Up
 
 

2014

RYNEK HURTOWY

W 2014 r. krajowe zużycie energii elektrycznej brutto wyniosło 158 734 GWh i było wyższe o ok. 0,5% niż w 2013 r. Poziom krajowego zużycia energii elektrycznej nie uległ zasadniczej zmianie w porównaniu do roku poprzedniego, mimo rosnącego tempa wzrostu PKB w 2014 r., które według wstępnych szacunków GUS wyniosło 3,3%. Jednocześnie wolumen krajowej produkcji energii elektrycznej brutto w 2014 r. ukształtował się na poziomie 156 567 GWh i był niższy od wolumenu za poprzedni rok o około 3,7%. Różnica pomiędzy tymi wielkościami została zbilansowana poprzez import energii elektrycznej, której nadwyżka nad eksportem w 2014 r. wyniosła 2 167 GWh. Warto zaznaczyć, że w 2014 r. Polska stała się importerem energii elektrycznej netto.

W skali kraju, nie odnotowano na przestrzeni dwóch ostatnich lat zasadniczych zmian mocy zainstalowanej i osiągalnej w przedsiębiorstwach sektora wytwarzania. W 2014 r. moc zainstalowana w KSE zmniejszyła się o 285 MW (0,7%) w stosunku do 2013 r. i wyniosła 38 121 MW. Jednocześnie, moc osiągalna w KSE wzrosła o 1% w 2014 r. w porównaniu z 2013 r. (z poziomu 38 112 MW do poziomu 38 477 MW). Średnie roczne zapotrzebowanie na moc ukształtowało się na poziomie 21 996 MW, przy maksymalnym zapotrzebowaniu na poziomie 25 535 MW (co oznacza wzrost odpowiednio: o 0,5% i o 3,1% w stosunku do 2013 r.). Relacja mocy dyspozycyjnej do mocy osiągalnej w 2014 r. nieznacznie spadła w stosunku do 2013 r. z 70,5% do 69,0%.

Struktura produkcji energii elektrycznej w 2014 r. nie zmieniła się znacznie w stosunku do 2013 r. Zdecydowana większość wytwarzania oparta jest na paliwach konwencjonalnych, tj. węglu kamiennym oraz węglu brunatnym. Kontynuowany jest wzrost udziału źródeł wiatrowych i innych odnawialnych źródeł energii.

Struktura podmiotowa hurtowego rynku energii

Struktura podmiotowa sektora energetycznego i stopień koncentracji na rynku zostały w dużej mierze ukształtowane przez proces konsolidacji poziomej, a następnie pionowej przedsiębiorstw energetycznych należących do Skarbu Państwa. Proces konsolidacji był m.in. wynikiem realizacji „Programu dla elektroenergetyki”, przyjętego przez Radę Ministrów w 2006 r. Liczba i struktura podmiotów sektora elektroenergetycznego od czasu wdrożenia „Programu dla elektroenergetyki” nie uległa zasadniczym zmianom, niemniej w kolejnych latach zmieniał się ich udział w rynku.

Największy udział w podsektorze wytwarzania w 2014 r. miała grupa kapitałowa PGE Polska Grupa Energetyczna S.A., a na rynku sprzedaży do odbiorców końcowych - TAURON Polska Energia S.A. Przy czym udział grupy kapitałowej PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. w sektorze wytwarzania w 2014 r. kształtował się na poziomie 37,9% (w 2013 r. - 39,3%, spadek o 1,4 punktu procentowego). Udział grupy TAURON Polska Energia S.A. wyniósł w 2014 r. 10,8%, co oznacza spadek w porównaniu z 2013 r. o 2,8 punktu procentowego.

Wskaźnik udziału rynkowego trzech największych podmiotów, mierzony według energii wprowadzonej do sieci (uwzględniającej ilość energii dostarczonej przez wytwórców bezpośrednio do odbiorców końcowych), w 2014 r. wyniósł 57,7%. Jednocześnie w stosunku do roku poprzedniego wskaźnik ten spadł o 4,8 punktu procentowego. Podobną tendencję obserwuje się przy drugim wskaźniku - udziale trzech największych wytwórców w mocy zainstalowanej - udział ten zmniejszył się w 2014 r. w stosunku do 2013 r. o 1,5 punktu procentowego. Trzej najwięksi wytwórcy (tj. wytwórcy skupieni w grupach kapitałowych: PGE Polska Grupa Energetyczna S.A., TAURON Polska Energia S.A., ENEA S.A.), dysponowali niewiele ponad połową mocy zainstalowanych i odpowiadali za mniej niż 60% produkcji energii elektrycznej w kraju.

W dwóch ostatnich latach wskaźniki koncentracji uległy znacznemu zmniejszeniu. Jest to spowodowane w głównej mierze wzrostem produkcji energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, przede wszystkim wiatrowych. W 2014 r. do zmniejszenia wskaźnika koncentracji przyczyniła się także zmiana salda wymiany transgranicznej z eksportu na import.

