1. 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
IV edycja raportu ING Banku Śląskiego i PwC
Maj 2014
2.
3. 35 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Szanowni Państwo,
to już IV edycja naszego raportu.W 2011 roku podjęliśmy tematykę sposobów finansowania inwestycji,w kolejnym
dyskutowaliśmy o możliwości rozwoju energetyki gazowej, a w roku 2013 pisaliśmy, że akcent w elektroenergetyce
z powszechnie dyskutowanych problemów dotyczących jedynie wytwarzania przesunął się na inne elementy
łańcucha wartości.
Z perspektywy roku 2014 nie chcemy podejmować wątków analizowanych w poprzednich edycjach.
Dzisiaj są one zaadresowane w strategiach i działaniach graczy rynkowych.
Chcemy natomiast zmierzyć się z mitami, które są powszechnie wypowiadane na temat sektora
elektroenergetycznego przez przedstawicieli różnych organizacji, co kształtuje świadomość odbiorców
takich komunikatów.
Podejmujemy się konfrontacji z 5 mitami, które dotyczą kluczowych zagadnień związanych z funkcjonowaniem
sektora, gdzie naszym zdaniem treść płynąca wprost z wypowiadanych zdań niesie za sobą wiele uproszczeń.
Powszechnie uważa się, iż działanie „niewidzialnej ręki rynku” jest najzdrowszym systemem, który zapewnia rozwój
i eliminuje z rynku nieefektywności. Z punktu widzenia dzisiejszej sytuacji sektora wytwarzania obalamy pierwszy
mit: „Wolny rynek stworzył zdrowe podstawy do rozwoju wytwarzania”. Uważamy, iż wolny rynek nie tylko
nie stworzył podstaw do rozwoju wytwarzania, ale z racji swojej konstrukcji takiej możliwości nie będzie miał również
w przyszłości.
„Rynek mocy to uniwersalne rozwiązanie, które może być skopiowane w Polsce” to mit drugi, z którym
polemizujemy. Pojemność hasła „rynek mocy” jest bardzo szeroka i z pewnością nie można mówić, że jest to
rozwiązanie uniwersalne. Polska, myśląc o wprowadzeniu rynku mocy, musi w pierwszej kolejności zdefiniować, jakie
są jego cele, a dopiero w dalszej kolejności rozważać formułę jego implementacji (przykładowo, czy przyjąć model
zobowiązań mocowych, czy też model aukcji mocy, czy inna powinna być długość kontraktów dla nowych mocy niż
dla mocy już istniejących).
W dobie powszechności hasła „Energia jest za droga” konfrontujemy się z mitem trzecim: „Klienci nie skorzystali
na uwolnieniu rynku”. Pokazujemy, że segment sprzedaży przeszedł ewolucję, której beneficjentem jest klient.
Konkurencja w sektorze wymusiła spadek marż, a obsługa klienta przechodzi transformację, zmieniając relację
z petenta na klienta. Istniejąca percepcja klienta, iż energia jest za droga, będzie wciąż istniała dalej – powodem
tego jest postrzeganie energii elektrycznej jako towaru zawsze obecnego i dostępnego, którego wartość jest
nieuświadomiona.
„Inteligentna energetyka zaczyna się od liczników” to mit czwarty, który na kanwie dyskusji o inteligentnych
licznikach wskazuje, że dzisiejsze trendy w Europie zmieniają się w kierunku, gdzie to sieć powinna być inteligentna
w pierwszej kolejności, a następnie licznik. Szczególnie biorąc pod uwagę fakt, że 82% ankietowanych w ogóle nie
zna pojęcia inteligentnego licznika.
Na końcu mit piąty: „Regulacja ma być stabilna, a nie konkurencyjna”. Na przykładzie segmentu energetyki
odnawialnej mierzymy się z tradycyjną konwencją, że w regulacji kluczowa jest stabilność. Z tym nie zamierzamy
polemizować i w pełni się zgadzamy, ale dodajemy, że również „kluczowa jest konkurencyjność”. Jeżeli regulujemy
i wspieramy dany obszar, to róbmy to po możliwie najniższym koszcie dla odbiorcy końcowego, przy zachowaniu
godziwego zwrotu dla inwestora.
Zapraszamy do lektury raportu.
Piotr Łuba Kazimierz Rajczyk
Partner Zarządzający Doradztwem Biznesowym Dyrektor Zarządzający Sektorem
Lider Grupy Energetycznej Energetycznym
PwC ING Bank Śląski
5. 55 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Spis treści
Mit 1.Wolny rynek stworzył zdrowe podstawy do rozwoju wytwarzania 7
Mit 2. Rynek mocy to uniwersalne rozwiązanie, które może być skopiowane w Polsce 15
Mit 3. Klienci nie skorzystali na uwolnieniu rynku 25
Mit 4. Inteligentna energetyka zaczyna się od liczników 35
Mit 5. Regulacja powinna zapewniać stabilność, a nie konkurencyjność 41
8. 85 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Początki uwolnienia rynku
i zapatrywania na przyszłość
Rok 2007, kiedy to zlikwidowano obowiązek taryfowy dla
wszystkich odbiorców, poza gospodarstwami domowymi,
oraz rok 2008, gdy rozwiązano kontrakty długoterminowe,
to czas, o którym można powiedzieć, że rynek został uwol-
niony i jego „niewidzialna ręka” rozpoczęła kierowanie roz-
wojem sektora.
Lata 2008–2009 przyniosły znaczący wzrost cen ener-
gii elektrycznej (53% w latach 2007–2009), a silny trend
wzrostowy w kolejnych latach był przewidywany w każdej
prognozie. Powszechna była wiara, że bez silnego wzrostu
cen nie będzie możliwe realizowanie nowych inwestycji,
tak wymaganych dla zastąpienia przestarzałych jednostek
wytwórczych w systemie. Prognozy wskazywały, iż w 2014
roku cena energii elektrycznej wyniesie ok. 275 PLN/MWh1
w cenach nominalnych. Obecnie cena energii elektrycz-
nej kształtuje się na poziomie 156,45 PLN/MWh (kontrakty
BASE na rok 2014), a zatem jest znacząco poniżej ówcze-
snych oczekiwań.
Jedną z głównych przyczyn wzrostu cen energii elektrycz
nej w przyszłości stanowić miał koszt uprawnień do emisji
CO2
. Uprawnienia te stanowią składnik kosztu zmiennego
produkcji energii elektrycznej – każda wyemitowana przez
jednostkę wytwórczą objętą Europejskim Systemem Han-
dlu Emisjami (EU ETS) ilość CO2
musi zostać pokryta sto-
sownym uprawnieniem do emisji („EUA”). Jedna jednostka
EUA pokrywa ekwiwalent tony emisji CO2
. Aktualne ceny
uprawnień kształtują się na poziomie około 5 EUR/tCO2
2
,
podczas gdy 3 lata temu spodziewano się, że ich ceny
w 2014 roku kształtować się będą na poziomie około
30 EUR/tCO2
3
.
1
Prognoza hurtowej ceny energii elektrycznej wykorzystana w dokumencie Aktualizacja prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2030 przygotowana w roku 2011, ARE wynosi 256,2 PLN
(w cenach z roku 2009), co daje około 275,7 PLN/MWh w cenach w roku 2013.
2
Dotyczy kontraktów na dostawę w grudniu 2014, stan na kwiecień 2014. Źródło: ICE Futures Europe w Londynie.
3
Prognoza CO2
wykorzystana w dokumencie Aktualizacja prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2030 przygotowana w roku 2011, ARE wynosi 29,27 EUR/t w cenach z roku 2009.
100
200
300
+53%
-22%
PLN/MWh
50
150
250
20132012201120102009 2015*
2014*
20082007
Źródło: Analiza PwC na podstawie danych URE, TGE. Prognoza inflacji na podstawie NOBE
*) średnioważone kontrakty BASE na dany rok. Wolumen dla roku 2014 – 100,1 TWh, 2015 – 28,6 TWh.
0
Historyczne ceny energii na rynku konkurencyjnym, URE
Prognozowane ceny energii, ARE – 2011
Ceny energii – zawarte kontrakty z dostawą na dany rok (BASE)
Historyczne i prognozowane ceny energii elektrycznej (ceny nominalne)
9. 95 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Uproszczony schemat merit order („stos”) w Polsce
Inne zastrzyki finansowe
Od 2008 roku wolnorynkowe działanie wytwórców było
wspierane przez dodatkowe „zastrzyki finansowe”w postaci
rekompensat z tytułu przedterminowego rozwiązania
kontraktów długoterminowych, darmowych uprawnień do
emisji CO2
otrzymywanych w ramach derogacji i sprzedaży
ich nadwyżek na rynku czy świadectw pochodzenia ze
współspalania biomasy. W warunkach akceptowalnego
poziomu cen pozwalającego na generowanie marży oraz
posiadania „zastrzyków finansowych”, sektor wytwarzania
patrzył z optymizmem w przyszłość.Dowodem powyższego
były przygotowane programy inwestycyjne, które według
stanu na 2008 rok obejmowały 21,5 GW nowych mocy.
