Up
 
 

2016

RYNEK HURTOWY

Wolumen krajowej produkcji energii elektrycznej brutto w 2016 r. ukształtował się na poziomie zbliżonym do poziomu z roku poprzedniego i wyniósł 162 626 GWh (wzrost o 0,5%). W tym samym okresie krajowe zużycie energii elektrycznej brutto wyniosło 164 625 GWh i zwiększyło się o prawie 2,0% w porównaniu z 2015 r. Tempo wzrostu krajowego zużycia energii elektrycznej było niższe niż tempo wzrostu PKB w 2016 r., które według wstępnych szacunków GUS wyniosło 2,8%.

W 2016 r. w krajowym bilansie przepływów fizycznych energii elektrycznej udział importu stanowił 7,8% całkowitego przychodu, zaś udział eksportu wyniósł 6,7% rozchodu energii elektrycznej, podczas gdy w 2015 r. oba te parametry były na zbliżonym poziomie i oscylowały wokół 8% przychodu i rozchodu energii elektrycznej.

Struktura produkcji energii elektrycznej w 2016 r. nie zmieniła się znacznie w stosunku do 2015 r. Zdecydowana większość wytwarzania oparta jest nadal na paliwach konwencjonalnych, tj. węglu kamiennym oraz węglu brunatnym. W badanym okresie spadła dynamika wzrostu produkcji energii elektrycznej z OZE w porównaniu do lat poprzednich, przy czym liderem produkcji w tym segmencie pozostawała nadal generacja wiatrowa.

W 2016 r. moc zainstalowana w KSE wyniosła 41 396 MW, a moc osiągalna - 41 278 MW, co stanowi wzrost odpowiednio o 2,4% oraz o 3,8% w stosunku do 2015 r. Średnie roczne zapotrzebowanie na moc ukształtowało się na poziomie 22 483 MW, przy maksymalnym zapotrzebowaniu na poziomie 25 546 MW, co oznacza odpowiednio wzrost o 1,2% i spadek o 1,8% w stosunku do 2015 r. Relacja mocy dyspozycyjnej do mocy osiągalnej w 2016 r. pozostawała na podobnym poziomie jak w 2015 r. i wyniosła 69,4% - wzrost o 0,6 punktu procentowego w stosunku do 2015 r.

Struktura podmiotowa hurtowego rynku energii

Największy udział w rynku w podsektorze wytwarzania energii elektrycznej w 2016 r., który wyniósł 35,8%, wciąż utrzymywała grupa kapitałowa PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. (spadek o 1,5 punktu procentowego w porównaniu do roku poprzedniego). Natomiast na rynku sprzedaży do odbiorców końcowych liderem była TAURON Polska Energia S.A. z udziałem 10,2% (spadek o 1,1 punktu procentowego w porównaniu do roku poprzedniego).

Wskaźnik udziału rynkowego trzech największych podmiotów, mierzony według energii wprowadzonej do sieci (uwzględniającej ilość energii dostarczonej przez wytwórców bezpośrednio do odbiorców końcowych), w 2016 r. wyniósł 54,9%, co oznacza spadek o 2,5 punktu procentowego w porównaniu do roku poprzedniego. Podobnie, zmniejszeniu uległ wskaźnik udziału trzech największych wytwórców w mocy zainstalowanej - o 1,4 punktu procentowego. Trzej najwięksi wytwórcy (skupieni w grupach kapitałowych: PGE Polska Grupa Energetyczna S.A., TAURON Polska Energia S.A., ENEA S.A.) dysponowali w sumie niewiele ponad połową mocy zainstalowanych i odpowiadali za mniej niż 60% produkcji energii elektrycznej w kraju.

Wieloletni trend spadkowy dotyczy w szczególności wskaźników HHI, mierzonych według mocy zainstalowanej oraz według wolumenu energii wprowadzonej do sieci (uwzględniającej ilość energii dostarczonej przez wytwórców bezpośrednio do odbiorców końcowych). W 2016 r. spadek tych wskaźników był znaczący i wyniósł odpowiednio 4,2% i 7,0% w porównaniu do roku poprzedniego. Warto podkreślić, że wskaźnik ten liczony dla produkcji już w 2015 r. osiągnął wartość pozwalającą na stwierdzenie, że stopień koncentracji na rynku jest średni. Natomiast liczony dla mocy zainstalowanej - znajduje się znacznie poniżej granicy wysokiej koncentracji.

