Opinia dotycząca poziomu cen energii elektrycznej na pokrycie

Transkrypt

Opinia dotycząca poziomu cen energii elektrycznej na
pokrycie różnicy bilansowej w roku taryfowym 2009,
oferowanych w okresie wrzesień 2008 – 17 lutego
2009 r., możliwości zakupu energii elektrycznej na
pokrycie różnicy bilansowej, na cały rok taryfowy
2009, po cenie 185 zł/MWh
Opracował: Marek Kulesa
Warszawa, kwiecień 2013 r.
Opinia dotycząca poziomu cen energii elektrycznej możliwych do uzyskania na cele
pokrycia różnicy bilansowej w roku taryfowym 2009
SPIS TREŚCI:
I. Podstawa prawna ................................................................................................................................. 3
II. Materiały źródłowe i dowodowe ........................................................................................................ 3
III. Przedmiot badań ................................................................................................................................ 3
III.1 Analiza stosowanych praktyk i procedur przy dokonywaniu zakupów energii elektrycznej na
pokrycie różnic bilansowych ............................................................................................................ 5
III.2. Określenie poziomu średnich kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach
cieplnych .......................................................................................................................................... 8
III.3 Analiza cenowa notowań transakcji sprzedażowych energii elektrycznej .................................... 13
III.4 Analiza płynności dostępnych na giełdach i platformach brokerskich wolumenów ..................... 20
III.5 Analiza wolumetryczno-cenowa potencjalnie dostępnej energii, będącej w portfelach
wytwórczych i spekulacyjnych spółek obrotu ............................................................................... 21
III.6 Podsumowanie analiz .................................................................................................................... 24
Marek Kulesa, Warszawa, kwiecień 2013
2
Opinia dotycząca poziomu cen energii elektrycznej możliwych do uzyskania
na cele pokrycia różnicy bilansowej w roku taryfowym 2009
I. Podstawa prawna
Podstawą prawną opracowania niniejszej opinii jest postanowienie Sądu Okręgowego
w Warszawie – Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów z dnia 10 stycznia 2013 r. obligujące
biegłego do opracowania opinii na okoliczność ustalenia: (i) poziomu cen energii elektrycznej na
pokrycie różnicy bilansowej w roku taryfowym 2009, oferowanych w okresie wrzesień 2008
– 17 lutego 2009, (ii) możliwości zakupu energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej na rok
taryfowy 2009, po cenie 185 zł/MWh.
II. Materiały źródłowe i dowodowe
Materiał dowodowy, na bazie którego przeprowadzona została przedmiotowa analiza oraz
sporządzona została niniejsza opinia stanowią:
[1] Otrzymane w dniu 22 stycznia 2013 r. akta sprawy o sygn. XVII AmE 78/12 (3 tomy akt oraz
2 segregatory załączników);
[2] Sytuacja Techniczno-Ekonomiczna Sektora Elektroenergetycznego. IV kwartały 2007; Raport
ARE, Warszawa, marzec 2008;
[5] Dane rynkowe dotyczące cen energii elektrycznej w kontraktach terminowych na 2009 rok
notowanych w okresie września 2008 r. do 17 lutego 2009 r.
III. Przedmiot badań
Podstawowym przedmiotem badań jest analiza sytuacji cenowej oraz dostępności energii
elektrycznej na rynku energii w Polsce w okresie od 1 września 2008 r. do 17 lutego 2009 r. zarówno
w zakresie kontraktów typu BASE, jak i PEAK z dostawą w 2009 r. Analiza oparta jest w głównej
mierze na analizie transakcji zawartych na rynku terminowym Towarowej Giełdy Energii SA oraz
platformach brokerskich TFS i GFI. Dla celów porównawczych przenalizowano również sytuację
cenowo-wolumetryczną na rynku kontraktów natychmiastowych typu SPOT. Dopełnieniem niniejszej
analizy są zestawienia statystyczne kierunków zakupu i sprzedaży energii elektrycznej z punktu
widzenia przedsiębiorstw obrotu energią elektryczną wykonane na podstawie danych publikowanych
przez Agencję Rynku Energii SA oraz podsumowań dokonywanych corocznie przez Prezesa URE
w sprawozdania rocznych.
3
Realizacja zakupu energii elektrycznej na potrzeby różnic bilansowych musi być dokonywana
z zachowaniem zasad, wynikających z art. 9c ust 3 ustawy Prawo energetyczne1, który brzmi:
„Operator systemu dystrybucyjnego lub systemu połączonego elektroenergetycznego w zakresie
systemów dystrybucyjnych, stosując obiektywne i przejrzyste zasady zapewniające równe
traktowanie użytkowników tych systemów oraz uwzględniając wymogi ochrony środowiska, jest
odpowiedzialny za:
(…)
8) zakup energii elektrycznej w celu pokrywania strat powstałych w sieci dystrybucyjnej podczas
dystrybucji energii elektrycznej tą siecią oraz stosowanie przejrzystych i niedyskryminacyjnych procedur rynkowych przy zakupie tej energii;
Zarówno zapisy ustawy Prawo energetyczne, jak i Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej
danego Operatora nie określają trybu, formy produktowej, momentu w czasie, ani sposobu realizacji
przedmiotowego zakupu. To w gestii zainteresowanego przedsiębiorstwa jest stworzenie
wewnętrznych procedur, regulacji i norm postępowania przy tego rodzaju czynnościach. Proces ten
wydaje się być szczególnie istotny w kontekście klasyfikacji kosztów zakupu energii elektrycznej na
pokrycie różnic bilansowych w enumeratywnym katalogu kosztów uzasadnionych, uwzględnianych
w składanych organowi regulacyjnemu, wnioskach taryfowych. Perspektywiczne i jednocześnie
osadzone w realiach rynkowych, a także właściwe co do metody i dokładne przeprowadzenie procesu
planowania kosztów jest w myśl zapisów §10 pkt 1 Rozporządzenia2 o brzmieniu:
„Koszty uzasadnione uwzględniane w kalkulacji cen lub stawek opłat, o których mowa w § 9, dla
wykonywanej działalności gospodarczej w zakresie:
1) wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej — stanowią planowane, dla
danego roku, uzasadnione koszty przedsiębiorstwa energetycznego, uwzględniające
uzasadniony zwrot z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą;
gwarantem uwzględnienia ich w katalogu kosztów uzasadnionych.