Cena energii z roku 2011 na poziomie 198,90 PLN/MWh przy
cenach węgla kamiennego oraz cenach CO2
z analizowanego
okresu zapewniałaby rentowość inwestycji w budowę nowej
elektrowni węglowej, przy założeniu jednak jej czasu pracy
w roku na poziomie ok. 7000 h (load factor na poziomie 80%
w roku).
Zmiana oczekiwań dotyczących cen
Wolniejsze niż zakładano tempo wzrostu popytu na energię
elektryczną, malejące przydziały darmowych uprawnień
do emisji CO2
, wygasanie rekompensat z tytułu przedter-
minowego rozwiązania kontraktów długoterminowych, silny
przyrost źródeł OZE wraz ze spadkiem cen zielonych certy-
fikatów oraz finalnie spadek cen energii elektrycznej zmie-
niły w istotny sposób percepcję inwestycji w nowe jednostki
wytwórcze. Powyższe wydarzenia rynkowe nie tylko wpły-
wają na postrzeganie przyszłości, ale dotykają już dzisiaj
istniejących jednostek – poziom wpływu zależny jest jednak
od sprawności istniejącej jednostki i jej pozycji w merit
order (tzw. „stos”).
Czym jest merit order?
Merit order („stos”) jest sposobem rankingowania jednostek
wytwórczych według kosztu zmiennego wytwarzania.
Narzędzie to wykorzystywane jest do modelowania rynku
energii elektrycznej, zachowań graczy rynkowych i cen
energiielektrycznej.Kształt„stosu”jestjednymz kluczowych
czynników determinujących kształt rynku wytwarzania.
W uproszczeniu jednostki wytwórcze na rynku dopuszczane
są do pracy w systemie w kolejności kosztów zmiennych
– im wyższe zapotrzebowanie, tym droższa jednostka
wpuszczona zostaje do systemu w celu jego pokrycia.
Cena energii elektrycznej na rynku jest więc wyznaczana
na podstawie kosztów zmiennych jednostek domykających
„stos” (kosztów krańcowych).
100
200
Koszt zmienny
(PLN/MWh)
Merit order – uporządkowanie jednostek wytwórczych według kosztu zmiennego
Im wyższe zapotrzebowanie na energię elektryczną, tym droższe jednostki wykorzystywane są do jego pokrycia
50
150
250
Źródło: Analiza PwC. Koszty zmienne jednostek wytwórczych przedstawione są jedynie ilustracyjnie. Dane oparte są na źródłach dostępnych publicznie.
0
Bloki KSE w kolejności kosztów zmiennych
10. 105 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Merit order a nieefektywne jednostki
Ekonomika działalności wytwórczej jednostek domykają-
cych merit order ulegała istotnemu przeobrażeniu w ciągu
ostatnich 4 lat. Spadek cen energii elektrycznej doprowa-
dził do sytuacji, w której działalność wytwórcza balansuje na
krawędzi opłacalności już na poziomie kosztów zmiennych.
W roku 2013 jednostki o najniższej sprawności mo-
gły spodziewać się realizacji marży ponad koszt
zmienny w wysokości około 3 PLN/MWh4
. Kwota ta
jest niewystarczająca nie tylko do pokrycia całości
kosztów stałych, lecz nawet kosztów wynagrodzeń
załogi5
. Przy cenie energii w roku 2015 bazującej na
obecnie zawartych kontraktach BASE istnieje ryzyko,
że jednostki nie będą w stanie pokrywać nawet swo-
ich kosztów zmiennych
Niskiecenyenergiielektrycznejwoczywistysposóbredukują
również marże dla wszystkich jednostek w systemie.
4
Z uwzględnieniem kosztów węgla, transportu węgla, kosztów uprawnień do emisji CO2
.
5
Przykładowo, dla jednostki klasy 200 MWe możliwe byłoby pokrycie kosztów wynagrodzeń
dla około 28 osób bez uwzględnienia kosztów ogólnego zarządu, dodatkowych kosztów
pracy, premii etc.
Szacunkowe marże ponad koszt zmienny w roku 2009 i roku
2013 (PLN/MWh)
Cena energii elektrycznej = 197,21 PLN/MWh
Rok 2009
44 PLN/MWh
Marża wytwórców z końca merit order
0
0
50
100
150
200
Koszt zmienny
(PLN/MWh)
Koszt zmienny
(PLN/MWh)
Bloki KSE w kolejności kosztów zmiennych
Cena energii elektrycznej = 181,55 PLN/MWh
Rok 2013
3 PLN /MWh
Marża wytwórców z końca merit order
50
100
150
200
Bloki KSE w kolejności kosztów zmiennych
11. 115 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Merit order a nowy blok w systemie
Funkcjonowanie mechanizmu rynkowego doprowadza do
sytuacji, w której jednostki z „ogona” merit order nie są
w stanie liczyć na osiągnięcie przychodów wystarczających
do pokrycia kosztów swojego funkcjonowania. Nie wydaje
się obecnie, aby istniały silne bodźce zmieniające sytuację
jednostek tej klasy w przyszłości, szczególnie w kontekście
pojawienia się nowych bloków w systemie.
Nowy blok w systemie – W krajowym systemie
pojawiasięnowyblok,np.opalanywęglemkamiennym
Przesunięcie kolejności merit order –W związku
z tym, iż nowa jednostka ma wysoką sprawność, znaj-
dzie się ona w rankingu merit order przed starszymi
jednostkami opalanymi węglem kamiennym
Wyjście bloku poza merit order –W związku z tym,
iż moc przyrosła skokowo, jednostka dotychczasowej
pozycji zamykającej „stos” nie jest potrzebna do za-
spokojenia zapotrzebowania na energię elektryczną.
W konsekwencji następuje jej wyjście poza merit or-
der. Jednostka ta przestaje wpływać na kształtowanie
się cen energii elektrycznej
Zmiana na ostatniej pozycji merit order – W kon-
sekwencji wejścia nowego bloku ostatnią pozycję
w „stosie” zajmuje jednostka będąca dotychczas
przedostatnią w rankingu
Presja na zmniejszenie cen – W związku
z przesunięciem merit order do domknięcia zapo-
trzebowania potrzebne są jednostki o niższym kosz-
cie zmiennym niż dotychczasowo, co jest pierwszym
bodźcem do obniżenia cen. W obliczu presji konku-
rencyjnej i chęci umiejscowienia wolumenu energii
elektrycznej na rynku dochodzi do presji na zmniej-
szenie cen energii elektrycznej (przy niezmienio-
nych cenach czynników wytwórczych)
Powyższekrokisąuproszczeniemschematufunkcjonowania
tego zjawiska, pomijającym stronę techniczną pracy
bloków i KSE. Pomimo wszystkich uproszczeń schemat
ten odpowiednio oddaje istotę problemu zapewnienia
rentowności jednostkom z końca merit order. Dodatkowo
wejście nowej jednostki do systemu może wywołać presję
na spadek cen, co w oczywisty sposób nie doprowadzi do
wzrostu marży dla wytwórców.
1
2
3
4
5
Schemat konsekwencji wprowadzenia nowych mocy do systemu elektroenergetycznego
Koszt zmienny
(PLN/MWh)
Źródło: Analiza PwC. Koszty zmienne jednostek wytwórczych przedstawione są jedynie ilustracyjnie. Dane oparte są na źródłach dostępnych publicznie.
Bloki KSE w kolejności kosztów zmiennych
Nowy blok w systemie1
Zmiana na ostatniej
pozycji merit order4
Przesunięcie kolejności merit order2
Wyjście
bloku poza
merit order,
potencjalna
rezerwa
zimna
3
Presja na ceny energii elektrycznej5
12. 125 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Konsekwencje dzisiejszego modelu
rynku
W warunkach gry popytu i podaży jednostki, które nie
mają zdolności do pokrywania kosztów swojej działalności,
powinny zostać wyeliminowane z systemu – taka jest
perspektywa graczy rynkowych. Jednak z perspektywy
bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego konieczne
jest utrzymywanie odpowiedniej rezerwy mocy, która
w naturalny sposób tworzy nadpodaż w systemie.
Z racji swojej konstrukcji, rynek w Polsce nie ma
zdolności do wykształcenia mechanizmów zapew-
niających rentowność tym jednostkom, które z jednej
strony są potrzebne w systemie, z drugiej zaś liczba
godzin ich pracy w roku oraz poziom generowane-
go kosztu produkcji nie pozwalają na osiągnięcie tej
rentowności. Dodatkowo taki model rynku nie stwa-
rza podstaw do wywołania presji na wzrost cen ener-
gii elektrycznej (przy braku zmiany kosztów wytwa-
rzania), pozwalający na wzrost marży
Wychodzenie jednostek z KSE ze względu na brak możli-
wości zapewnienia opłacalności jest problemem Krajowego
Systemu Elektroenergetycznego i wymaga dodatkowych
mechanizmów, które mogłoby umożliwić zachowanie eko-
nomiki ich działalności. Jednocześnie, wszelkie działania
podejmowane przez Operatora Systemu Elektroenerge-
tycznego, wiążące się z zachętami finansowymi dla wytwór-
ców, poprawiającymi rentowność działania jednostek skut-
kować będą dodatkowymi kosztami dla klienta końcowego.
Ten klient będzie bowiem w praktyce ponosił koszty stabil-
nego systemu elektroenergetycznego.