Sprzedaż energii w poszczególnych segmentach

Struktura i mechanizmy funkcjonowania rynku nie odbiegają od analogicznych struktur i mechanizmów, 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 kontraktowana i sprzedawana na rynku hurtowym jest energia elektryczna.

Podobnie jak w latach wcześniejszych, w 2016 r. w przypadku wytwórców główne formy sprzedaży energii elektrycznej stanowiły: sprzedaż w ramach rynków regulowanych, gdzie dominujące znaczenie miała giełda energii (45% udział w całkowitej sprzedaży wytwórców) oraz sprzedaż do przedsiębiorstw obrotu (44% udział). Należy jednak zwrócić uwagę, że udział sprzedaży energii elektrycznej poprzez giełdę energii w tej grupie przedsiębiorstw energetycznych systematycznie spada (spadek o 2 punkty procentowe w 2016 r. w porównaniu do roku poprzedniego). W 2016 r. wzrosła sprzedaż energii elektrycznej przez wytwórców na rynek bilansujący.

Natomiast przedsiębiorstwa obrotu kierują swoją sprzedaż energii elektrycznej głównie do innych przedsiębiorstw obrotu (36% udział w całkowitym obrocie przedsiębiorstw obrotu) oraz do odbiorców końcowych (32% udział). W znacznym stopniu kierują również swoją sprzedaż energii elektrycznej na giełdę (25% udział), a udział tej ostatniej formy sprzedaży od kilku lat systematycznie wzrasta.

Handel energią elektryczną na krajowym rynku hurtowym jest realizowany w ramach kontraktów bilateralnych (rynek OTC), na rynku zorganizowanym prowadzonym przez TGE S.A. (giełda energii) oraz za pośrednictwem platform brokerskich.

Sprzedaż energii elektrycznej poprzez giełdę

Obrót na giełdzie energii prowadzony jest od godz. 8:00 do godz. 15:30 przez 365 (lub 366) dni w roku. Uczestnikami rynku giełdowego mogą być przedsiębiorstwa obrotu i wytwarzania energii elektrycznej oraz duzi odbiorcy końcowi, którzy mogą działać samodzielnie po wstąpieniu w poczet członków giełdy (poprzez zawarcie stosownej umowy z TGE S.A.) lub za pośrednictwem domów maklerskich.

Całkowity wolumen transakcji zawartych w 2016 r. na wszystkich rynkach energii elektrycznej na TGE S.A. wyniósł 126,7 TWh i był mniejszy o 32,2% w stosunku do 2015 r., w którym wolumen ten wyniósł 186,7 TWh. Natomiast całkowity wolumen transakcji dotyczących sprzedaży energii elektrycznej z dostawą w 2016 r. wyniósł 179,3 TWh, co stanowiło 107,6% produkcji energii elektrycznej brutto w 2016 r.

W 2016 r. TGE S.A. prowadziła następujące rynki energii elektrycznej: Rynek Dnia Bieżącego (RDB), Rynek Dnia Następnego (RDN), Rynek Terminowy Towarowy (RTT, w tym również w systemie aukcji) oraz nowo powstały Rynek Instrumentów Finansowych (RIF). Status członka TGE S.A. posiada 71 podmiotów, przy czym 40 z nich aktywnie uczestniczy w obrocie na rynkach energii elektrycznej prowadzonych przez TGE S.A.

Największy wolumen obrotu jest realizowany na RTT. W 2016 r. na tym rynku (wraz z aukcjami) zawarto 18 608 transakcji, a łączny wolumen obrotu na nim wyniósł 99 TWh. Najbardziej płynnym kontraktem w 2016 r. był kontrakt roczny w dostawie pasmowej na 2017 rok (BASE_Y-17). Wolumen obrotu na tym kontrakcie w 2016 r. wyniósł 43,7 TWh - stanowi to 44,1% łącznego wolumenu odnotowanego na parkiecie RTT w zakresie obrotu energią elektryczną w ubiegłym roku.

W 2016 r. na RDN zawarto 1 326 385 transakcji. Członkowie giełdy zrealizowali transakcje zakupu/sprzedaży energii elektrycznej o łącznym wolumenie 27,6 TWh, co oznacza wzrost o 9,9% w stosunku do roku poprzedniego. W 2016 r. na RDB zawarto 5 572 transakcji, a łączny wolumen obrotu na tym rynku wyniósł 71,36 GWh.