Proces planowania każdego składnika kosztowego, w tym w szczególności ilości i ceny zakupu energii
elektrycznej na pokrycie różnic bilansowych, powinien być pochodną co najmniej: (i) analizy notowań
cen energii na rynku hurtowych dla wymaganych produktów, (ii) analizy płynności rynku i zachowań
podażowo-popytowych, (iii) trendów krótko i długoterminowych powiązanych z analizą kondycji
gospodarki i (iv) analizy fundamentalnej cen energii w szczególności składników kosztu zmiennego jej
wytworzenia.
Jednym z elementów wymagających zbadania jest zatem sposób pozyskania informacji o dostępności
i cenie energii elektrycznej.
1
2
ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 roku Prawo energetyczne (Dz. U. z 2012 r., poz. 1059 z późniejszymi
zmianami),
rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2007 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf
oraz rozliczeń w obrocie energia elektryczną (Dz. U nr 128 poz. 895)
4
III.1 Analiza stosowanych praktyk i procedur przy dokonywaniu zakupów
energii elektrycznej na pokrycie różnic bilansowych
W myśl zapisów ustawowych proces zakupu energii elektrycznej przez OSD, musi być
przeprowadzony w oparciu o obiektywne, przejrzyste i niedyskryminujące zasady.
Powszechnymi praktykami podczas realizacji procesu zakupowego są:
1. Stworzenie ram i zasad prawnych pomiędzy OSD, a Sprzedawcą z urzędu, określających
umocowanie sprzedawcy w charakterze podmiotu występującego w imieniu i na rzecz
Operatora w procesie kontraktacji energii elektrycznej.
Operator Systemu Dystrybucyjnego w wyniku implementacji zapisów dyrektywy
2004/54/WE do ustawy Prawo energetyczne stał się począwszy od 1 lipca 2007 r.
podmiotem „odsuniętym” od prowadzenia działań handlowych na rynku energii.
W wyniku procesu unbundlingu kompetencje handlowe, a w tym przede wszystkim
dostęp do rynku, rozumiany głównie poprzez uczestnictwo w giełdzie, platformach,
zawieranie transakcji na bazie umów bilateralnych, umów EFET oraz posiadanie
wyspecjalizowanych służb handlowych, stały się domeną spółek obrotu. W tym
kontekście ciążący na OSD obowiązek zakupu energii na pokrycie różnic bilansowych
musiał być realizowany we współpracy z podmiotem posiadającym szerokorozumiane
i wymienione wyżej zaplecze handlowe. Współpraca w przedmiotowym zakresie na linii
OSD – spółka obrotu/sprzedawca z urzędu, musiała zatem wynikać z odpowiednich
umów o współpracy, bądź umów agencyjnych, które w transparentny sposób regulowały
przedmiotowe kwestie. Dodatkowym elementem zwiększającym przejrzystość procesu
powinno być posiadanie przez spółkę obrotu/sprzedawcę z urzędu wewnętrznego
regulaminu organizowania przetargów i zapytań ofertowych. Regulamin powinien
doprecyzowywać elementy: (i) specyfikacji zapytań ofertowych i przetargowych,
(ii) warunki składania ofert zakupu energii elektrycznej, (iii) wymagania formalne
dotyczące podmiotów składających oferty zakupu, (iv) zasady wymiany informacji,
(v) zasady, kryteria wyboru ofert, (vi) zasady zawarcia transakcji.
2. Prowadzenie monitoringu zachowań graczy rynkowych oraz analiz rynku przez Sprzedawcę
z urzędu w celu umożliwienia Operatorowi wyboru optymalnego momentu na zlecenie
przeprowadzenia kontraktacji.
Rok 2008 był bardzo specyficzny ze względu na szereg czynników kształtujących
i wpływających na zachowania uczestników rynku. Z początkiem 2008 r. miało miejsce
uwolnienie cen energii elektrycznej w odniesieniu do grup taryfowych ‘A’, ‘B’ i ‘C’, co
miało wpływ na poziomy cen energii elektrycznej i zmiany strategii kontraktacji.
Dodatkowo z dniem 1 kwietnia 2008 r. nastąpiło rozwiązanie kontraktów
5
długoterminowych (KDT), a objęta nimi energia elektryczna miała trafić na wolny rynek
zwiększając jego płynność i konkurencyjność. Obserwacje kolejnych kwartałów 2008 r.
nie przyniosły jednak oczekiwanego wzrostu płynności, gdyż większość energii
pochodzącej z KDT stała się przedmiotem sprzedaży w ramach kontraktów bilateralnych.
Jak wskazano w sprawozdaniu3 blisko 90% energii elektrycznej sprzedanej przez
wytwórców systemowych sprzedane zostało wewnątrz skonsolidowanych grup
energetycznych, przez co nie wzrosła płynność segmentu giełdowego. Dodatkowo
swoistą niepewność rzutującą na płynność rynku wprowadziły zapisy projektu ustawy o
podatku akcyzowym, z których wynikało, iż od 2009 r. miała nastąpić zmiana płatnika
podatku. Elementy te wraz z pogłębiającym się kryzysem gospodarek, wpłynęły w istotny
sposób na poziom i wariancję cen oraz na problemy z ograniczeniem podaży, co
limitowało możliwość zakupu energii. Z punktu widzenia koniecznego do
przeprowadzenia procesu kontraktacji bardzo istotne było zatem właściwe
monitorowanie systemu oraz analiza trendów i sygnałów rynkowych, celem optymalizacji
i właściwego alokowania w czasie procesu zakupowego.
3. Możliwie precyzyjne wyznaczenie przez OSD grafików dobowo-godzinowego
zapotrzebowania na energię elektryczną w celu pokrycia różnic bilansowych.
Proces predykcji zapotrzebowania na energię jest mechanizmem realizowanym przy
użyciu odpowiednich systemów i narzędzi z wykorzystaniem danych historycznych oraz
bieżących determinantów będących pochodnymi stanu sieci, jej przebudowy i rozbudowy
oraz trendów w poziomie dostaw energii elektrycznej odbiorców podłączonych do sieci.
Proces ten może być realizowany przez OSD, bądź zlecany na podstawie wewnętrznych
uregulowań, posiadającej odpowiednie narzędzia spółce obrotu/sprzedawcy z urzędu.
4. W oparciu o otrzymaną analitykę rynku i w optymalnym momencie czasu, zlecenie spółce
obrotu/sprzedawcy z urzędu przeprowadzenia zakupu energii elektrycznej z zachowaniem
przejrzystości i niedyskryminujących zasad, poprzez m.in.: (i) zapytanie ofertowe,
(ii) przetarg publiczny, (iii) giełdę, (iv) platformy brokerskie.
Zlecenie przeprowadzenia procedury przetargowej, bądź zapytania ofertowego ma na
celu przede wszystkim zbadanie możliwości zakupu energii dla określonych parametrów.
Szczególnie ważne jest zatem właściwe określenie potrzeb zakupowych pod kątem:
(i) produktowym (grafik niestandardowy, grafik standardowy (pasmo, szczyt)), (ii) typu
kontraktu (kontrakt roczny, kwartalny, miesięczny, tygodniowy, dobowy, bądź inny),
(iii) ram cenowych, (iv) warunków płatności. Ponadto również istotne i patrząc przez