Wychodzenie jednostek z KSE ze względu na brak
możliwości zapewnienia opłacalności jest problemem
Krajowego Systemu Elektroenergetycznego i wymaga
dodatkowych mechanizmów, które mogłyby umożli-
wić zachowanie ekonomiki ich działalności.To będzie
jednak kosztowało odbiorcę końcowego
15. Mit 2. Rynek mocy to
uniwersalne rozwiązanie,
które może być skopiowane
w Polsce
16. 165 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Wytwórców może nie być stać na utrzymywanie
niektórych jednostek, więc z czysto biznesowego punktu
widzenia powinni je wyłączyć. Jednak z drugiej strony
trzeba uwzględnić potrzeby i bezpieczeństwo systemu
elektroenergetycznego, za które ktoś musi zapłacić. Rynek
mocy może być odpowiedzią, która pozwoli wytwórcom
prowadzić biznes przy jednoczesnym zrozumieniu ich roli
jako gwarantów bezpieczeństwa energetycznego. Otwarte
pozostaje pytanie, czy rynek mocy może być również
systemem, który stwarza warunki do inwestowania w nowe
moce wytwórcze, przyjmując, że sam poziom cen energii
elektrycznej w obecnym modelu rynku takiego bodźca nie
wykreuje.
Rynek mocy został wdrożony obecnie m.in.w następujących
krajach Unii Europejskiej:
• Hiszpanii – w modelu płatności za moc
• Portugalii – w modelu płatności za moc
• Irlandii – w modelu płatności za moc
• Włoszech–w modelupłatnościzamoc,obecnieplanowana
jest zmiana na model aukcji mocy
• Grecji – w modelu zobowiązań mocowych
• Rumunii – w modelu zobowiązań mocowych
• Finlandii – w modelu rezerwy strategicznej
• Szwecji – w modelu rezerwy strategicznej
• Holandii – przygotowano model rezerwy strategicznej,
który nie został uruchomiony
Prace nad rozwiązaniami w tym obszarze prowadzone
są m.in. w Wielkiej Brytanii (aukcje mocy), we Francji,
(zobowiązania mocowe), w Niemczech (rozważany jest
model brytyjski i model francuski), Belgii (dopłaty do
nowych jednostek CCGT) oraz Polsce.
Dlaczego rynek mocy?
Kluczowym zadaniem systemu elektroenergetycznego jest
zapewnienie stabilnych dostaw energii elektrycznej dla jego
użytkowników. W systemie elektroenergetycznym popyt
i podaż energii elektrycznej są na bieżąco bilansowane,
aby zapewnić niezbędny poziom zasobów do pokrycia
całkowitego zapotrzebowania na energię elektryczną (również
zapotrzebowania szczytowego).
Wychodzenie jednostek wytwórczych z Krajowego Sys-
temu Elektroenergetycznego spowodowane nieefektyw-
nością ekonomiczną prowadzonej przez nie produkcji
stanowi istotne zagrożenie dla jego bezpieczeństwa pra-
cy. Rozwój źródeł odnawialnych, które z jednej strony ko-
rzystają z uprzywilejowanej pozycji w systemie elektro-
energetycznym i jednocześnie charakteryzują się dużymi
wahaniami produkcji, powoduje konieczność zmiany po-
dejścia do zarządzania systemem elektroenergetycznym.
Stąd też największym wyzwaniem dla tego systemu jest
zachowanie stabilności w sytuacjach, w których popyt na
energię elektryczną i podaż tej energii ze źródeł niestero-
walnych zmieniają się w odwrotnych kierunkach, tj.:
• gdy popyt rośnie w godzinach szczytu, a produkcja
w źródłach niesterowalnych spada,
• gdy poza szczytem popyt spada, a produkcja w źródłach
niesterowalnych rośnie.
Kluczowe z perspektywy bezpieczeństwa Krajowego Syste-
mu Elektroenergetycznego są zatem jednostki, które z per-
spektywy ekonomicznej (rankingu kosztów zmiennych) są
„wypychane” przez bardziej efektywne źródła. Te jednostki
stanowią najbliższe zaplecze produkcyjne i mogą zapewnić
stabilną pracę Krajowego Systemu Energetycznego w sy-
tuacjach wahania podaży ze strony źródeł niesterowalnych
i popytu. Jak wskazano powyżej, właściciele tych źródeł nie
mają interesu ekonomicznego w ich utrzymywaniu. Stąd też
niezbędne jest odpowiednie wsparcie pozwalające zacho-
wać ich rentowność produkcji.
Jednym z rozwiązań umożliwiających wsparcie tego typu
źródeł jest rynek mocy. Jego zadaniem jest wprowadze-
nie dodatkowych zachęt finansowych dla wytwórców, które
stabilizują poziom ich przychodów oraz pozwalają na
utrzymanie rentowności nawet przy niskim stopniu wyko-
rzystania (ograniczonym czasie pracy).
Typologia modeli rynku mocy
Mimo wielorakości rozwiązań organizacyjnych rynku mocy
ich modele można podzielić na dwie główne kategorie:
• rynki mocy oparte na wolumenie,
• rynki mocy oparte na cenie.
17. 175 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
6
VoLL (ang. Value of Lost Load) stanowi szacunkową, krańcową cenę energii, którą odbiorca
skłonny jest zapłacić, aby uniknąć przerw i zakłóceń w dostawach energii.
Podział modeli rynku mocy
Rezerwa trwała
(strategiczna)
Zobowiązania
mocowe
Aukcje
mocy
Opcje na
niezawodność
Płatności
za moc
Modele rynku mocy
Rynki mocy oparte na wolumenie Rynki mocy oparte na cenie
Rynki mocy oparte na wolumenie
Pierwszą z grup rynków stanowią rynki mocy oparte na wo-
lumenie. W tej kategorii wyróżnić można cztery podstawo-
we modele:
• rezerwa trwała (strategiczna),
• zobowiązania mocowe,
• aukcje mocy,
• opcje na niezawodność.
Rezerwa trwała (strategiczna)
Rezerwy strategiczne obejmują przede wszystkim jednost-
ki, które utrzymywane są w systemie elektroenergetycznym
na potrzeby pokrycia zapotrzebowania na energię w sytu-
acjach nadzwyczajnych, np. szczególnych warunkach po-
godowych lub awariach katastrofalnych.
Jednostki pozostające w rezerwie strategicznej nie biorą
czynnego udziału w rynku energii elektrycznej i przywoły-
wane są do pracy przez OSP wyłącznie w sytuacjach nad-
zwyczajnych, gdy rynkowa cena osiąga poziom cen maksy-
malnych, w teorii zbliżonych do wartości VoLL6
.
Kontraktacja rezerwy strategicznej realizowana może być
przez OSP w ramach ogłaszanych przetargów i może do-
tyczyć konkretnych wolumenów rezerwy mocy w kon-
kretnych czasookresach (np. w skali jednego roku). Je-
żeli proces kontraktacji realizowany jest z odpowiednim
wyprzedzeniem, wówczas w przetargach na trwałą rezerwę
mocy mogą uczestniczyć również instalacje, które nie zosta-
ły jeszcze uruchomione.
Możliwe są różne modele ustalania cen dla wytwórców za
utrzymywanie rezerwy strategicznej. Najprostszy z nich po-
lega na organizowaniu przez OSP aukcji,w ramach której ofe-
rowany jest zakup strategicznych rezerw mocy i wyłaniany jest
jej dostawca. Co do zasady, jednostka zakontraktowana jako
rezerwa strategiczna przestaje brać udział w rynku. W tym
zakresie możliwe są jednak indywidualne rozwiązania przy-
gotowane przez OSP. Przykładowo, jednostka pozostająca
w rezerwie strategicznej i poza rynkiem energii elektrycz-
nej może brać udział w rynku bilansującym w sytuacji, gdy
rynek nie może zostać zbilansowany przez innych uczest-
ników.
Koszty opłat uiszczanych przez OSP na rzecz instalacji po-
zostających w rezerwie trwałej zazwyczaj przenoszone są
na odbiorców energii elektrycznej w ramach opłat prze-
syłowych. Z uwagi na relatywnie niski poziom niezbędnej
rezerwy strategicznej, koszty ponoszone przez odbiorców
końcowych związanych z funkcjonowaniem takiego rozwią-
zania są relatywnie niskie.
18. 185 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Ponieważ jednostki pozostające w rezerwie trwałej będą
pracować bardzo ograniczoną liczbę godzin w roku, a na-
wet mogą być przywoływane do pracy raz na kilka lat,
w skład tej rezerwy prawdopodobnie wchodziłyby:
• wycofywane z eksploatacji jednostki wytwórcze bądź
• nowe jednostki zbudowane na potrzeby takiej rezerwy
z wykorzystaniem urządzeń i instalacji wycofywanych
z bieżącej eksploatacji (np. silniki lotnicze).