Sprzedaż energii w poszczególnych segmentach

Struktura i mechanizmy funkcjonowania rynku nie odbiegają od tych, jakie ukształtowały się w większości innych państw europejskich, uznanych za rynki konkurencyjne. Uczestnicy rynku mają, na równych prawach, szeroki dostęp do różnych form sprzedaży energii elektrycznej oraz dostęp do informacji dotyczących wolumenów i cen, po jakich sprzedawana i kontraktowana na rynku hurtowym jest energia elektryczna.

W przypadku wytwórców w 2014 r., podobnie jak w 2013 r., główne kierunki sprzedaży energii elektrycznej stanowiły: sprzedaż w ramach rynków regulowanych, gdzie dominujące znaczenie miała giełda energii, oraz sprzedaż do przedsiębiorstw obrotu. Natomiast w przypadku przedsiębiorstw obrotu kierują one sprzedaż głównie do innych przedsiębiorstw obrotu oraz do odbiorców końcowych. W mniejszym stopniu, choć również znaczącym, kierują sprzedaż na giełdę energii.

Sprzedaż poprzez giełdę energii

Sprzedaż i zakup energii elektrycznej na polskim rynku energii odbywa się przede wszystkim na giełdzie energii prowadzonej przez TGE S.A. w formie standardowych transakcji lub kontraktów. Uczestnikami rynku giełdowego mogą być przedsiębiorstwa obrotu i wytwarzania energii oraz duzi odbiorcy końcowi, którzy mogą działać samodzielnie po wstąpieniu w poczet członków giełdy (zawarcie stosownej umowy z TGE S.A.) lub za pośrednictwem domów maklerskich.

Trwający od 2010 r. dynamiczny rozwój rynku giełdowego świadczy o tym, że rynek energii elektrycznej staje się coraz bardziej dojrzały. Całkowity wolumen transakcji zawartych w 2014 r. na wszystkich rynkach energii elektrycznej na TGE S.A. wyniósł 186,7 TWh i był wyższy od wolumenu z 2013 r. wynoszącego 176,6 TWh o 5,7%. Natomiast licząc po dacie dostawy, sprzedaż energii elektrycznej w 2014 r. wyniosła 172,6 TWh. Obecnie status członka TGE S.A. posiada 64 przedsiębiorstw.

W 2014 r. TGE S.A. prowadziła następujące rynki sprzedaży energii elektrycznej: Rynek Dnia Bieżącego (RDB), Rynek Dnia Następnego (RDN) oraz Rynek Terminowy Towarowy (RTT). Sprzedaż energii elektrycznej była również realizowana w systemie aukcji.

Największy wolumen obrotu realizowany jest na RTT. W 2014 r. na tym rynku łącznie z aukcjami energii elektrycznej zawarto 14 474 transakcji, a łączny wolumen obrotu na nim wyniósł 162,9 TWh, co oznacza wzrost o 5,4% w stosunku do roku poprzedniego. Najbardziej płynnym kontraktem w 2014 r. był kontrakt roczny w dostawie pasmowej na 2015 rok (BASE_Y-15). Wolumen obrotu na tym kontrakcie w 2014 r. wyniósł 94 TWh - stanowi to 57,8% łącznego wolumenu odnotowanego na parkiecie RTT w zakresie sprzedaży energii elektrycznej w 2014 r.

W 2014 r. na RDN zawarto 1 348 245 transakcji. Jednocześnie członkowie giełdy zrealizowali transakcje zakupu/sprzedaży energii elektrycznej o łącznym wolumenie 23,7 TWh, co oznacza wzrost o 6,8% w stosunku do roku poprzedniego.

W 2014 r. na RDB zawarto 5 945 transakcji, a łączny wolumen obrotu na tym rynku wyniósł 85 369,2 MWh, co oznacza wzrost o 62% w stosunku do roku poprzedniego.

Ceny

Średnie roczne ceny na RDN wzrosły w 2014 r. w porównaniu do roku poprzedniego o 18,5%. W 2014 r. obserwowano również wzrost cen energii elektrycznej na terminowym rynku energii. Odzwierciedleniem tej tendencji jest wzrost cen kontraktów terminowych BASE_Y-15 (kontrakt roczny w dostawie pasmowej na 2015 rok), gdzie średnioważona wolumenem cena transakcyjna tego kontraktu w całym 2014 r. ukształtowała się na poziomie 169,25 zł/MWh. W 2013 r. cena kontraktów terminowych BASE_Y-14 wyniosła 155,13 zł/MWh, czyli była o ok. 9% niższa.

Jednocześnie średnia miesięczna cena kontraktów BASE_Y-15 w grudniu 2014 r. wyniosła 175,53 zł/MWh, podczas gdy średnia miesięczna cena analogicznych kontraktów w grudniu 2013 r. wyniosła 158,40 zł/MWh, co oznacza wzrost tej ceny o 10,8% w 2014 r. w porównaniu do roku poprzedniego.

