perspektywy księgowej rozliczenia między elektrownią a kopalnią ujmowane są jako wyłączenia konsolidacyjne – oznacza to, że w sprawozdaniach Grupy PGE koszty węgla brunatnego ujmowane są jako koszty wynagrodzeń, amortyzacji oraz innych pozycjach kosztów rodzajowych. 

Wykres: koszty zakupu poszczególnych paliw (w mln zł) oraz ich udział w całkowitym koszcie (%)

Węgiel kamienny

W 2016 roku wyprodukowaliśmy z węgla kamiennego 11,3 TWh energii – paliwo to odpowiadało za około 1/5 łącznej produkcji. W ubiegłym roku kupiliśmy 5.340 tysięcy ton węgla kamiennego za łączną kwotę 1.141 miliona zł. Naszym kluczowym dostawcą jest Polska Grupa Górnicza, w której jesteśmy udziałowcem mniejszościowym. Dostawy węgla oparte są o umowy długoterminowe, w których cena surowca indeksowana jest wg ustalonej formuły. Po ukończeniu mega inwestycji Opole II zapotrzebowanie Grupy PGE na węgiel kamienny wzrośnie. Stabilność sektora węgla kamiennego w Polsce ma dla Grupy PGE strategiczne znaczenie – było to jedną z przesłanek za zaangażowaniem się, jako mniejszościowy inwestor w Polską Grupę Górniczą. Powszechnie używanym miernikiem sytuacji na krajowym rynku węgla kamiennego jest Polski Indeks Rynku Węgla Energetycznego1 (PSCMI1) publikowany przez Agencję Rozwoju Przemysłu. 

W 2016 średni poziom indeksu PSCMI 1 wyniósł 8,79 zł/GJ (czyli 195,42 zł/tonę) – najwyższe ceny były w styczniu 8,93 zł/GJ (czyli 201,17 zł/tonę) a najniższe w sierpniu 8,52 zł/GJ (czyli 188,78 zł/tonę).

Warto jednak wyjaśnić, że węgiel nie jest surowcem jednorodnym – asortymenty różnią się zasiarczeniem i kalorycznością. Paliwo musi być dopasowane do jednostki wytwórczej: elektrociepłownie potrzebują relatywnie droższego węgla wyższej jakości, natomiast w elektrowniach systemowych stosowany jest tańszy węgiel niższej jakości. Rynek węgla cechuje się umiarkowaną sezonowością związaną z sezonem grzewczym – struktura jakościowa kontraktowanego asortymentu zmienia się w ciągu roku.

Gaz ziemny

Paliwo gazowe wykorzystujemy głównie w elektrociepłowniach EC Lublin Wrotków, EC Rzeszów, EC Gorzów i EC Zgierz. W 2016 roku wyprodukowaliśmy 2,3 TWh z gazu ziemnego, co odpowiada 4% całkowitego wolumenu. W 2016 roku Grupa PGE kupiła 659.542 tys. m3 gazu za kwotę 454 milionów zł.

Paliwo to zyskuje na znaczeniu (w grudniu ubiegłego miał miejsce rozruch nowego bloku parowo-gazowego w EC Gorzów). Pomyślna finalizacja transakcji z Grupą EDF będzie oznaczała dodatkowe zapotrzebowanie na gaz dla elektrociepłowni w Toruniu i Zielonej Górze. Zaletą jednostek opalanych gazem ziemnym jest elastyczność (krótki czas reakcji) – ta cecha zyskuje na znaczeniu wobec rosnącej podaży energii ze źródeł niesterowalnych (OZE).

Gaz ziemny jest przedmiotem obrotu na Towarowej Giełdzie Energii (TGE). W 2016 roku cena gazu ziemnego na Towarowej Giełdzie Energii na rynku spot (RDN) kształtowała się w przedziale 50-93 zł/MWh, a średnia ważona dla całego roku ustaliła się na poziomie 72 zł/MWh.