Idea utrzymywania rezerwy trwałej i jej przeznaczenie spra-
wia, że z perspektywy potencjalnego inwestora przygotowa-
nie nowego źródła wyłącznie na potrzeby świadczenia usług
rezerwy może być nieopłacalne. Jednocześnie płatności z ty-
tułu utrzymywania rezerwy trwałej mogą być źródłem dodat-
kowego finansowania wytwórców, których niektóre źródła są
ekonomicznie nieefektywne i z uwagi na wysoki koszt zmien-
ny z definicji pozostają poza rynkiem. Wówczas takie jed-
nostki mogłyby zostać postawione do dyspozycji Operatora
Systemu Elektroenergetycznego w ramach rezerwy trwałej.
Model rezerwy strategicznej jest najprostszym
w implementacji modelem rynku mocy, ale adresu-
je jedynie postulat zapewnienia stabilności systemu
w sytuacjach nadzwyczajnych, np. w przypadku
szczególnych sytuacji pogodowych czy awarii kata-
strofalnych
Model rezerwy trwałej ma charakter szczątkowego rynku
mocy i adresowany jest do niewielkiego grona jednostek
wytwórczych. Rozwiązaniem zbliżonym do rezerwy trwa-
łej jest operacyjna rezerwa zimna kontraktowana przez
PSE S.A. w Polsce, szerzej opisana w dalszej części raportu.
Zobowiązania mocowe
System zobowiązań mocowych polega na konieczności za-
pewnienia przez sprzedawców (ewentualnie dużych odbior-
ców energii elektrycznej) odpowiedniej mocy, pokrywającej
ich zaplanowaną sprzedaż (lub zużycie w przypadku dużych
odbiorców energii), powiększoną o pewien poziom rezerwy
systemowej określonej przez OSP lub Regulatora. W ramach
tego modelu rynku wytwórcy mogą sprzedać wolumen mocy
odpowiadający maksymalnie ich całej posiadanej mocy dys-
pozycyjnej. Dla zapewnienia bezpieczeństwa systemu ener-
getycznego moc dyspozycyjna powinna być weryfikowana
przez niezależnego eksperta (np. Regulatora, OSP).
Model rynku zobowiązań mocowych zakłada pierwotny
i wtórny obrót mocą pomiędzy wytwórcami, sprzedawcami
i dużymi odbiorcami energii. Okres, w jakim będzie fizycz-
nie dostarczana kontraktowana w danym momencie czasu
moc, jest w praktyce dowolny. Tym samym, przy odpowied-
nim wyprzedzeniu okresów sprzedaży mocy (np. w roku
n-4) w rynku mogłyby brać udział jednostki wytwórcze
w budowie, jak i jednostki dopiero planowane do wybudo-
wania.
Podstawowym wyzwaniem stojącym przed uczestnikami
rynku mocy w modelu zobowiązań mocowych jest oszaco-
wanie potrzeb w zakresie mocy w horyzoncie 1–4 lat, od-
powiednio do terminów sprzedaży mocy. Mimo że system
zobowiązań mocowych zakłada wtórny handel dostępną
mocą nawet w okresie n+1, to odpowiednie oszacowanie
potrzeb (w przypadku dużych odbiorców) lub prognoza
sprzedaży (w przypadku sprzedawców energii elektrycz-
nej) są w tej sytuacji kluczowe dla efektywnego zamknięcia
pozycji handlowej strony popytowej rynku mocy.
Model zobowiązań mocowych może być wdrożony w róż-
nych formach, o różnych poziomach centralizacji. Możliwe
jest wdrożenie w pełni zdecentralizowanego rynku, na któ-
rym zobowiązania mocowe są przedmiotem swobodnego
obrotu pomiędzy dysponentami mocy a sprzedawcami
energii elektrycznej i dużymi odbiorcami w ramach umów
bilateralnych.
Jednym z wariantów zdecentralizowanego modelu rynku
mocy opartego na zobowiązaniach mocowych jest wpro-
wadzenie systemu certyfikatów mocowych, które są zobo-
wiązaniem wytwórcy energii do udostępnienia mocy do
wytworzenia danej ilości energii elektrycznej, w danym
momencie czasu, przez dany okres. Certyfikaty mocowe
wystawiane są producentom energii elektrycznej przez
Regulatora i dotyczą wszystkich jednostek, które przeszły
zewnętrzną kwalifikację i odpowiednio oszacują swoją
moc dyspozycyjną. Certyfikat mocowy, jako wystandary-
zowany produkt może być, podobnie jak świadectwa po-
chodzenia energii elektrycznej, przedmiotem handlu hur-
towego na rynku giełdowym. W ramach takiej architektury
rynku mocy OSP:
• Może brać udział w handlu samodzielnie, nabywając moc
na pokrycie niezbędnych rezerw systemowych,
• Może pozostawać poza rynkiem mocy i określić jedy-
nie poziom nadwyżek mocy na pokrycie niezbędnych
rezerw, które muszą zakupić sprzedawcy energii elek-
trycznej i duzi odbiorcy.
19. 195 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
W modelu zobowiązań mocowych wykonanie obowiązku
zapewnienia odpowiedniej mocy w systemie elektroener-
getycznym należy do strony popytowej. Może być to re-
alizowane poprzez przedstawienie odpowiednich umów
bilateralnych bądź umorzenie certyfikatów mocowych. Bez
względu na formę, dostawcy mocy i sprzedawcy energii są
indywidualnie zobowiązani do zbilansowania swoich pozy-
cji handlowych.
W modelu zobowiązań mocowych, bez względu na
formę jego implementacji, wszystkie źródła trak-
towane są w jednorodny sposób, a moc oferowana
przez te źródła jest produktem homogenicznym. Po-
ziom przychodów producentów energii elektrycznej
jest wynikiem gry rynkowej. Nie są istotne techno-
logia wytwarzania ani pozycja jednostki wytwórczej
w systemie. Płatności z tytułu sprzedaży mocy (rów-
nież poprzez certyfikaty mocowe) mogą stanowić
istotny element przychodów oraz poprawiać rentowność
działalności operacyjnej, pokrywając część kosztów
stałych.
W modelu zobowiązań mocowych wszystkie źródła
traktowane są w jednorodny sposób, a oferowana
moc jest produktem homogenicznym. Poziom przy-
chodów wytwórców z tytułu sprzedaży mocy jest
wynikiem gry rynkowej, a w skrajnym przypadku
może wynosić zero
Aukcje mocy
Koncepcja modelu aukcji mocy jest zbliżona do rozwiązań
modelu zobowiązań mocowych. Różnice dotyczą:
• Sposobu ustalenia ceny mocy – cena ustalana jest w trakcie
aukcji organizowanych przez podmiot zakupujący moc,
• Sposobu zakupu mocy – zakup mocy realizowany jest
przez jeden podmiot (spółka celowa, OSP) na potrzeby
całego zgłaszanego popytu na energię elektryczną, odpo-
wiedzialny za oszacowanie przyszłego zapotrzebowania
na energię elektryczną, z uwzględnieniem szczytów i nie-
zbędnej rezerwy mocy.
Podobnie jak w przypadku modelu zobowiązań mocowych
wytwórcy mogą sprzedać całą moc dyspozycyjną, która zo-
stała zweryfikowana przez niezależnego eksperta (np. Re-
gulatora, OSP).
Cena mocy w organizowanych aukcjach jest ustalana na
bazie krzywych cenowo-mocowych określanych przez
podmiot odpowiedzialny za zakup mocy na podstawie
prognoz zapotrzebowania. Zazwyczaj maksymalną ceną
mocy w aukcji jest koszt wejścia do systemu jednostki
OCGT, a cena maleje wraz ze wzrostem dostępnej mocy.
Kontraktacja mocy pomiędzy wytwórcami a podmiotem
odpowiedzialnym za zakup mocy odbywa się na aukcjach
organizowanych przez ten podmiot. Cena kontraktacji nie
jest ustalona z góry, a jest wynikiem ofert składanych przez
uczestników aukcji i może być ustalona jako cena ostat-
niego uczestnika, który wygrał aukcję (cena marginalna).
W takiej sytuacji wszyscy uczestnicy danej aukcji, którym
udało się sprzedać moc, otrzymają takie samo jednostko-
we wynagrodzenie. Możliwa jest jednak sytuacja, że w ko-
lejnej aukcji ceny mocy ukształtują się na innym poziomie,
w zależności od ofert złożonych na tej aukcji. W konse-
kwencji, w przeciwieństwie do modelu opartego na zobo-
wiązaniach mocowych (również certyfikatach mocowych),
jednostkowe ceny mocy mogą być różne dla różnych jed-
nostek wytwórczych. Różnice mogą być pochodną decyzji
właścicieli aktywów (w której aukcji brać udział i w jakim
zakresie) oraz podmiotu zakupującego moc od wytwór-
ców (jak organizować aukcje w kontekście kupowanych
wolumenów, terminów kontraktacji etc.).
Kontraktacja mocy pomiędzy wytwórcami a podmio-
tem odpowiedzialnym za zakup mocy odbywa się na
aukcjach organizowanych przez ten podmiot. Cena
kontraktacji nie jest ustalona z góry, a jest wynikiem
ofert składanych przez uczestników aukcji. W prze-
ciwieństwie do modelu opartego na zobowiązaniach
mocowych, jednostkowe ceny mocy mogą być różne
dla różnych jednostek wytwórczych
Opcje na niezawodność
Opcje na niezawodność są instrumentami zbliżonymi do
opcji call. Stronami transakcji dotyczących opcji na nie-
zawodność są wytwórcy energii elektrycznej (właściciele
aktywów) oraz sprzedawcy energii elektrycznej, którzy
mogą być reprezentowani na rynku np. przez Regulatora
lub OSP. Handel opcjami na niezawodność może być reali-
zowany w ramach aukcji organizowanych przez Regulatora
lub OSP.