W listopadzie 2015 r. na TGE S.A. uruchomiono także nowy Rynek Instrumentów Finansowych (RIF), na którym możliwy jest handel instrumentami pochodnymi (kontrakty futures), dla których instrumentem bazowym jest indeks TGe24 (publikowany przez Giełdę od 30 czerwca 2015 r.). Obecnie do prowadzenia działalności na RIF uprawnionych jest siedem podmiotów. Rozliczenie i rozrachunek transakcji zawieranych na RIF odbywa się na zasadach określonych przez Izbę Rozliczeniową Giełd Towarowych S.A. (IRGiT).

Transakcje bilateralne

Kontrakty dwustronne zawierane bezpośrednio pomiędzy uczestnikami rynku tworzą tzw. rynek OTC (over the counter). Warunki handlowe tych kontraktów, obejmujące m.in. cenę i ilość energii elektrycznej oraz terminy dostaw, są wynikiem negocjacji między ich stronami, prowadzonych w ramach kodeksowej swobody zawierania umów i są znane tylko stronom danego kontraktu. Kontrakty dwustronne są zawierane w szerokim horyzoncie czasowym od umów rocznych, poprzez kwartalne i miesięczne porozumienia transakcyjne, aż do transakcji dobowo-godzinowych. W 2016 r. wolumen kontraktów zawieranych na rynku OTC, nie uwzględniający kontraktów wewnątrzgrupowych, wyniósł 57,3 TWh i był o 2,7% niższy w porównaniu do 2015 r., kiedy to wyniósł 58,9 TWh.

Ceny

Analizując poziom cen na rynku hurtowym dokonano następującego podziału:

  • ceny energii elektrycznej dostarczonej w 2016 r., której kontraktacja odbywała się w transakcjach SPOT, jak również kontraktach długoterminowych zawartych w latach poprzednich zarówno na TGE S.A., jak i w kontraktach bilateralnych,
  • ceny energii elektrycznej sprzedawanej na TGE S.A. na rynku SPOT i dostarczonej w 2016 r. np. mierzone indeksem IRDN24,
  • ceny energii elektrycznej sprzedawanej na TGE S.A. w 2016 r., której dostawa została przewidziana w kolejnych latach np. kontrakty typu BASE_Y-17.

Do wyznaczenia tych cen wykorzystano dane z rynków prowadzonych przez TGE S.A., uzupełnione o dane pochodzące ze statystyki publicznej w przypadku cen energii elektrycznej dostarczonej w 2016 r.

Ceny energii elektrycznej dostarczonej w 2016 r. zostały odzwierciedlone w ramach trzech wskaźników publikowanych przez Prezesa URE tj. średniej rocznej i kwartalnej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym oraz średniej kwartalnej ceny energii elektrycznej sprzedanej na zasadach innych niż wynikające z art. 49a ust. 1 i 2 ustawy - Prawo energetyczne.

W 2016 r. obserwowano spadek cen energii elektrycznej na RTT prowadzonym przez TGE S.A., czego odzwierciedleniem jest spadek cen kontraktów terminowych BASE_Y-17 (kontrakt roczny w dostawie pasmowej na 2017 r.). Średnioważona wolumenem cena transakcyjna tego kontraktu w całym 2016 r. ukształtowała się na poziomie 159,26 zł/MWh, podczas gdy w 2015 r. średnioważona wolumenem cena transakcyjna analogicznych kontraktów terminowych BASE_Y-16 wyniosła 164,37 zł/MWh. Stanowi to spadek cen energii elektrycznej w tych kontraktach o ok. 3,1%.

Jednocześnie średnia miesięczna cena kontraktów BASE_Y-17 zawieranych w grudniu 2016 r. wyniosła 160,44 zł/MWh, podczas gdy średnia miesięczna cena analogicznych kontraktów BASE_Y-16 zawieranych w grudniu 2015 r. wyniosła 166,75 zł/MWh. Oznacza to spadek ceny tych kontraktów o 3,8%.

RYNEK DETALICZNY

Rynek detaliczny jest rynkiem, na którym stroną transakcji jest odbiorca końcowy dokonujący zakupu paliw i energii na własny użytek. 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).