pryzmat niedyskryminacyjnych zasad konieczne, było i jest kierowanie zapytań
ofertowych do wszystkich istotnych uczestników rynku. Przez istotnych należy rozumieć
głównie tych, którzy: (i) posiadają własne jednostki wytwórcze, (ii) wchodzą w skład grup
skonsolidowanych skupiających jednostki wytwórcze, (iii) prowadzą aktywną działalność
obrotową na hurtowym rynku energii. Oczywiście istotnym elementem limitującym
kierowanie zapytań ofertowych do konkretnych podmiotów, bądź ograniczających udział
3
Sprawozdanie z działalności Prezesa URE – 2008; Biuletyn Urzędu Regulacji Energetyki, 03.2009
6
niektórych uczestników w przetargach publicznych, mogą być wewnętrzne procedury
i wytyczne kontrolerów ryzyka, bądź efekty badania ratingu przedsiębiorstw.
5. Podjęcie przez OSD decyzji w zakresie wyboru ofert spełniających wymagane kryteria, bądź
w przypadku zakupu za pośrednictwem giełdy i/lub platform brokerskich określenie
odpowiedniego momentu i parametrów wolumenowo-cenowych dla składanych zleceń
zakupowych.
Ostatnim elementem procesu zakupowego powinna być obiektywna ocena nadesłanych
ofert zarówno pod względem formalnym jak i akceptowalności ich wyceny produktowej.
Dość powszechne stosowane są klauzule, w których organizator przetargu, zastrzega
sobie prawo przeprowadzenia dalszych negocjacji z wybranymi oferentami oraz do
zawieszenia lub odstąpienia od wyboru ofert i negocjacji bez podania przyczyny.
Informacje o przyjęciu lub odrzuceniu ofert oraz informacje o cenach i wolumenach
przyjętych ofert są przesyłane do oferentów i często umieszczane na witrynie
internetowej organizatora przetargu, bądź zapytania ofertowego.
WNIOSKI:
W ocenie biegłego, tak skonstruowany proces zakupowy spełnia kryteria przejrzystości i
niedyskryminujących warunków, o których mówi ustawa Prawo energetyczne oraz daje możliwość
dokonania obiektywnego wnioskowania i oceny. Po lekturze akt, należy sobie jednak zadać
pytanie, czy proces przeprowadzony przez Powoda na przełomie września 2008 – 17 lutego 2009 r.
spełniał wymagane kryteria i mógł w efekcie doprowadzić do zakupu energii elektrycznej na
pokrycie różnicy bilansowej na rok taryfowy 2009 r. po cenie 185 zł/MWh.
Jak wynika z akt sprawy, we wrześniu 2008 r. Powód zlecił spółce obrotu wchodzącej
w skład wspólnej grupy kapitałowej przeprowadzenie procesu zakupu energii na pokrycie różnicy
bilansowej w oparciu o zapytania ofertowe. Skierowana wówczas treść zapytania dotyczyła
wyceny niestandardowego grafiku, który był przekazywany jedynie wstępnie zainteresowanym
podmiotom. Spośród 21 potencjalnych oferentów jedynie dwóch wykazało zainteresowanie próbą
dokonania wyceny (strona akt 183, 189). W konsekwencji przekazania grafików, spółki Electrabel
oraz Vattenfall Trading Services udzieliły negatywnej odpowiedzi, co w ocenie biegłego było
pochodną niewłaściwej produktowo (grafik niestandardowy) konstrukcji zapytania. Obrót energią
na rynku hurtowym był i jest wystandaryzowany zarówno w zakresie profilowym (kontrakt base,
peak, offpeak) jak i w zakresie terminu dostawy (kontrakt roczny, kwartalny, miesięczny itp.).
Dodatkowo skierowane do oferentów zapytanie nie było wystarczająco elastyczne w zakresie
możliwości składania ofert częściowych, zarówno na część wolumenu, jak i na wybrany okres
dostawy. Elementy te, zdaniem biegłego, bez względu na notowany rynkowy poziom cen energii
elektrycznej w okresie od 16 września (data wysłania zapytań ofertowych) do 29 września (data
wskazana jako ostateczny termin nadesłania odpowiedzi) uniemożliwiały uzyskanie jakiejkolwiek
oferty.
Kolejna próba pozyskania ofert sprzedaży energii na pokrycie różnicy bilansowej miała
miejsce 30 września, ze wskazaniem ostatecznego terminu nadsyłania odpowiedzi na dzień
6 października 2008 r. Treść zapytania ofertowego dotyczyła tym razem produktów standardowych
typu pasmo (base) i szczyt (europeak) oraz dopuszczała możliwość składania ofert częściowych.
7
W ocenie biegłego zmiana charakteru zapytania była działaniem właściwym i koniecznym.
Wątpliwości budzi natomiast zawężenie w tym i kolejnych postępowaniach, katalogu adresatów.
Jak zostało to już wcześniej wspomniane, 1 kwietnia 2008 r. przestały obowiązywać kontrakty
długoterminowe, co miało wpłynąć na wzrost płynności i dostępności energii w ramach segmentu
bilateralnego i giełdowego. Jest zatem niezrozumiałe nieuwzględnianie w liście adresatów
zapytania ofertowego spółek wytwórczych – dotychczasowych beneficjentów pomocy publicznej,
do których należy zaliczyć: (i) PGE Elektrownia Opole SA, (ii) PGE Turów SA, (iii) PGE Zespół
Elektrowni Dolna Odra SA, (iv) PGE Elektrociepłownia Rzeszów SA, (v) PGE Elektrociepłownia
Lublin-Wrotków Sp. z o.o., (vi) PGE Elektrociepłownia Gorzów SA, (vii) ZE PAK Pątnów II Sp. z o.o.,
(viii) Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Sp. z o.o., (ix) Elektrownia Chorzów ELCHO SA,
(x) Elektrociepłownia Zielona Góra SA. Dodatkowo zapytanie nie zostało skierowane do PGE
Bełchatów SA, którego potencjalna oferta, ze względu na strukturę produkcji bazującą na węglu
brunatnym, mogłaby być konkurencyjna względem pozostałych.
Brak ofert spełniających kryteria stał się przyczyną podjęcia przez Powoda decyzji
o zleceniu kontraktacji energii z udziałem segmentu giełdowego. W ocenie biegłego, kontraktacja
na giełdzie jest co do zasady procesem właściwym i transparentnym jeśli spełnia pewne warunki.
Należy do nich przede wszystkim konieczność występowania odpowiedniej płynności, dzięki której
nie byłoby możliwe istotne wpływanie na cenę energii przy zwiększonym w ten sposób poziomie
kontraktacji. Przy zachowaniu tego warunku, konieczne staje się dodatkowo udokumentowanie
zleceń realizowanych na potrzeby OSD. W przeciwnym razie byłoby możliwe przepisywanie
„nieudanych” transakcji dokonywanych przez spółkę obrotu z portfela obrotowego/spekulacyjnego na portfel OSD. Dokonane w ten sposób przepisanie portfelowe skutkowałoby tym, że
nieudane transakcje bez względu na ciężar kosztowy byłby kwalifikowane w poczet kosztów
uzasadnionych i przenoszone w taryfie. Zatem w ocenie biegłego, mechanizm kontraktacji
z udziałem segmentu giełdowego i platform jest właściwy i dopuszczalny, pod warunkiem
właściwego udokumentowania i prowadzenia go zgodnie z wytycznymi OSD.