20. 205 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Opcja na niezawodność jest zdefiniowanym produktem
składającym się z:
• Części finansowej opcji na niezawodność, w ramach któ-
rej nabywca opcji na niezawodność (strona popytowa) ma
prawo, lecz nie obowiązek, dokonać zakupu energii elek-
trycznej od wystawcy opcji (wytwórcy) w cenie wykonania
określonej w opcji,zamiast w cenie referencyjnej.W zamian
wystawca opcji otrzymuje stałą płatność – premię,
• Zobowiązania wystawcy opcji (wytwórcy) do fizycznej dosta-
wy energii elektrycznej w momencie wykonania opcji.W sy-
tuacji, gdy wystawca nie jest w stanie spełnić tego obowiązku,
wówczas może być zobowiązany do zapłacenia kary.
W wyniku zakupu opcji na niezawodność:
• Strona popytowa (sprzedawcy energii elektrycznej) otrzy-
muje gwarancję dostępności mocy w systemie elektro-
energetycznym odpowiadającej jej potrzebom, również
w sytuacjach awaryjnych, oraz gwarancję ceny energii
elektrycznej, gdy taka sytuacja awaryjna nastąpi,
• Strona podażowa (wytwórcy energii elektrycznej) ma
swobodę w ustalaniu mocy wystawianej w opcji, stabilizu-
je strumień przychodów i otrzymuje dodatkowe wynagro-
dzenie w formie premii za wystawioną opcję.
Opcje na niezawodność nie są standardowym narzędziem
zabezpieczającym ryzyko wahań cen energii elektrycznej,
lecz mają na celu zapewnienie stabilności systemu elektro-
energetycznego w sytuacjach awaryjnych. Stąd też cena wy-
konania opcji powinna być ustalona administracyjnie (przez
Regulatora lub OSP) na poziomie zbliżonym do cen energii
elektrycznej w takich właśnie sytuacjach (dużo wyższym niż
w przypadku standardowego instrumentu pochodnego).
W związku z powyższym, model rynku mocy oparty
na opcjach na niezawodność wymaga rozwiniętego i kon-
kurencyjnego rynku energii elektrycznej. Jedynie dla takie-
go rynku możliwe jest określenie granicy pomiędzy waha-
niami cen wywołanymi standardową grą rynkową podaży
i popytu a sytuacjami awaryjnymi, w których zagrożona jest
stabilność systemu elektroenergetycznego.
Model rynku mocy oparty na opcjach na niezawod-
ność wymaga rozwiniętego i konkurencyjnego rynku
energii elektrycznej
Dodatkowo również wysokość premii za wystawienie opcji
oraz poziom kar za niedotrzymanie warunków niezawodno-
ści powinny być ustalane administracyjnie.
W praktyce premia uzyskiwana przez wytwórcę energii
elektrycznej wystawiającego opcję stanowi stałą opłatę za
jego moc dyspozycyjną. Tym samym w modelu opartym
na opcjach na niezawodność wszyscy wytwórcy otrzymają
takie samo wynagrodzenie jednostkowe, o ile opcje będą
wystandaryzowanym i homogenicznym produktem zarów-
no w części dotyczącej premii i ceny wykonania, jak i zasad
ustalania ceny referencyjnej.
Teoretycznie cena wykonania powinna być ustalana na po-
ziomie ceny energii elektrycznej w sytuacjach awaryjnych.
OSP lub Regulator mogą jednak uzależniać cenę wykonania
od np. kosztu wejścia do systemu jednostki krańcowej oraz
cen paliwa przez nią wykorzystywanego lub wyznaczać
cenę referencyjną w zależności od ceny z rynku hurtowego,
ceny z rynku bilansującego, wskaźnika VoLL.
Rynki mocy oparte na cenie
Płatności za moc
Model rynku oparty na płatnościach za moc jest podsta-
wowym przykładem rynku mocy opartego na cenie. Jest
to najprostsze rozwiązanie dla rynku mocy polegające na
bezpośrednich płatnościach dla wytwórców energii, doko-
nywanych przez niezależny podmiot (spółka celowa, OSP).
W odróżnieniu od modelu rynków mocy opartych na wolu-
menie, w przypadku modelu płatności za moc punktem wyj-
ścia do prowadzenia procesu kontraktacji jest cena, którą
oferuje podmiot zakupujący moc. Na tej podstawie wytwór-
cy ustalają wolumen, który skłonni są zaoferować w zamian
za zaproponowaną cenę.
W zależności od celu, który stawiany jest rynkowi mocy
oraz potrzebom systemu elektroenergetycznego, system
płatności za moc może być skierowany do różnych jedno-
stek wytwórczych. Przykładowo:
• Płatności dotyczyć mogą wszystkich istniejących lub
istniejących i planowanych jednostek wytwórczych,
• Płatności za moc mogą dotyczyć wybranych jednostek
wytwórczych, jeżeli z perspektywy stabilności systemu
elektroenergetycznego ich funkcjonowanie jest niezbędne,
21. 215 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
a rachunek ekonomiczny wskazuje na nieopłacalność pro-
dukcji w tych jednostkach,
• Płatności za moc mogą dotyczyć tylko nowych jednostek
wytwórczych, jeżeli celem ich funkcjonowania jest wspiera-
nie odbudowy mocy wytwórczych. Dodatkowo w takiej sy-
tuacji kontraktowanie mocy powinno być realizowane z od-
powiednim wyprzedzeniem, tak aby ewentualne płatności
za moc mogły być uwzględnione przez inwestorów w kal-
kulacjach rentowności nowych jednostek wytwórczych,
• Płatności za moc mogą być adresowane również do jed-
nostek danego typu (np. źródła szczytowe) lub opartych
na danym paliwie (np. źródła gazowe), w zależności od
potrzeb systemu energetycznego lub przyjętej polityki
energetycznej kraju, jako narzędzie wspierające zarzą-
dzanie miksem paliwowym.
Poziom wynagrodzenia wytwórców za moc może być usta-
lany na różne sposoby. Opłata kalkulowana może być na
podstawie przyjętych kosztów stałych hipotetycznej jed-
nostki. Wówczas wszyscy uczestnicy rynku, bez względu
na typ posiadanych aktywów wytwórczych, otrzymują taką
samą opłatę. Możliwe są też rozwiązania, w których poziom
wynagrodzenia kalkulowany jest w taki sposób, aby zapew-
nić danej technologii odpowiedni poziom rentowności przy
uwzględnieniu jej kosztów stałych i zmiennych oraz przy-
chodów ze sprzedaży energii elektrycznej. Rozwiązanie to
pozwala zarządzającemu rynkiem mocy na dyskryminację
lub promocję danych technologii i jest narzędziem do za-
rządzania zarówno miksem paliwowym, jak i kierunkami
rozwoju mocy wytwórczych.
Model rynku oparty na płatnościach za moc pozwa-
la zarządzającemu rynkiem mocy na dyskryminację
lub promocję danych technologii i jest narzędziem
do zarządzania zarówno miksem paliwowym, jak
i kierunkami rozwoju mocy wytwórczych
Rynek mocy w Polsce
Obecnie rynek mocy w Polsce jest w fazie projektowania.
Dla prawidłowości jego funkcjonowania oraz osiągnięcia
celów stawianych takim rozwiązaniom niezbędne jest przy-
gotowanie odpowiedniej architektury rynku. Mimo że ist-
nieje kilka potencjalnych modeli rynku mocy, to mnogość
wariantów ich implementacji może doprowadzić do wypa-
czenia spodziewanych efektów wdrożenia. Kształt rynku
może bowiem istotnie ograniczać funkcjonowanie pewnych
technologii wytwórczych i prowadzić do niezamierzonego
zniekształcenia mechanizmów rynkowych. W niektórych
wariantach rynek mocy może być również traktowany jako
jedno z ważnych narzędzi wspierających politykę inwesty-
cyjną firm energetycznych.
Zgodnie z obecnymi prognozami w latach 2016–2018
w polskim systemie elektroenergetycznym mogą wystą-
pić niedobory mocy spowodowane wyłączeniem starych
i nierentownych bloków energetycznych i brakiem źródeł
zastępczych, które (pomimo że są obecnie w budowie) nie
zostaną jeszcze uruchomione.
W ubiegłym roku rozpoczęły się prace nad rozwiązaniami
rynku mocy. Rozwiązania w tym zakresie mogłyby wejść
w życie prawdopodobnie od 2016/2017 roku.