RYNEK DETALICZNY

Uczestnikami rynku detalicznego, obok odbiorców końcowych (zarówno w gospodarstwach domowych, jak i przedsiębiorstwach), są przedsiębiorstwa zarządzające siecią dystrybucyjną, w tym operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD) i sprzedawcy energii elektrycznej (przedsiębiorstwa obrotu).

W 2014 r., podobnie jak w roku ubiegłym, na rynku energii elektrycznej funkcjonowało pięciu dużych OSD, których sieci są bezpośrednio przyłączone do sieci przesyłowej (OSDp) i którzy mają obowiązek oddzielenia działalności dystrybucyjnej prowadzonej przez operatora systemu od innych rodzajów działalności niezwiązanych z dystrybucją energii elektrycznej, a mianowicie działalności wytwórczej lub obrotowej prowadzonej w ramach przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo (unbundling). Ponadto w 2014 r. działało 164 przedsiębiorstw pełniących funkcję OSD - funkcjonujących w ramach przedsiębiorstw zintegrowanych pionowo, które nie mają obowiązku wydzielenia działalności dystrybucyjnej (OSDn).

Kluczowe znaczenie dla realizacji funkcji OSD ma niezależność operatora, który zapewnia równy dostęp do sieci wszystkim uczestnikom rynku. Gwarancją zapewnienia niezależności OSD, poza dokonanym rozdziałem działalności, mają być opracowane przez operatorów Programy, w których określone zostały przedsięwzięcia, jakie operatorzy zobowiązani są podjąć w celu zapewnienia niedyskryminacyjnego traktowania użytkowników systemu (Programy Zgodności).

W dalszym ciągu największy udział w sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych mają sprzedawcy „zasiedziali” (incumbent suppliers), którzy pozostali po wyodrębnieniu operatorów sieci dystrybucyjnej, jako strona umów kompleksowych, tj. umów łączących postanowienia umowy sprzedaży energii elektrycznej i umowy dystrybucji energii z odbiorcami. Pełnią oni funkcję sprzedawców z urzędu dla odbiorców w gospodarstwach domowych, którzy nie zdecydowali się na wybór nowego sprzedawcy. W 2014 r. działało pięciu sprzedawców z urzędu, oraz ponad 100 alternatywnych przedsiębiorstw obrotu zajmujących się aktywnie sprzedażą energii elektrycznej do odbiorców końcowych.

Po stronie popytowej rynku detalicznego energii elektrycznej znajdują się odbiorcy końcowi. Jest ich ok. 16,9 mln, z czego 90,2% (ponad 15 mln) to odbiorcy z grupy taryfowej G, w tym w przeważającej większości odbiorcy w gospodarstwach domowych (ponad 14 mln), którzy dokonują zakupu energii w celu jej zużycia w gospodarstwie domowym. Pozostała grupa odbiorców końcowych to odbiorcy należący do grup taryfowych A, B i C. Grupy A i B stanowią odbiorcy zasilani z sieci wysokiego i średniego napięcia i są to tzw. odbiorcy przemysłowi, natomiast do grupy C należą odbiorcy przyłączeni do sieci niskiego napięcia, pobierający energię elektryczną dla celów prowadzonej działalności gospodarczej, tzw. odbiorcy biznesowi.

Do końca 2014 r. ponad 144 tys. odbiorców należących do grup taryfowych A, B i C skorzystało z prawa zmiany sprzedawcy, natomiast w segmencie odbiorców w gospodarstwach domowych liczba ta wyniosła ponad 284 tys. Na koniec 2014 r. odnotowano 94,5%-owy wzrost liczby odbiorców TPA w porównaniu do 2013 r., przy czym w przypadku odbiorców należących do grup taryfowych A, B i C wzrost ten wynosił 61,9%, a w przypadku odbiorców z grupy G - 117,0%.

Ceny

Pomiędzy IV kwartałem 2013 r. a IV kwartałem 2014 r. ceny za energię elektryczną wykazywały tendencje spadkowe dla wszystkich grup taryfowych. Największa obniżka cen energii elektrycznej nastąpiła dla odbiorców grupy taryfowej A - o 12,5%, a najmniejsza dla odbiorców z grupy taryfowej C - o 1,9%. Dla odbiorców w gospodarstwach domowych ceny za energię elektryczną spadły o 4,4%. Tym samym utrzymał się trend spadkowy cen detalicznych z poprzedniego roku, spowodowany obniżeniem cen zakupu energii elektrycznej na rynku hurtowym.

Natomiast opłata dystrybucyjna w 2014 r. wzrosła dla odbiorców wszystkich grup taryfowych. Największy wzrost opłaty dystrybucyjnej odnotowano dla grupy taryfowej A - o 7,9%, a najmniejszy dla odbiorców z grupy taryfowej B - o 1,7%. Dla odbiorców w gospodarstwach domowych opłaty dystrybucyjne wzrosły o 3,2%.

A A+ A++
Drukuj PDF Powiadom znajomego
Data publikacji 20.05.2015