III.2. Określenie poziomu średnich kosztów wytwarzania energii elektrycznej
w elektrowniach cieplnych
Jednym z podstawowych kryteriów właściwego planowania kosztów uzasadnionych w zakresie
zakupu energii elektrycznej na pokrycie strat i różnic bilansowych, jest analiza czynników
fundamentalnych determinujących poziomy cen energii elektrycznej na rynku hurtowym. Struktura
cen energii oraz jej poziom jest w uproszczeniu pochodną:
1. Kosztu technicznego wytworzenia:
a. Kosztu zmiennego, w tym (i) Kosztu paliwa produkcyjnego i (ii) Kosztów pozostałych.
b. Kosztu stałego,
2. Kosztów sprzedaży,
3. Kosztów finansowych,
4. Marży handlowej.
8
Ze względu na adresatów zapytań ofertowych kierowanych w imieniu Powoda oraz strukturę
wytwarzania energii elektrycznej w Polsce, istotne staje się zbadanie poziomu najistotniejszych
składników kosztowych ceny energii oferowanej przez uczestników rynku, reprezentujących sektor
wytwórczy bazujący na (i) węglu kamiennym (EWK), (ii) brunatnym (EWB) oraz (iii) sektor
elektrociepłowni zawodowych (EC) w kontekście realnych możliwości oferowania energii po cenie
185 zł/MWh.
Na rys. III.1 przedstawiona została ilustracja progresywnego trendu cen węgla kamiennego zużytego
do produkcji energii elektrycznej, będącego podstawowym składnikiem kosztu zmiennego. Należy
podkreślić, że dane za okres styczeń-wrzesień 2008 r. były dostępne w raporcie z grudnia 2008 r.,
przez co mógł on dać obraz niezbędny w analizie „bottom up” realizowanej podczas monitoringu
rynku w trakcie trwania kontraktacji. Z zaprezentowanych danych wynika, iż średni koszt węgla
zużytego za okres Q1-Q3 wyniósł 7,86 zł/GJ co stanowiło względem średniej z 2007 r. wzrost o około
16%. Różnicę w cenie na poziomie 1 zł/GJ można przełożyć na wzrost cen energii na poziomie 10
zł/MWh.
Rys. III.1 Wizualizacja kosztów zużytego węgla w EWK na tle ceny energii z rynku konkurencyjnego.
Opracowanie własne na podstawie [2][3][4]
Miesiące wrzesień-grudzień to okres kontraktacji węgla na potrzeby zabezpieczenia produkcji energii
elektrycznej w kolejnym roku. Informacje o podwyżkach cen węgla i transportu dyskontowane były
zatem bieżącą wyceną kontraktów na hurtowym rynku energii. Jak wynika z danych historycznych,
które nie mogły być znane stronom w trakcie ofertowania energii, w 2009 r. nastąpił kolejny istotny
wzrost cen węgla względem 2008 r. odpowiednio o 29% (do poziomu 10,39 zł/GJ) dla Q1 i o 37% (do
poziomu 10,99 zł/GJ) dla całego 2009 r. Wzrosty te bezpośrednio przekładały się na konieczność
ofertowania energii elektrycznej po cenach wyższych odpowiednio o 23 zł/MWh i 29 zł/MWh.
Rys. III.2 Wizualizacja jednostkowego kosztu energii elektrycznej sprzedanej dla grupy EWK.
W analizowanym okresie istotnym zmianom podlegały także pozostałe składniki kosztowe tj. koszty
stałe oraz koszty finansowe i sprzedaży energii elektrycznej co zilustrowane zostało na rys. III.2.
9
Dynamika jednostkowego kosztu sprzedanej energii uwzględniająca powyższe elementy wyniosła w
latach 2008 i 2009 odpowiednio 21% i 12% (Rys.III.4) osiągając poziom 180,10 zł/MWh i 202,50
zł/MWh.
Rys. III.3 Dynamika zmian cen zużytego
węgla. Opracowanie własne
na podstawie [2][3][4]
Rys. III.4 Dynamika
zmian
kosztu
jednostkowego. Opracowanie
własne na podstawie[2][3][4]]
Zdecydowanie mniejsze fluktuacje cen paliwa pierwotnego miały miejsce u wytwórców bazujących
na węglu brunatnym. W tym przypadku średnia cena zużytego węgla za okres Q1-Q3 wyniosła 5,71
zł/GJ czyli o około 6% więcej względem 2007 r. W tym przypadku kształtował się jednak trend
spadkowy, stanowiący fundamentalną przeciwwagę dla wzrostu cen energii elektrycznej. Analiza
danych historycznych wskazuje jednak na istotne odwrócenie trendu na przełomie 2008/2009 r.
Średni poziom cen w Q1 2009 wyniósł 6,35 zł/GJ czyli o 9% (0,54zł/GJ). Cena ta na bardzo zbliżonym
poziomie utrzymywała się do końca 2009 r. co zilustrowane zostało na Rys.III.5.
Rys. III.5 Wizualizacja kosztów zużytego węgla w EWB na tle ceny energii z rynku konkurencyjnego.
Podobnie jak w przypadku węgla kamiennego, pewną zmiennością szczególnie w okresie Q4 2008 r.
i Q1 2009 r., charakteryzował się jednostkowy koszt energii elektrycznej sprzedanej. Dla
wcześniejszych kwartałów poziom kosztu nie miał jednak charakteru monotonicznego co ilustruje
Rys. III.6. Jak wynika z analizy danych historycznych średni koszt jednostkowy dla przedmiotowych
źródeł wytwórczych wyniósł w 2009 r. 138,40zł/MWh, czyli był o 64,10zł/MWh niższy niż
jednostkowy koszt wytworzenia energii z jednostek opalanych węglem kamiennym.
10
Rys. III.6 Wizualizacja jednostkowego kosztu energii elektrycznej sprzedanej dla grupy EWB.
Uzyskana obniżka wypadkowego kosztu wytworzenia to efekt istotnych redukcji kosztów
finansowych i kosztów sprzedaży, które pomniejszone zostały o 26,10 zł/MWh czyli 59% (Rys. III.8).
Dynamika kosztu zużytego paliwa była rosnąca, lecz około 3-krotnie wolniejsza od przyrostów cen
zużytego węgla kamiennego, co przedstawiają Rys. III.3 i Rys.III.7.
Rys. III.8 Dynamika
zmian
kosztu
własne na podstawie [2][3][4]
Ostatnim analizowanym podsektorem jest obszar wytwarzania energii elektrycznej
w wysokosprawnej kogeneracji. Na rys. III.9 zilustrowane zostały poziomy cen zużytego węgla.
Sytuacja zarówno w zakresie oceny okresu Q1-Q3 w 2008 r., jak i progres w następnych kwartałach
jest zbieżny z wynikami zaprezentowanymi dla elektrowni zawodowych bazujących na węglu
kamiennym.
Również podobnie wygląda struktura nieco inaczej wygląda struktura jednostkowego kosztu energii
elektrycznej sprzedanej, przedstawiona na rys. III.10. Wynika z niej równie dynamiczny przyrost
wartości kosztu technicznego wytwarzania, co jest pochodną także struktury i poziomu kosztów
stałych.
11
Rys. III.9 Wizualizacja kosztów zużytego węgla w EC na tle ceny energii z rynku konkurencyjnego. Opracowanie
Rys. III.10 Wizualizacja jednostkowego kosztu energii elektrycznej sprzedanej dla grupy EC.
Dynamikę wzrostu cen zużytego węgla oraz jednostkowego kosztu energii elektrycznej sprzedanej
ilustrują z kolei rys. III.11 oraz rys. III.12 .
Rys. III.12 Dynamika
zmian
kosztu
12
WNIOSKI:
W ocenie biegłego, analiza „bottom up” jest dobrym i właściwym wyznacznikiem granicznej