Polska przygotowując się do wdrożenia modelu rynku
mocy, musi zdefiniować, jaki cel taki rynek ma realizować:
• Zapewnienie wymaganej rezerwy przez jednostki, któ-
rych praca nie ma uzasadnienia ekonomicznego? – wy-
daje się, że rozwiązania adresujące te wyzwania zostały
już wdrożone (co szerzej opisane jest w dalszej części do-
kumentu) i możliwe jest ich rozszerzanie na kolejne jed-
nostki wytwórcze zastępujące w perspektywie kolejnych
lat jednostki stopniowo wycofywane,
• Dodatkowe źródło przychodów dla wytwórców, którzy nie
mają możliwości pracy na pełnych zdolnościach produk-
cyjnych? – czy tutaj rozwiązania oparte na konkurencyj-
nych mechanizmach gry popytu i podaży dadzą zamie-
rzony efekt, a z kolei warunki administracyjnej alokacji
środków nie zaburzą konkurencyjności sektora?
• Wsparcie jedynie dla nowych jednostek? – wsparcie dla
wybranych technologii? – czy w tym obszarze wystarczy
stabilizacja systemu w horyzoncie 4 lat, jaki zwykle obej-
muje rynek mocy, czy też w przypadku nowych jednostek
niezbędne jest wsparcie 15-letnie, jak w niektórych wa-
riantach implementacji rynku mocy?
Bez odpowiedzi na powyższe pytania trudno przewi-
dzieć korzyści i koszty wprowadzenia rynku mocy.
Z kolei dopiero określenie celów wdrożenia pozwala
na projektowanie jego architektury. Przykładowo wpro-
wadzenie rozwiązań opartych na modelu certyfikatów
mocowych, których cena jest wynikiem gry rynkowej,
nie pozwoli na dedykowanie wsparcia dla nowych jed-
nostek wytwórczych.
22. 225 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Bez odpowiedzi na pytanie, co jest celem wdrożenia
rynku mocy w Polsce, trudno przewidzieć korzyści
i koszty jego funkcjonowania oraz zaprojektować
jego architekturę. Przykładowo wprowadzenie roz-
wiązań opartych na modelu certyfikatów moco-
wych, których cena jest wynikiem gry rynkowej,
nie pozwoli na dedykowanie wsparcia dla nowych
jednostek wytwórczych
Równolegle do prac nad rozwiązaniem docelowym
w 2014 roku funkcjonują już wdrożone narzędzia pomo-
stowe, tj. interwencyjna rezerwa zimna oraz operacyjna
rezerwa mocy.
Interwencyjna rezerwa zimna
Interwencyjna rezerwa zimna dotyczy płatności OSP za
utrzymanie bloków w gotowości do uruchomienia. Usługi
interwencyjnej rezerwy zimnej mogą być świadczone przez
producentów energii, którzy mają w planach wyłączenie do
2017 roku najstarszych, najmniej efektywnych ekonomicz-
nie (często nierentownych) bloków. Zgodnie z modelem in-
terwencyjnej rezerwy zimnej wytwórcy mogą utrzymywać
te bloki w rezerwie w zamian za stałe płatności realizowane
przez OSP. Szacunki PSE wskazują, iż w interwencyjnej rezer-
wie zimnej powinno być utrzymywane ok. 1000 MW mocy.
Dotychczas na potrzeby interwencyjnej rezerwy zimnej
zakontraktowano 454 MW mocy z dwóch bloków Zespołu
Elektrowni Dolna Odra. Umowa obejmuje lata 2016 i 2017
z opcją przedłużenia na kolejne dwa, do końca 2019 roku.
Za godzinę utrzymywania w gotowości do interwencyjnej
produkcji energii PSE zapłaci średnio 24 PLN za każdy MW
mocy w dyspozycji.
Operacyjna rezerwa mocy
Zgodnie z obowiązującą IRiESP operacyjna rezerwa mocy
są to zdolności wytwórcze JGWa będących w ruchu albo
postoju, stanowiące nadwyżkę mocy dostępnej dla OSP po-
nad zapotrzebowanie na energię elektryczną, pokryte w ra-
mach Umów Sprzedaży Energii oraz na Rynku Bilansującym
w ramach generacji swobodnej.
Płatności za usługi operacyjnej rezerwy mocy realizowane
są na podstawie ceny referencyjnej godzinowej rezerwy
operacyjnej, która odpowiada średniemu jednostkowemu
technicznemu kosztowi stałemu zdolności wytwórczych
danej JGWa bez amortyzacji oraz kosztów zarządu i sprze-
daży skorygowanemu o współczynnik efektywności na
poziomie 0,93. Dla roku 2014 wartość ceny referencyjnej
wynosi 37,13 PLN/MWh.
Rynek mocy i kontrakty różnicowe
– doświadczenia Wielkiej Brytanii
Reforma Rynku Energii (EMR) w Wielkiej Brytanii ma
za zadanie wprowadzić narzędzia wspierające inwe-
stycje w niskoemisyjne źródła wytwórcze. Podstawowe
elementy tej reformy to rynek mocy (capacity market)
oraz kontrakty różnicowe (CfD). Zadaniem CfD jest usta-
bilizowanie przychodów źródeł niskoemisyjnych, a co
za tym idzie obniżenie kosztów finansowych inwestycji
w takie jednostki wytwórcze. Kontrakty CfD mają zastą-
pić dotychczasowe systemy wsparcia dla energetyki od-
nawialnej funkcjonujące w Wielkiej Brytanii. Rynek mocy
natomiast ma za zadanie zapewnienie wytwórcom oraz
stronie popytowej zdolnej do redukcji zapotrzebowania
stałych płatności za gotowość do dostarczenia dodatko-
wej mocy do systemu lub ograniczenia zapotrzebowania
na energię elektryczną w sytuacjach ograniczonej poda-
ży. Rynek mocy ma zatem za zadanie ograniczyć ryzyko
blackoutu.
W ramach CfD wytwórcy energii elektrycznej otrzymają
gwarancję stałej ceny za wytworzoną energię elektryczną
(tzw. strike price). Cena referencyjna uzależniona jest od
technologii wytwarzania. Wytwórcy, którzy zawrą kontrakt
CfD, będą dokonywali sprzedaży energii elektrycznej na
rynku hurtowym, a następnie będą rozliczali sprzedaż ze
specjalnym podmiotem celowym powołanym przez rząd
Wielkiej Brytanii do obsługi kontraktów CfD.W sytuacji, gdy
średnia cena rynkowa energii elektrycznej ustalona na pod-
stawie odpowiedniego indeksu będzie niższa niż cena refe-
rencyjna określona w kontrakcie CfD, wytwórcy otrzymają
odpowiednią rekompensatę do wysokości ceny referencyj-
nej.W odwrotnej sytuacji, gdy cena rynkowa będzie wyższa
niż cena referencyjna, wytwórcy zobowiązani będą zwrócić
nadwyżkę przychodów ponad cenę referencyjną do spółki
rozliczającej kontrakty CfD.
Rozwiązanie wprowadzane w ramach reformy rynku energii
skutecznie ogranicza ekspozycję wytwórców na ryzyko wa-
hań cen hurtowych energii elektrycznej. Celem kontraktu
CfD jest zapewnienie inwestorom większej przewidywal-
ności przychodów i stabilności finansowej w długim okre-
23. 235 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
sie. Zakłada się, że kontrakty CfD będą zawierane na okres
15 lat.Wyjątkiem jest energetyka jądrowa, gdzie przewiduje
się 35-letni okres obowiązywania kontraktu.
Kontrakty CfD przeznaczone są dla nowych niskoemisyj-
nych źródeł wytwórczych opartych na różnych technolo-
giach. Należy zaznaczyć, iż do tej kategorii zaliczane są za-
równo odnawialne źródła energii, jak i energetyka jądrowa
oraz źródła wyposażone w instalację CCS. Jednostki, które
chcą się ubiegać o CfD, spełnić muszą ustalone administra-
cyjnie kryteria, uzależnione od danej technologii wytwarza-
nia (wytwórcy kwalifikowani – eligible generators).
Co do zasady, ramowe regulacje ujęte w CfD nie będą róż-
niły się między poszczególnymi technologiami. Niemniej
jednak pewne korekty mogą okazać się niezbędne, aby
odpowiednio zaadresować potrzeby i wymagania inwe-
storów w zależności od wybranych rozwiązań technolo-
gicznych i warunków konkretnego projektu. Zakres po-
tencjalnych zmian zostanie jednak precyzyjnie określony.
Obecnie toczą się prace w tym obszarze regulacji EMR.
CfD nie są adresowane do wytwórców uczestniczących
w rynku mocy. Tacy wytwórcy są explicite wykluczeni
z rynku kontraktów CfD.
Zgodnie z obecnymi propozycjami instalacje oparte
na technologiach w fazie rozwojowej będą mogły ubiegać
się o CfD na zasadzie kolejności zgłoszeń i otrzymają kon-
trakt z ceną ustaloną dla danej technologii. Po tej fazie roz-
działu CfD, której długość nie została jeszcze ostatecznie
ustalona, CfD będą przydzielane w ramach aukcji konku-
rencyjnych opartych na cenie.
Regulacje dotyczące CfD są obecnie szczegółowo bada-
ne przez Komisję Europejską pod kątem ich zgodności
z przepisami dotyczącymi pomocy publicznej i warunków
zachowania konkurencji. Obecnie KE zgadza się na pomoc
publiczną tylko dla OZE. Natomiast w modelu brytyjskim
CfD przeznaczone są dla wszystkich technologii niskoemi-
syjnych i docelowo mają za zadanie zastąpić istniejące re-
gulacje dotyczące wsparcia dla źródeł odnawialnych. Do-
datkowo Brytyjczycy zaliczyli do tej kategorii technologię
jądrową.