Biomasa

Grupa PGE jest posiadaczem jednostek opalanych biomasą w EC Szczecin i EC Kielce, ponadto biomasa może być współspalana w jednostkach konwencjonalnych – razem z węglem brunatnym lub kamiennym. Wolumen energii wyprodukowany z biomasy klasyfikowany jest jako energia ze źródeł odnawialnych – z tego tytułu przyznawane są prawa majątkowe (zielone certyfikaty) stanowiące dodatkowe źródło przychodów dla producentów, jednak spadające ceny praw majątkowych oraz ograniczenie wysokości wsparcia dla współspalania biomasy wpłynęły negatywnie na ekonomikę produkcji. W 2016 roku Grupa PGE nabyła 868 tysięcy ton biomasy za cenę 190 milionów zł.

Rynek pozwoleń do emisji CO2

Ceny pozwoleń do emisji CO2 wpływają bezpośrednio na jednostkową cenę energii w analogiczny sposób jak koszty paliw. Przedmiotem obrotu na rynku są EUA (European Emission Allowance) czyli pozwolenia do wyemitowania jednej tony dwutlenku węgla. Instrumenty te obracane są na międzynarodowej platformie European Energy Exchange (EEX). Handel pozwoleniami EUA jest elementem system EU ETS, który jest podstawowym narzędziem realizacji celów polityki klimatycznej Unii Europejskiej. System obejmuje sektor energetyczny, przemysłowy i lotniczy. Każdego roku objęte nim przedsiębiorstwa zobowiązane są umorzyć uprawnienia odpowiadające tonażowi wyemitowanego dwutlenku węgla. Firmy otrzymują darmowe uprawnienia, którymi mogą obracać na rynku wtórnym. Przedsiębiorstwa, których emisja jest mniejsza od przydziału mogą odsprzedawać pozwolenia przedsiębiorstwom, których emisja przekracza przyznane limity. Przydział darmowych uprawnień jest stopniowo redukowany, co stwarza bodziec ekonomiczny do ograniczania emisji. Wysokoemisyjne technologie stają się kosztowne w eksploatacji, a ich właściciele mobilizowani są do inwestycji w technologie niskoemisyjne.

Grupa PGE występuje na tym rynku głównie po stronie popytowej dokonując zakupów na pokrycie zapotrzebowania wynikającego z własnej emisji. W 2016 roku instalacje Grupy PGE wyemitowały 56 milionów ton CO2. Przydział darmowych uprawnień dla Grupy PGE wyniósł 26 milionów ton, pokrywając mniej niż połowę zapotrzebowania. Deficyt, czyli 30 milionów ton, uzupełniony został poprzez zakupy rynkowe. Koszty uprawnień do emisji wyniosły 1.154 miliona zł. 

Na notowania pozwoleń CO2 wpływają m.in.:

  • koniunktura gospodarcza i produkcja przemysłowa,
  • faktyczny miks paliwowo-technologiczny w danym okresie, będący pochodną relatywnych cen paliw (np. węgiel cechuje się wyższą emisyjnością niż gaz ziemny), ubytków remontowych oraz pogody (w okresach większej generacji energii ze źródeł odnawialnych, a mniejszej z konwencjonalnych, popyt na pozwolenia do emisji odpowiednio się obniża),
  • inicjatywy legislacyjne mające na celu ograniczenie podaży tych certyfikatów.

Rynek pracy

Grupa Kapitałowa PGE jest jednym z pięciu największych pracodawców w Polsce, obecnym w ponad 200 lokalizacjach. Liczba etatów na koniec 2016 roku wyniosła 38.471. W 2016 roku koszty świadczeń pracowniczych wyniosły 4.237 mln zł (w tym wynagrodzenia 3.154 mln zł). Wśród lokalnych rynków pracy kluczowe znaczenie mają: Bełchatów, Bogatynia, Opole, Rzeszów, Szczecin, Warszawa, Lublin, Łódź, Skarżysko Kamienna, Zamość, Bydgoszcz, Białystok, Gorzów Wielkopolski.

Wyzwaniem jest dopasowanie struktury zatrudnienia do potrzeb przedsiębiorstwa. Zarządzanie Kapitałem Ludzkim jest procesem ciągłym, kluczowymi wyzwaniami są procesy demograficzne, zmiany technologiczne oraz konieczność uzupełniania wykwalifikowanej kadry dokonywana m.in. poprzez programy szkoleniowe dedykowane dla absolwentów, programy rozwoju kompetencji menedżerskich oraz programy dobrowolnych odejść (w obszarach objętych automatyzacją).