wartości ceny energii elektrycznej, gdyż ma ścisłe uzasadnienie kosztowe. Wyznaczona w ten
sposób wartość progowa nie jest jednak wartością rynkową, gdyż pokazuje jedynie potencjalne
„dno” cenowe w przypadku trendu spadkowego. Stanowi naturalną barierę, której przekroczenie
skutkuje poniesieniem strat przez wytwórcę. Należy ponadto podkreślić, że struktura wytwarzania
energii elektrycznej w Polsce powoduje, że koszt graniczny między źródłami „brunatnymi”
i „kamiennymi” różni się nawet o około 60zł/MWh. To z kolei wprowadza dużą elastyczność
szczególnie u wytwórców bazujących na węglu brunatnym.
W przypadku progresywnego zachowania rynku, a taki miał miejsce na przełomie lat
2008/2009 pojawiają się naturalne problemy z podażą, gdyż każdy z uczestników chcąc
maksymalizować zyski czeka ze sprzedażą na najwyższe ceny notowań. W konsekwencji naturalną
reakcją strony popytowej na brak płynności jest ofertowanie po zawyżonych i zupełnie nie
uzasadnionych kosztowo cenach.
W ocenie biegłego najistotniejszym elementem, który musiał znaleźć odzwierciedlenie w
cenie energii na 2009 r. był spodziewany i prognozowany wzrost cen paliw. Należy podkreślić, że
będący w tym przypadku wyznacznikiem wzrost cen węgla kamiennego, prognozowany był na
poziomie 30-40% co automatycznie skutkowałby wzrostem cen energii o około 24 – 32 zł/MWh.
Bazując wyłącznie na przeprowadzonej analizie kosztów, odpowiadając na postawione we wstępie
pytanie można stwierdzić, że potencjał sprzedażowy energii elektrycznej po cenie 185 zł/MWh miał
wyłącznie podsektor wytwarzania oparty o węgiel brunatny.
III.3 Analiza cenowa notowań transakcji sprzedażowych energii elektrycznej
Analiza cen energii elektrycznej na rynku terminowym oparta jest o produkty standardowe (BASE
i PEAK) oferowane w okresie od września 2008 r. do 17 lutego 2009 r. z dostawą w 2009 r. Wyniki
badań bazują na notowaniach z platformy brokerskiej TFS i GFI oraz TGE, które charakteryzują się
największą płynnością i stanowią swego rodzaju wyznacznik dla rynku terminowego w Polsce
(w rozumieniu rynku kontraktów bilateralnych zawieranych poza rynkiem regulowanym). Niniejsza
analiza stanowi integralną całość z danymi zamieszczonymi w p. III.4 i III.5.
Kontrakty roczne na 2009 r.
Analizie poddano wyłącznie kontrakt typu BASE ze względu na zawarcie tylko jednej transakcji
rocznej typu PEAK na 2009 r. Notowania kontraktów typu BASE rozpoczęły się pod koniec stycznia
2008 r. Prezentowane transakcje obrazują przebieg notowań kontraktu na platformach brokerskich
oraz na TGE. Na rys III.13 przedstawiono wykres cen kontraktu oraz zamieszczono podstawowe dane
dotyczące średnich poziomów notowań oraz cen liczonych w ujęciu okresowym oraz narastającym.
13
Rys. III.13. Przebieg notowań kontraktu BASE Y-09.
Opracowanie własne na podstawie [5]
Średnia cena kontraktu BASE Y-09 ważona wolumenem obrotu ukształtowała się na poziomie 198,51
zł/MWh. Po dwumiesięcznym okresie stabilizacji cen, który miał miejsce w okresie luty-marzec 2008
r. pod koniec kwietnia 2008 r. do końca czerwca 2008 r. obserwowano stały wzrost wartości
kontraktu z 165,20 zł/MWh do 202,50 zł/MWh (+37,30 zł/MWh). Po korekcie do poziomu 191
zł/MWh (-11,50 zł/MWh), która zakończyła się na początku ostatniej dekady lipca 2008 r. trend
wzrostowy był kontynuowany do poziomu 220,10 zł/MWh pod koniec I dekady października 2008 r.
W ostatniej fazie notowań kontraktu obserwowano spadki notowań by ostatecznie na zamknięciu
zanotować poziom 186,50 zł/MWh.
Wspomniana na początku rozdziału transakcja PEAK na 2009 r. została zawarta w grudniu 2008 r. po
cenie 292,45 zł/MWh.
Wniosek:
Biorąc pod uwagę wszystkie notowania średnia cena kontraktu BASE Y-09 ukształtowała się na
poziomie 198,51 zł/MWh. Do końca sierpnia 2008 r. średnia z notowań wyniosła 186,01 zł/MWh,
natomiast w okresie od 1 września do końca grudnia 2008 r., czyli w okresie, który należy wziąć
pod uwagę ze względu na tytułowy okres badawczy, średnia cena analizowanego kontraktu
wyniosła aż 208,28 zł/MWh. Biorąc pod uwagę strategie zakupowe uczestników rynku należy
zauważyć, że w celu minimalizacji ryzyka cenowego oraz wolumenowego korzystnym jest
stosowanie cyklicznych zakupów małych wolumenów w całym okresie notowania kontraktu.
Osiągnięcie poziomu średniego wynoszącego 198,51 zł/MWh przy zastosowaniu przytoczonej
strategii daje oszczędność na poziomie 9,77 zł/MWh w porównaniu z zakupem kontraktu w okresie
wrzesień-grudzień 2008 r. w którym to okresie przeprowadzane były próby zakupu przez Powoda
energii na pokrycie różnicy bilansowej.
14
Kontrakty kwartalne na 2009 r.
Uzupełnieniem zakupów w kontraktach terminowych o rocznym horyzoncie dostawy są kontrakty
kwartalne. Na rys. III.14 zaprezentowano notowania kontraktu BASE Q1-09. Średnia cena sprzedaży
wyniosła 209,19 zł/MWh i podobnie jak w przypadku kontraktu BASE Y-09 w pierwszej fazie notowań
cena spadała z poziomu 207 zł/MWh do około 198 zł/MWh, aby pod koniec października 2008 r.
osiągnąć poziom maksymalny ponad 219 zł/MWh. W następnej fazie notowań cena analizowanego
kontraktu sukcesywnie spadała, aby na zamknięciu spaść do poziomu192 zł/MWh.
W okresie od 1 września 2008 r. do końca 2008 r. cena badanego kontraktu była wyższa od średniej
z całego okresu notowań o 1,80 zł/MWh, natomiast w okresie do 1 września 2008 r. kontrakt był
tańszy o 5,74 zł/MWh od średniej z całego okresu notowań, która ukształtowała się na poziomie
209,19 zł/MWh.
Odmienną sytuację obserwowano w przypadku notowań kontraktu BASE Q-2-09, których przebieg
przedstawiono na rys. III.15.. Na początku notowań ceny osiągały ponad 212 zł/MWh i sukcesywnie
spadały, aby w połowie lutego 2009 r. osiągnąć mniej niż 165 zł/MWh. Średnia w okresie wrzesień
2008 do 17 lutego 2009 r. wyniosła 199,88 zł/MWh, natomiast w całym okresie notowań, tj. do
marca 2009 r. spadła do poziomu 177,69 zł/MWh dzięki dalszym spadkom pojedynczych transakcji,
które osiągnęły poziom 146 zł/MWh.
Rys. III.14. Przebieg notowań kontraktu BASE Q1-09.
15
Na kolejnych rysunkach (rys. III.16 i rys. III.17) przedstawiono notowania kontraktów bazowych na III
i IV kwartał 2009 r. Ich przebiegi można uznać za zbliżone, podobnie jak osiągnięte średnie poziomy
cen, które są następujące:


BASE Q-3-09:
o Średnia cena z wszystkich transakcji – 175,93 zł/MWh;
o Średnia cena w okresie od września 2008 r. do 17 lutego 2009 r. – 203,55 zł/MWh;
o Średnia cena po 17 lutym 2009 r. – 171,62 zł/MWh
BASE Q-4-09:
o Średnia cena z wszystkich transakcji – 176,38 zł/MWh;
o Średnia cena w okresie od września 2008 r. do 17 lutego 2009 r. – 205,66 zł/MWh;
o Średnia cena po 17 lutym 2009 r. – 171,08 zł/MWh
Kontrakty typu PEAK w horyzoncie kwartalnym charakteryzowały się bardzo małą płynnością w całym
okresie notowań. W tabeli III.1 zamieszczono średnie ceny kontraktów terminowym
z uwzględnieniem podziału na trzy okresy obejmujące wszystkie transakcje, transakcje
przeprowadzane w okresie od września 2008 r. do 17 lutego 2009 r. oraz te, które zawarte były przed
lub po okresie, którego dotyczą badania.
16
17
Tab. III.1: Średnie ceny kontraktów kwartalnych typu PEAK na 2009 r.
Instrument
PEAK_Q-1-09
Średnia cena
Średnia cena
w okresie
badawczym
Średnia cena
poza okresem
badawczym
[zł/MWh]
[zł/MWh]
[zł/MWh]
brak transakcji brak transakcji brak transakcji
PEAK_Q-2-09
200,25
212,50
188,00
PEAK_Q-3-09
199,75
brak transakcji
199,75
PEAK_Q-4-09
194,53
brak transakcji
194,53
Z danych przedstawionych w tab. III.1 wynika, że w przypadku kontraktów kwartalnych typu PEAK na
2009 r. w okresie badawczym zawarto jedynie kontrakty PEAK_Q-2-09 po cenie 212,50 zł/MWh.
Na I, III i IV kwartał 2009 r. nie zostały zawarte żadne kontrakty w okresie od września 2008 r. do 17
lutego 2009 r.
Kontrakty miesięczne na 2009 r.
Ostatnim etapem kontraktacji na rynku terminowym są kontrakty miesięczne. W tabeli III.2
zamieszczono zestawienie średnich cen kontraktów miesięcznych typu BASE i PEAK na 2009 r.
Średnie ceny kontrakty miesięcznych BASE kształtowały się od 151,43 zł/MWh w transakcjach
BASE_M-5-09 do poziomu 197,62 zł/MWh w transakcjach BASE_M-1-09. Jednak w interesującym nas
okresie, tj. od września 2008 r. do 17 lutego 2009 r. zawarto kontrakty jedynie na cztery miesiące:
styczeń, luty, marzec i kwiecień, których ceny ukształtowały się na poziomie:




BASE_M-1-09 – 197,62 zł/MWh;
BASE_M-2-09 – 193,02 zł/MWh;
BASE_M-3-09 – 175,56 zł/MWh;
BASE_M-4-09 – 176,58 zł/MWh
Dla pozostałych miesięcy 2009 r. transakcje w interesującym nas okresie nie zostały zawarte.
Podobna sytuacja miała miejsce w odniesieniu kontraktów miesięcznych typu PEAK. Rozpiętość cen
kontraktów była bardzo duża, minimum cenowe na poziomie 181,06 zł/MWh zanotowano dla
kontraktów na maj 2009 r. natomiast maksymalny poziom cen wystąpił dla kontraktów na styczeń
2009 r., gdzie średnia cena przekroczyła 307 zł/MWh. W okresie od września 2008 r. do 17 lutego
2009 r. zawarto kontrakty na miesiące: styczeń, luty, marzec, kwiecień i maj, których ceny
ukształtowały się na następujących poziomach:
18





PEAK_M-1-09 – 307,50 zł/MWh;
PEAK_M-2-09 – 241,68 zł/MWh;
PEAK_M-3-09 – 193,11 zł/MWh;
PEAK_M-4-09 – 197,50 zł/MWh
PEAK_M-5-09 – 199,50 zł/MWh
Tab. III.2. Średnie ceny kontraktów miesięcznych typu BASE i PEAK na 2009 r.
Instrument
typu BASE
Średnia
cena
[zł/MWh]
Średnia
Średnia cena
cena w
poza
okresie
okresem
badawczym badawczym
[zł/MWh]
Instrument
typu PEAK
[zł/MWh]
brak
transakcji
brak
transakcji
Średnia
cena
Średnia
Średnia cena
cena w
poza
okresie
okresem
badawczym badawczym
[zł/MWh]
[zł/MWh]
PEAK_M-1-09
307,50
307,50
PEAK_M-2-09
241,68
241,68
[zł/MWh]
brak
transakcji
brak
transakcji
BASE_M-1-09
197,62
197,62
BASE_M-2-09
193,03
193,03
BASE_M-3-09
175,16
175,56
168,00
PEAK_M-3-09
192,01
193,11
189,25
BASE_M-4-09
164,72
176,58
153,77
PEAK_M-4-09
183,48
197,50
182,08
BASE_M-5-09
151,43
151,43
PEAK_M-5-09
181,06
199,50
180,04
BASE_M-6-09
161,80
161,80
PEAK_M-6-09
187,65
BASE_M-7-09
172,04
172,04
PEAK_M-7-09
195,00
BASE_M-8-09
166,08
166,08
PEAK_M-8-09
184,09
BASE_M-9-09
173,29
173,29
PEAK_M-9-09
189,60
BASE_M-10-09
169,98
169,98
PEAK_M-10-09
192,97
BASE_M-11-09
171,93
171,93
PEAK_M-11-09
192,90
BASE_M-12-09
158,94
158,94
PEAK_M-12-09
183,92
brak
transakcji
brak
transakcji
brak
transakcji
brak
transakcji
brak
transakcji
brak
transakcji
brak
transakcji
brak
transakcji
brak
transakcji
brak
transakcji
brak
transakcji
brak
transakcji
brak
transakcji
brak
transakcji
brak
transakcji
187,65
195,00
184,09
189,60
192,97
192,90
183,92
19
III.4 Analiza płynności dostępnych na giełdach i platformach brokerskich
wolumenów
Analizę cen energii elektrycznej na 2009 r. przedstawioną w rozdziale III.3 uzupełnia zestawienie
zamieszczone w tab. III.3, które obrazuje dostępne wolumeny w poszczególnych kontraktach na
2009 r. Na podstawie danych zamieszczony w tabeli III.3 należy uznać, że w kontraktach BASE_Y-09,
w okresie od września 2008 r. do 17 lutego 2009 r. występowała znaczna płynność produktu (720
MW), co w przeliczeniu na energię daje ponad 6,3 TWh. W kontraktach kwartalnych typu BASE
można było kupić na platformach i giełdzie około 0,94 TWh energii, natomiast najniższą płynnością
charakteryzowały się kontrakty miesięczne typu BASE z wolumenem energii na poziomie 0,41 TWh.
W porównaniu z kontraktami typu BASE kontrakty typu PEAK praktycznie nie posiadały żadnej
płynności. W kontrakcie PEAK_Y-09 zaszła tylko jedna transakcja o łącznym wolumenie energii na
poziomie 0,02 TWh. W kontraktach kwartalnych typu PEAK zawarto wyłącznie transakcje na
PEAK_Q-2-09 na łączny wolumen około 0,01 TWh, a w kontraktach miesięcznych typu PEAK na około
0,04 TWh. Taka niska płynność praktycznie wyklucza kontrakty typu PEAK z portfela zakupowego na
pokrycie różnicy bilansowej Powoda w 2009 r.
Tab. III.3. płynności kontraktów terminowych typu BASE i PEAK na 2009 r.
Instrument
typu BASE
WOLUMEN
Wolumen
w okresie
badawczym
Wolumen
poza
okresem
badawczym
[MW]
[MW]
[MW]
1285
720
BASE_Y-09
230
175
BASE_Q-1-09
260
115
BASE_Q-2-09
444
60
BASE_Q-3-09
535
80
BASE_Q-4-09
194
194
BASE_M-1-09
232
232
BASE_M-2-09
95
90
BASE_M-3-09
125
60
BASE_M-4-09
150
5
BASE_M-5-09
165
brak trans
BASE_M-6-09
140
brak trans
BASE_M-7-09
165
brak trans
BASE_M-8-09
210
brak trans
BASE_M-9-09
260
brak trans
BASE_M-10-09
499
brak trans
BASE_M-11-09
402
brak trans
BASE_M-12-09
565
55
145
384
455
brak trans
brak trans
5
65
145
165
140
165
210
260
499
402
Instrument
typu PEAK
Wolumen
WOLUMEN w okresie
badawczym
[MW]
5
PEAK_Y-09
PEAK_Q-1-09 brak trans
20
PEAK_Q-2-09
5
PEAK_Q-3-09
205
PEAK_Q-4-09
5
PEAK_M-1-09
105
PEAK_M-2-09
35
PEAK_M-3-09
55
PEAK_M-4-09
95
PEAK_M-5-09
130
PEAK_M-6-09
15
PEAK_M-7-09
70
PEAK_M-8-09
55
PEAK_M-9-09
115
PEAK_M-10-09
260
PEAK_M-11-09
310
PEAK_M-12-09
Wolumen
poza
okresem
badawczym
[MW]
[MW]
5
brak trans
brak trans
brak trans
10
10
brak trans
5
brak trans
205
5
brak trans
105
brak trans
25
10
5
50
5
90
brak trans
130
brak trans
15
brak trans
70
brak trans
55
brak trans
115
brak trans
260
brak trans
310
20
III.5 Analiza wolumetryczno-cenowa potencjalnie dostępnej energii, będącej
w portfelach wytwórczych i spekulacyjnych spółek obrotu
Analiza wolumetryczno-cenowa potencjalnie dostępnej energii uwzględniać musi profil zakupowy
energii na pokrycie różnicy bilansowej (Na rysunkach III.18 i III.19 przedstawiono grafik
zapotrzebowania Powoda na pokrycie różnicy bilansowej w podziale na BASE i PEAK na tle
wolumenów dostępnych na platformach obrotu i giełdzie w kontraktach terminowych). Na rok 2009
Powód oszacował straty w swojej sieci na poziomie 404 758 MWh dla produktu BASE oraz 120 405
MWh dla produktu PEAK. Należy jednak zauważyć, że zmienność mocy dla produktu BASE wynosi aż
14 MW (max zapotrzebowanie oszacowano na 53 MW w styczniu), natomiast w przypadku produktu
PEAK 13 MW (max zapotrzebowanie oszacowano na 40 MW w grudniu). Tak duża zmienność
wyklucza zakup całości energii w produktach rocznych BASE i PEAK. Dodatkowo, w przypadku
produktu PEAK brak możliwości zakupu całego wolumenu spowodowany jest również brakiem
płynności rynku dla produktu PEAK_Y-09.
Rys. III.18. Grafik zapotrzebowania Powoda na pokrycie różnicy bilansowej dla kontraktów BASE na tle
wolumenów dostępnych na platformach obrotu i giełdzie w kontraktach terminowych.
21
Rys. III.19. Grafik zapotrzebowania Powoda na pokrycie różnicy bilansowej dla kontraktów PEAK na tle
wolumenów dostępnych na platformach obrotu i giełdzie w kontraktach terminowych.
Z punktu widzenia dostępności energii elektrycznej na platformach obrotu i giełdzie należy
stwierdzić, że kontrakty BASE posiadały dostateczną płynność do zaspokojenia zapotrzebowania
Powoda na tego typu produkt. Jednak ze względu na wspomnianą wcześniej zmienność
zapotrzebowania na moc w poszczególnych miesiącach 2009 r. (grafik niestandardowy) dla
produktu BASE należy wyodrębnić grafik stały dla całego 2009 r. na poziomie zapotrzebowania
minimalnego na poziomie 39 MW. Następnie w Q 1 wyodrębnić należy różnicę pomiędzy
minimalną mocą BASE a mocą wyodrębnioną w kontrakcie BASE na 2009 r. – wynosi ona 10 MW.
W trzecim etapie pozostałą moc zakupić należy w kontraktach miesięcznych BASE, która dla
stycznia i lutego kształtuje się na poziomie 4 MW. Postępując analogicznie dla reszty roku należy
wyodrębnić wszystkie możliwe do zakupu produkty standardowe, natomiast w przypadku braku
płynności w którymś z analizowanym okresów pozostałość mocy należy przeznaczyć do zakupu na
rynku SPOT.
Stosując powyższą procedurę wyodrębniono następujące produkty możliwe do zakupu na rynku
terminowym:



BASE_Y-09 – 39 MW
BASE_Q-1-09 – 10 MW
BASE_M-1-09 – 4 MW
22








BASE_M-2-09 – 4 MW
BASE_Q-2-09 – 4 MW
BASE_M-4-09 – 1 MW
BASE_M-7-09 – 1 MW
BASE_M-9-09 – 3 MW
BASE_Q-4-09 – 8 MW
BASE_M-11-09 – 5 MW
BASE_M-12-09 – 3 MW
Ze względu na brak możliwości zakupu produktów BASE na lipiec, wrzesień, listopad i grudzień
(patrz również tab. III.2) w okresie od września 2008 r. do 17 lutego 2009 r. możliwy był zakup
396 024 MWh energii w kontraktach typu BASE po łącznej cenie 207,88 zł/MWh bez akcyzy.
Ze względu na brak płynności dla kontraktów typu PEAK na 2009 r. należy przyjąć, iż zakup 120 405
MWh według grafiku przedstawionego na rys. III.19 praktycznie nie był możliwy. Jedna transakcja
zawarta na ten produkt standardowy nie stanowi jakiegokolwiek wyznacznika poziomu rynkowego
i niezależnie od tego czy Powód kupowałby grafik niestandardowy lub produkt standardowy
w PEAKu nie był w stanie zrealizować zakupów na rynku konkurencyjnym.
Na podstawie danych zamieszczonych w tabeli III.3, które przedstawiają średnie ceny sprzedaży
energii elektrycznej bezpośrednio przez wytwórców można wysnuć wniosek, że w przypadku
wcześniejszego zaplanowania w portfelu zakupowym energii na pokrycie różnicy bilansowej
Powoda możliwy byłby zakup tej energii w kontraktach bilateralnych po cenie zbliżonej do średniej
ceny sprzedaży energii elektrycznej przez elektrownie w 2009 r., która ukształtowała się na
poziomie 193,16 zł/MWh bez akcyzy.
Tab. III.3: Średnie ceny sprzedaży energii elektrycznej przez elektrownie w 2009 r.
w tym do:
Wyszczególnienie
Elektrownie
na węglu brunatnym
Elektrownie
na węglu kamiennym
Razem
elektrownie
ROK 2009
wolumen [GWh]
cena [zł/MWh]
wolumen [GWh]
cena [zł/MWh]
wolumen [GWh]
cena [zł/MWh]
Razem
PO/POSD
Rynek
giełdowy
52 224,90
50 219,46
78,34
183,38
183,66
212,83
66 765,50
59 735,09
173,59
202,81
201,14
211,07
118 990,40 109 954,56
251,93
194,29
193,16
211,62
23
III.6 Podsumowanie analiz
Jak wynika z akt sprawy, we wrześniu 2008 r. Powód zlecił spółce obrotu wchodzącej w skład
wspólnej grupy kapitałowej przeprowadzenie procesu zakupu energii na pokrycie różnicy bilansowej
w oparciu o zapytania ofertowe. Skierowana wówczas treść zapytania dotyczyła wyceny
niestandardowego grafiku, który był przekazywany jedynie wstępnie zainteresowanym podmiotom.
Spośród 21 potencjalnych oferentów jedynie dwóch wykazało zainteresowanie próbą dokonania
wyceny (strona akt 183, 189). W konsekwencji przekazania grafików, spółki Electrabel oraz Vattenfall
Trading Services udzieliły negatywnej odpowiedzi, co w ocenie biegłego było pochodną niewłaściwej
produktowo (grafik niestandardowy) konstrukcji zapytania. Obrót energią na rynku hurtowym był
i jest wystandaryzowany zarówno w zakresie profilowym (kontrakt base, peak, offpeak) jak
i w zakresie terminu dostawy (kontrakt roczny, kwartalny, miesięczny itp.). Dodatkowo skierowane
do oferentów zapytanie nie było wystarczająco elastyczne w zakresie możliwości składania ofert
częściowych, zarówno na część wolumenu, jak i na wybrany okres dostawy. Elementy te, zdaniem
biegłego, bez względu na notowany rynkowy poziom cen energii elektrycznej w okresie od 16
września (data wysłania zapytań ofertowych) do 29 września (data wskazana jako ostateczny termin
nadesłania odpowiedzi) uniemożliwiały uzyskanie jakiejkolwiek oferty.
Kolejna próba pozyskania ofert sprzedaży energii na pokrycie różnicy bilansowej miała
miejsce 30 września, ze wskazaniem ostatecznego terminu nadsyłania odpowiedzi na dzień
6 października 2008 r. Treść zapytania ofertowego dotyczyła tym razem produktów standardowych
typu pasmo (base) i szczyt (europeak) oraz dopuszczała możliwość składania ofert częściowych.
W ocenie biegłego zmiana charakteru zapytania była działaniem właściwym i koniecznym.
Wątpliwości budzi natomiast zawężenie w tym i kolejnych postępowaniach, katalogu adresatów. Jak
zostało to już wcześniej wspomniane, 1 kwietnia 2008 r. przestały obowiązywać kontrakty
długoterminowe, co miało wpłynąć na wzrost płynności i dostępności energii w ramach segmentu
bilateralnego i giełdowego. Jest zatem niezrozumiałe nieuwzględnianie w liście adresatów zapytania
ofertowego spółek wytwórczych – dotychczasowych beneficjentów pomocy publicznej. Dodatkowo
zapytanie nie zostało skierowane do PGE Bełchatów SA, którego potencjalna oferta, ze względu na
strukturę produkcji bazującą na węglu brunatnym, mogłaby być konkurencyjna względem
pozostałych.
Brak ofert spełniających kryteria stał się przyczyną podjęcia przez Powoda decyzji o zleceniu
kontraktacji energii z udziałem segmentu giełdowego. W ocenie biegłego, kontraktacja na giełdzie
jest co do zasady procesem właściwym i transparentnym jeśli spełnia pewne warunki. Należy do nich
przede wszystkim konieczność występowania odpowiedniej płynności, dzięki której nie byłoby
możliwe istotne wpływanie na cenę energii przy zwiększonym w ten sposób poziomie kontraktacji.
Przy zachowaniu tego warunku, konieczne staje się dodatkowo udokumentowanie zleceń
realizowanych na potrzeby OSD. W przeciwnym razie byłoby możliwe przepisywanie „nieudanych”
transakcji dokonywanych przez spółkę obrotu z portfela obrotowego/spekulacyjnego na portfel OSD.
Dokonane w ten sposób przepisanie portfelowe skutkowałoby tym, że nieudane transakcje bez
względu na ciężar kosztowy byłby kwalifikowane w poczet kosztów uzasadnionych i przenoszone
w taryfie. Zatem w ocenie biegłego, mechanizm kontraktacji z udziałem segmentu giełdowego
i platform jest właściwy i dopuszczalny, pod warunkiem właściwego udokumentowania
i prowadzenia go zgodnie z wytycznymi OSD.
24
W ocenie biegłego, analiza „bottom up” jest dobrym i właściwym wyznacznikiem granicznej
wartości ceny energii elektrycznej, gdyż ma ścisłe uzasadnienie kosztowe. Wyznaczona w ten sposób
wartość progowa nie jest jednak wartością rynkową, gdyż pokazuje jedynie potencjalne „dno”
cenowe w przypadku trendu spadkowego. Stanowi naturalną barierę, której przekroczenie skutkuje
poniesieniem strat przez wytwórcę. Należy ponadto podkreślić, że struktura wytwarzania energii
elektrycznej w Polsce powoduje, że koszt graniczny między źródłami „brunatnymi” i „kamiennymi”
różni się nawet o około 60 zł/MWh. To z kolei wprowadza dużą elastyczność szczególnie
u wytwórców bazujących na węglu brunatnym.
W przypadku progresywnego zachowania rynku, a taki miał miejsce na przełomie lat
2008/2009 pojawiają się naturalne problemy z podażą, gdyż każdy z uczestników chcąc
maksymalizować zyski czeka ze sprzedażą na najwyższe ceny notowań. W konsekwencji naturalną
reakcją strony popytowej na brak płynności jest ofertowanie po zawyżonych i zupełnie nie
uzasadnionych kosztowo cenach.
W ocenie biegłego najistotniejszym elementem, który musiał znaleźć odzwierciedlenie w
cenie energii na 2009 r. był spodziewany i prognozowany wzrost cen paliw. Należy podkreślić, że
będący w tym przypadku wyznacznikiem wzrost cen węgla kamiennego, prognozowany był na
poziomie 30-40% co automatycznie skutkowałby wzrostem cen energii o około 24 – 32 zł/MWh.
Bazując wyłącznie na przeprowadzonej analizie kosztów, odpowiadając na postawione we wstępie
pytanie można stwierdzić, że potencjał sprzedażowy energii elektrycznej po cenie 185 zł/MWh (lecz
bez akcyzy) miał wyłącznie podsektor wytwarzania oparty o węgiel brunatny.
Z punktu widzenia dostępności energii elektrycznej w segmencie kontraktów terminowych
rynku giełdowego oraz platform obrotu energią elektryczną należy stwierdzić, że ze względu na brak
możliwości zakupu produktów BASE na lipiec, wrzesień, listopad i grudzień w okresie od września
2008 r. do 17 lutego 2009 r. możliwy był zakup 396 024 MWh energii w kontraktach typu BASE po
łącznej cenie 207,88 zł/MWh bez akcyzy. Ze względu na brak płynności dla kontraktów typu PEAK na
2009 r. należy przyjąć, iż zakup 120 405 MWh według grafiku przedstawionego przez Powoda
praktycznie nie był możliwy. Jedna transakcja zawarta na roczny produkt standardowy typu PEAK
nie stanowi jakiegokolwiek wyznacznika poziomu rynkowego i niezależnie od tego czy Powód
kupowałby grafik niestandardowy lub produkt standardowy w PEAKu nie był w stanie zrealizować
zakupów na rynku konkurencyjnym.
Na podstawie danych dotyczących średnich cen sprzedaży energii elektrycznej
bezpośrednio przez wytwórców można wysnuć wniosek, że w przypadku wcześniejszego
zaplanowania w portfelu zakupowym energii na pokrycie różnicy bilansowej Powoda możliwy
byłby zakup tej energii w kontraktach bilateralnych po cenie zbliżonej do średniej ceny sprzedaży
energii przez elektrownie w 2009 r., która ukształtowała się na poziomie 193,16 zł/MWh bez
akcyzy.
…………………………………………..
Marek Kulesa
Al. Wilanowska 9A/103,02-765 Warszawa
tel. 502 34 91 45, [email protected]
25

Opinia dotycząca poziomu cen energii elektrycznej na pokrycie

Transkrypt

Podobne dokumenty

Monitoring rynku energii elektrycznej w oparciu o dane giełdowe z

Informacje na temat kalkulatora depozytów na RTEE

Slajd 1

PKP Energetyka spiera się o dostawy prądu

Kształtowanie się cen energii elektrycznej

Żmijewski: potrzebujemy nowego planu Balcerowicza dla energetyki

Tel. - E-mail - Wynik symulacji instalacji solarnej JuraCad v1.1

Analiza cen energii elektrycznej i gazu ziemnego dla odbiorców

Średnie zużycie energii elektrycznej w poszczególnych