Jeżeli po przeprowadzonym postępowaniu Komisja Europej-
ska uzna, że rozwiązania oparte na kontraktach CfD w ener-
getyce nie są niedozwoloną pomocą publiczną dla budowy
nowych elektrowni atomowych w Wielkiej Brytanii, podob-
ne rozwiązania będą mogły być zastosowane na potrzeby
polskiego programu atomowego. Ostatnie informacje opu-
blikowane przez Komisję Europejską w grudniu 2013 roku
stawiają jednak pod znakiem zapytania możliwość wydania
pozytywnej decyzji w tym zakresie.
26. 265 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Już 16 lat temu pierwsi najwięksi odbiorcy przemysłowi (500
GWh rocznego zużycia) na krajowym rynku uzyskali prawo
do zmiany sprzedawcy energii elektrycznej. W 1998 roku
liczba tych klientów wynosiła niewiele ponad 10, ale z roku
na rok możliwością skorzystania z zasady TPA obejmowane
były kolejne grupy klientów biznesowych o coraz niższym
wolumenie granicznym konsumowanej energii, kwalifikują-
cym do uzyskania tego prawa. W końcu 1 lipca 2007 roku
prawo do zmiany sprzedawcy przyznane zostało każdemu
spośród kilkunastu milionów klientów branży energetycznej
w Polsce. Rok 2007 to także przełom z innego powodu – to
wówczas zlikwidowano obowiązek taryfowy dla wszystkich
odbiorów energii, z wyjątkiem gospodarstw domowych. Od
tego momentu w segmencie sprzedaży energii rynek został
otwarty, choć ze względu na utrzymane do dziś taryfowanie
energii dla gospodarstw domowych nie został całkowicie
zderegulowany. Pod tym względem Polska nie jest jednak
wyjątkiem na mapie Europy, bowiem podobnych zliberali-
zowanych, choć regulowanych w segmencie klientów indy-
widualnych rynków jest przynajmniej kilka. Czy to jednak
hamulec dla pierwszych kroków w walce o klienta? Patrząc
na zmiany praktyk rynkowych, na poziom wiedzy klientów
biznesowych, to, jak dyktują warunki gry i wymuszają na
przedsiębiorstwach energetycznych uczenie się zachowań
„klientocentrycznych”, na możliwości, jakimi dysponuje dziś
klient indywidualny w porównaniu z dostępnymi jeszcze kil-
ka lat temu, trudno nie zgodzić się, iż postęp w segmencie
sprzedaży energii jest faktem.
Czy energia dla klienta jest droga?
Pomijając fakt niskiej siły nabywczej polskiego konsumenta
w ogóle (siła nabywcza Polaków to mniej niż 50% średniej
europejskiej), w tym odbiorcy energii, w percepcji klienta
na rynku energetycznym rachunek za energię najczęściej
będzie „za wysoki”, bez względu na to, ile wynosi. Powo-
dem tego jest fakt, iż energia postrzegana jest przez klienta,
w szczególności indywidualnego, jako dobro „oczywiste”,
które zawsze było i być powinno, ale także dobro „bez wy-
razu”, o nieuświadomionej na co dzień wartości. Póki klient
pozostaje nieuświadomiony tego, co dzięki energii otrzy-
muje i co jest w stanie zrobić, zawsze będzie przeświadczo-
ny, że płaci za dużo, zaś lwią część jego rachunku pochłania
zysk przedsiębiorstwa energetycznego.
W percepcji klienta na rynku energetycznym rachu-
nek za energię najczęściej będzie „za wysoki”, bez
względu na to, ile wynosi
Jednocześnie zaznaczyć należy, iż w ramach rachun-
ku za energię elektryczną czysto rynkowy charakter ma
w uproszczeniu wyłącznie komponent w postaci tzw.
energii czarnej. Poza wpływem spółek sprzedażowych
pozostają opłaty za dystrybucję energii elektrycznej pod-
legające taryfikacji oraz część rachunku wynikająca z obo-
wiązku zakupu i umorzenia przez przedsiębiorstwa obrotu
tzw. kolorowych certyfikatów. To taki rachunek obejmujący
wszystkie powyższe komponenty jest przedmiotem per-
cepcji klientów.
Tradycyjnie sprzedaż energii do klientów z grupy taryfowej
A i B cechowała niska, często bliska zeru marża. Przedsię-
biorstwa energetyczne sprzedając energię do największych
odbiorców, praktycznie na tym nie zarabiają (na poziomie
marży jednostkowej).
Przez lata segmentem, który pozwalał na genero-
wanie satysfakcjonującej marży na poziomie nawet
kilkunastu procent, były natomiast przedsiębiorstwa
z grupy taryfowej C, ale i tu konkurencja sprawiła, że
coraz szersze grupy masowych odbiorców są w sta-
nie wynegocjować coraz niższe ceny. Jest to przede
wszystkim pochodna aktywności mniejszych graczy,
których strategie są nakierowane na konkurowanie
o wybrane segmenty klientów, w tym przede wszyst-
kim tradycyjnie najwyżej marżowego segmentu ma-
łych i średnich przedsiębiorstw.
Odrębne zagadnienie stanowi marżowość w segmen-
cie gospodarstw domowych. Regulacja cen dla taryfy G
doprowadzała do utrzymania niskich marż na sprzedaży,
które przez lata kształtowały się na poziomie od zera do
zaledwie kilku procent. Tymczasem w związku z utrzymy-
waniem się niskiego poziomu cen energii na rynku hurto-
wym segment gospodarstw domowych stał się rentowny.
Choć nie tak rentowny, jak mógłby być, gdyż spadkom
cen hurtowych towarzyszą jednoczesne „wymuszone”
obniżki cen energii dla grupy G (zatwierdzone przez URE
taryfy obowiązujące od stycznia 2014 roku są niże o 6,2%
do 6,5%, a była to już druga w 2013 roku kilkuprocentowa
redukcja taryf).
Należy przypuszczać, iż przyszłe zmiany wysokości mar-
ży na sprzedaży do gospodarstw domowych po uwolnie-
niu rynku będą pochodną stopnia, w jakim główni gracze
rynkowi zdołają się przygotować do prawdziwej konku-
rencji. W przypadku gdy w momencie uwolnienia cen
rynek będzie gotowy do konkurowania o klienta, marża
27. 275 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Średni procentowy poziom oszczędności*
w cenie energii elektrycznej dla klientów biznesowych korzystających z zasady
TPA w latach 2012–2013
10%
20%
5%
15%
25%
* Procentowa różnica w wysokości średniej ceny energii elektrycznej bez uwzględniania akcyzy i VAT pomiędzy cenami w umowach kompleksowych i cenami w umowach rozdzielonych
(dotyczy wyłącznie opłaty za energię elektryczną, z wyłączeniem opłaty za dystrybucję energii elektrycznej).
Źródło: Analiza PwC na podstawie danych ARE S.A.
0%
Grupa taryfowa A
2012 2013
1,6%
3,2%
Grupa taryfowa B Grupa taryfowa C
5,4%
8,3%
17,2%
19,5%
dla gospodarstw domowych powinna początkowo dalej
wzrastać do poziomu, który uzasadnia koszty pozyska-
nia i utrzymania klienta (klasyczny przypadek „musi być
drożej, po to by mogło być taniej”). Tym samym, o ile po
uwolnieniu rynku rozpocznie się walka o klienta, koszty
pozyskania i obsługi klienta powinny początkowo rosnąć
(konieczność poniesienia początkowych nakładów na
rozbudowę systemów obsługi klienta czy na optymali-
zację struktury BOK). Kolejnym etapem będzie jednak
walka o wyższą efektywność. Ponieważ koszty zakupu
energii elektrycznej na rynku hurtowym są niezależne
od sprzedawcy energii, to najważniejszym obszarem,
w ramach którego powinny zostać podjęte działania, jest
obszar optymalizacji procesów i stworzenia efektywne-
go modelu obsługi (relacja optymalizacji na poziomie
Cost to Serve do wzrostu marży netto kształtuje się jak
1:2). Analizując obecną sytuację rynkową, wydaje się, że
lata 2014 i 2015 to idealny czas do poniesienia nakładów,
gdyż korzystny układ cen na rynku hurtowym oraz po-
ziom zatwierdzonych taryf dla gospodarstw domowych
pozwalają na inwestycje, które przygotują sprzedawców
do działania w latach kolejnych. W tym przypadku marże
w roku 2016 i kolejnych latach mogą rosnąć nawet bez
zwiększania cen energii.
Czy klienci nie są zainteresowani
zmianą sprzedawcy?