Operatorzy systemów dystrybucyjnych to przedsiębiorstwa zajmujące się dystrybucją energii elektrycznej odpowiedzialne za bezpieczne i niezawodne funkcjonowanie systemu dystrybucyjnego przy jednoczesnym zagwarantowaniu skutecznego i niedyskryminacyjnego dostępu do tego systemu wszystkim uczestnikom rynku. W 2016 r., podobnie jak w latach poprzednich, 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 (unbundling). Ponadto, w 2016 r. działało 167 przedsiębiorstw wyznaczonych OSD (tzw. OSDn) funkcjonujących w ramach przedsiębiorstw zintegrowanych pionowo, które nie mają obowiązku unbundlingu.

Kluczowe znaczenie dla realizacji funkcji OSD ma niezależność operatora, który zapewnia równy dostęp do sieci wszystkim uczestnikom rynku. Operatorzy mają obowiązek opracować programy, w których określone są przedsięwzięcia, podejmowane w celu zapewnienia niedyskryminacyjnego traktowania użytkowników systemu (Programy Zgodności). Programy OSDp są zatwierdzane przez Prezesa URE, natomiast OSDn nie mają obowiązku przedkładania ich do zatwierdzenia. Zatwierdzone Programy Zgodności podlegają kontroli Prezesa URE. Operatorzy zobowiązani są do przesłania, każdego roku do 31 marca, sprawozdań zawierających opis działań podjętych w roku poprzednim w celu realizacji Programów Zgodności.

Duże znaczenie dla funkcjonowania rynku detalicznego mają IRiESD, w których są określone zasady działania rynku detalicznego energii elektrycznej, w tym m.in. procedura zmiany sprzedawcy, zasady wyznaczania i przekazywania danych pomiarowych przez OSD, zmiany podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie handlowe oraz zasady postępowania w przypadku utraty dotychczasowego sprzedawcy przez odbiorców w gospodarstwach domowych (sprzedaż rezerwowa).

W dalszym ciągu największy udział w sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych mają tzw. 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 2016 r. działało pięciu sprzedawców z urzędu, oraz ponad 108 alternatywnych przedsiębiorstw obrotu zajmujących się aktywnie sprzedażą energii elektrycznej do odbiorców końcowych, w tym sprzedawców działających na rynku gospodarstw domowych. Na rynku energii elektrycznej działają także sprzedawcy (167) funkcjonujący w ramach przedsiębiorstw zintegrowanych pionowo z OSDn.

Zgodnie z zasadą TPA, każdy sprzedawca energii elektrycznej ma prawo oferować sprzedaż tej energii odbiorcom końcowym na podstawie umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej. Warunkiem realizacji zawartych umów sprzedaży jest jednak zawarcie przez sprzedawcę umowy o świadczenie usług dystrybucji tzw. generalnej umowy dystrybucji (GUD) z operatorem systemu dystrybucyjnego, do którego sieci odbiorca jest przyłączony. Natomiast realizacja umów kompleksowych wymaga zawarcia z OSD tzw. generalnej umowy dystrybucji dla usługi kompleksowej (GUD-K). Na OSD spoczywa obowiązek zawarcia GUD lub GUD-K ze sprzedawcą, który o to wystąpi. Sprzedawcy natomiast nie mają obowiązku zawierania umów GUD i GUD-K, a tym samym obowiązku sprzedaży energii do poszczególnych grup odbiorców z określonych obszarów (za wyjątkiem sprzedawców pełniących funkcje sprzedawców z urzędu) - zależy to od ich suwerennych decyzji biznesowych.

W 2016 r. funkcjonował wzorzec GUD-K opracowany przez TOE oraz PTPiREE. Warto przypomnieć, że dzięki wypracowanemu wzorcowi każdy sprzedawca, w tym także sprzedawca alternatywny, może oferować odbiorcom w gospodarstwach domowych usługę kompleksową, co czyni jego ofertę bardziej atrakcyjną.

Sprzedawcy energii elektrycznej dokonujący sprzedaży tej energii odbiorcom końcowym są zobowiązani do zamieszczania na swoich stronach internetowych oraz udostępniania do publicznego wglądu w swojej siedzibie informacji o cenach sprzedaży oraz warunkach ich stosowania. W celu udostępnienia swoich ofert sprzedawcy korzystają także z działającego na stronie internetowej URE Cenowego Energetycznego Kalkulatora Internetowego, dzięki któremu odbiorcy w gospodarstwach domowych mogą porównać i dokonać wyboru najkorzystniejszej oferty. Na koniec 2016 r. swoje oferty w Kalkulatorze zamieszczało 30 sprzedawców. Warto zaznaczyć, że w celu zapewnienia porównywalności i czytelności ofert poszczególnych sprzedawców energii elektrycznej, od 1 lutego 2015 r. stosowany jest standard ofertowy jednolity dla wszystkich sprzedawców, którzy przesyłają swoje oferty do wprowadzenia w internetowym kalkulatorze ofert cenowych.

Po stronie popytowej rynku detalicznego energii elektrycznej znajdują się odbiorcy końcowi. Jest ich ok. 17,24 mln, z czego 90,6% (15,61 mln), to odbiorcy z grupy taryfowej G, w tym w przeważającej większości odbiorcy w gospodarstwach domowych (ponad 14,63 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. Odbiorcy energii elektrycznej są uprawnieni do otrzymywania energii elektrycznej w sposób ciągły i niezawodny od wybranego sprzedawcy tej energii.

W 2016 r. do Prezesa URE kierowane były prośby odbiorców o interwencję w sprawach dotyczących nieuczciwych praktyk przedsiębiorstw obrotu. Podobnie jak w roku poprzednim, sprzedawcy często działają za pośrednictwem akwizytorów, którzy przedstawiają się jako pracownicy URE lub przedstawiciele dotychczasowego sprzedawcy energii. Nagminną praktyką sprzedawców jest nie informowanie konsumentów o wszystkich elementach oferty np. o dodatkowych opłatach (opłata handlowa) lub wprowadzanie ich w błąd, co prowadzi do zawierania przez odbiorców niekorzystnych dla nich umów. Prezes URE, nie będąc organem właściwym w takich sprawach, informuje jednak odbiorców o przysługujących im prawach. Działania podejmowane przez sprzedawców często noszą znamiona praktyk naruszających zbiorowe interesy konsumentów poprzez naruszenie obowiązku udzielania konsumentom rzetelnej, prawdziwej i pełnej informacji oraz nieuczciwych praktyk rynkowych lub czynów nieuczciwej konkurencji. W 2016 r., zgodnie z właściwością, przekazano Prezesowi UOKiK do oceny 119 spraw mogących wskazywać na niezgodne z prawem działania przedstawicieli sprzedawców.

Ceny

Po uwolnieniu w 2008 r. cen w obrocie energią elektryczną w odniesieniu do odbiorców przemysłowych i biznesowych - sprzedawcy wykonujący zadania sprzedawców z urzędu oraz sprzedawcy funkcjonujący w przedsiębiorstwach zintegrowanych pionowo, niezobowiązani do rozdzielenia działalności, nie mają obowiązku przedkładania Prezesowi URE do zatwierdzenia taryfy w obrocie energią elektryczną dla odbiorców innych niż gospodarstwa domowe. Należy zaznaczyć, że sprzedawcy, którzy pełnią również funkcję sprzedawcy z urzędu, są uprawnieni do przedstawiania ofert rynkowych wszystkim odbiorcom, w tym odbiorcom grupy taryfowej G przyłączonym do sieci operatora, na obszarze którego sprzedawcy realizują zadania sprzedawcy z urzędu - pod warunkiem, że sprzedawcy ci uprzednio poinformowali odbiorcę o wysokości cen energii elektrycznej określonej w aktualnie obowiązującej taryfie, a w odniesieniu do odbiorców w gospodarstwach domowych - także o obowiązku, o którym mowa w art. 5a ustawy - Prawo energetyczne.

Pomiędzy IV kwartałem 2015 r. a IV kwartałem 2016 r. ceny za energię elektryczną wykazywały tendencje spadkowe dla wszystkich grup taryfowych za wyjątkiem odbiorców w gospodarstwach domowych. Największy spadek cen energii elektrycznej nastąpił dla odbiorców grupy taryfowej A - o 8,3%, a najmniejszy dla odbiorców z grupy taryfowej G - o 0,04%. Dla odbiorców w gospodarstwach domowych ceny za energię elektryczną wzrosły o 1,9%.

Opłata dystrybucyjna w 2016 r. wzrosła dla odbiorców grupy taryfowej A o 1,8% oraz dla odbiorców w gospodarstwach domowych o 0,1%. Dla odbiorców pozostałych grup taryfowych odnotowano spadek opłaty dystrybucyjnej: największy dla grupy taryfowej C - o 3,5%, a najmniejszy dla odbiorców z grupy taryfowej B - o 0,6%.

A A+ A++
Drukuj PDF Powiadom znajomego
Data publikacji 18.05.2017