Klienci korzystają z przysługującego im prawa i liczba
odbiorców TPA z roku na rok dynamicznie wzrasta (na
koniec 2013 roku wynosiła 92,6 tys. dla klientów bizne-
sowych i 135,6 tys. dla klientów indywidualnych). Pomi-
mo wzrostu liczby odbiorców zmieniających sprzedaw-
cę energii nadal jest ich istotnie mniej niż na większości
rynków energii w Europie. Daleko Polsce jeszcze do ryn-
ków rozwiniętych, na których przeciętny wskaźnik zmian
sprzedawcy (tzw. „switching rate” – stosunek liczby zmian
sprzedawców w ciągu roku do ogólnej liczby klientów) to
od kilku do kilkunastu procent rocznie, a na najbardziej
rozwiniętych rynkach, jak np. brytyjski, osiąga poziomy
powyżej 20%. Jednak już dziś nie można przejść obojęt-
nie wobec faktu dynamicznego wzrostu liczby klientów
TPA w Polsce. Baza była bardzo niska, ale rynek ciągle
dojrzewa. Dla przypomnienia jeszcze 5 lat temu klienci
biznesowi, którzy korzystali z prawa zmiany sprzedawcy,
stanowili mniej niż 0,05%, zaś indywidualni ok. 0,007%.
28. 285 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Schemat relacji pomiędzy optymalizacją Cost to Serve*
a wzrostem rentowności sprzedawcy energii
Koszty zakupu
energii elektrycznej
Koszty przesyłu
i dystrybucji
Redukcja Cost to Serve stanowi
główne źródło zwiększenia
rentowności sprzedawcy
detalicznego
Zwiększenie
marży netto
o 40%
20% redukcja
Cost to Serve
Składowe rachunku dla klienta Potencjał wzrostu marży sprzedawcy
Marża
brutto
5%–20%
Marża
netto
5%
Marża
netto
5%
Cost to
Serve
10–15%
Cost to
Serve
5%–20%80%–95%
Źródło: Analiza PwC
*
Cost to Serve - jednostkowy koszt obsługi klienta
Oczywiście wzorem rynków rozwiniętych należy spodzie-
wać się, iż dopiero pełne uwolnienie cen dla gospodarstw
domowych przyniesie wzmożony wzrost liczby klientów TPA
(przykładowo na rynku niemieckim na skutek pełnej deregu-
lacji rynku w 2007 roku wskaźnik zmian sprzedawcy klien-
tów indywidualnych w ciągu jednego tylko roku osiągnął po-
ziom zbliżony do skumulowanego poziomu osiągniętego we
wcześniejszych niemal dziesięciu latach, tj. ok. 8%). Z drugiej
strony skutecznie poszukujący ofert i zmieniający sprzedaw-
cę klient to wyłącznie ten, który jest wyedukowany, i ten, który
dysponuje narzędziami do porównywania ofert (m.in. wyszu-
kiwarki i porównywarki internetowe, a te już na naszym rynku
są dostępne). Dalszy rozwój rynku w tym zakresie to zatem
w dużej mierze pochodna stymulowania wiedzy i świado-
mości klientów pod wpływem kampanii przedsiębiorstw
energetycznych oraz akcji promujących zmianę sprzedaw-
cy (działalność URE). Przykładowo w 2012 roku (już po raz
drugi) URE przygotował i przeprowadził kampanię edukacyj-
no-informacyjną, której motywem przewodnim była zmiana
sprzedawcy energii. Obejmowała ona m.in. spoty telewizyj-
ne w szczycie oglądalności podczas Euro 2012, przekładając
się na wzmożoną „klikalność” zakładek URE poświęconych
zagadnieniu zmiany sprzedawcy. Liczba klientów TPA w tym
samym roku w grupie klientów indywidulanych wrosła o po-
nad 80%. Tego typu akcje mają szansę praktycznie wpłynąć
na wiedzę klientów.
Analizy PwC w zakresie doświadczeń klientów na
polskim rynku wskazują, iż klient indywidualny,
podobnie jak i małe firmy, jest charakteryzowany,
a przez to blokowany, przez niskie kompetencje
w zakresie umiejętności oceny i porównywania ofert,
niski poziom świadomości rynku i konkurentów.
W przypadku dużych odbiorców przemysłowych
i większego biznesu problem ten nie występuje
Możemy mówić nie tylko o ogromnej świadomości rynku
i oferty w przypadku tych grup klientów, ale przede wszyst-
kim o świadomości swojej wartości. Klienci ci to grupa bar-
dzo aktywna w poszukiwaniu oszczędności, wyedukowana
przez branżę energetyczną, oczekująca najniższej ceny
i elastycznego podejścia do swoich potrzeb.
O ile w okresie kolejnych 2–3 lat grupa klientów TPA osiągnie
poziom kilkuset tysięcy, należy zakładać, że jej liczebność
będzie wystarczająca, aby wpływać na zmianę zachowań
sprzedawców.Przykładowo masowa reakcja 100 tys.klientów
na akcję promocyjną jednego ze sprzedawców będzie w sta-
nie wymuszać reakcję innych sprzedawców. W ten sposób
wzrost liczby klientów, którzy dojrzeli do zmiany sprzedawcy,
będzie z roku na rok nasilał działania konkurencyjne.
29. 295 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Skumulowana liczba odbiorców TPA w latach 2007–2013
40 000
80 000
20 000
60 000
100 000
120 000
140 000
Źródło: Urząd Regulacji Energetyki
0
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Gospodarstwa domoweKlienci biznesowi
+42% Klienci biznesowi
+77% Gospodarstwa domowe
14 341
21 716
1 340
7611
106215379058554162
76 470
65 327
92 626
135 619
Wnioski z analizy PwC w zakresie doświadczeń klientów indywidualnych na krajowym rynku energii elektrycznej
Klient
indywidualny
na krajowym
rynku
energii
elektrycznej
Źródło: Analiza PwC
Energia elektryczna odbierana
jako produkt „bez wyrazu”
Poczucie braku kompetencji
w zakresie porównywania
ofert i cen
Percepcja wysokich kosztów
związanych z energią
– rachunek zawsze jest
„za wysoki”
Niska świadomość nt. rynku,
podmiotów, rozdziału na sprzedaż
i dystrybucję
Ograniczona wyobraźnia
w zakresie możliwości łączenia
energii z innymi usługami
i produktami
30. 305 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Wnioski z analizy PwC w zakresie doświadczeń klientów biznesowych na krajowym rynku energii elektrycznej
Klient
biznesowy
na krajowym
rynku
energii
elektrycznej
Źródło: Analiza PwC
Stosunek do energii elektrycznej
oraz poziom wiedzy nt. rynku
zależny od branży (produkcja,
handel,usługi) i wielkości firmy
Od sprzedawcy energii
oczekiwanie niskiej ceny,
elastyczności, indywidualnego
podejścia, doceniania lojalności
Bardzo wysoki poziom wiedzy
największych klientów
(„wyedukowani” przez branżę
energetyczną)
Małe firmy w zakresie
świadomości i negatywnych
skojarzeń bardzo zbliżone
do klientów indywidualnych
– dominuje zagubienie
Największe kompetencje
i świadomość korzyści
z optymalizacji kosztów/zużycia
w przypadku firm produkcyjnych
Czy jest za wcześnie na rozwój oferty
produktowo-usługowej i szukanie
nowych strumieni przychodów
w sytuacji, gdy branża cierpi na
braki na poziomie elementarnym?
Dla wszystkich tradycyjnych sprzedawców energii na obec-
nym etapie rozwoju rynku kluczowe jest zadbanie o stwo-
rzenie stabilnych fundamentów, m.in. informacje o kliencie
i zapewnienie akceptowalnego poziomu obsługi klienta
(w porównaniu z innymi branżami jak bankowość czy tele-
komunikacja). Wyzwania na rynku są dla większości przed-
siębiorstw energetycznych zbliżone, dlatego przewaga
konkurencyjna będzie budowana przede wszystkim dzięki
szybkości wdrażania usprawnień. Mowa tu przede wszystkim
o uporządkowaniu i ujednoliceniu systemów billingowych,
poprawie jakości obsługi klienta, co nie obejdzie się bez
zmiany kultury organizacyjnej, standaryzacji i optymalizacji
procesów sprzedażowych i obsługowych, docelowo wdro-
żenia CRM.
Cele krótko- i średnioterminowe dla sprzedawców energii
to zatem budowa efektywnej i skutecznej funkcji sprzeda-
żowej i obsługowej, tak aby optymalizować koszty (przede
wszystkim Cost to Serve) i być w stanie przedstawić ofer-
tę konkurencyjną cenowo, a z drugiej strony poprawić do-
świadczenie klienta.
W takich okolicznościach wydawać się może, że na two-
rzenie rozbudowanej oferty pakietowej (energia i gaz,
usługi telekomunikacyjne czy internet) i usługowej jest
obecnie stanowczo za wcześnie. Energia elektryczna
w skrajnym przypadku może być przecież postrzegana
jako dobro publiczne, bądź przynajmniej jako produkt
o nierozróżnialnym charakterze. Z tego względu strategia
uzyskiwania przewagi konkurencyjnej poprzez oferowa-
31. 315 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Gdy wszyscy najważniejsi gracze osiągną funda-
menty, czym wówczas będzie można wyróżnić się
i wygrać na rynku? Tak – tania i dobra obsługa, ale
również poszukiwanie i testowanie źródeł dodatko-
wych strumieni przychodów. Poprawione doświad-
czenie klienta w wyniku podjętych działań w obrę-
bie fundamentów przełożyć się może na wzrost jego
lojalności i skłonność do rekomendacji
Oczywiście w przypadku dużej grupy klientów indywidu-
alnych także przyszłe działania sprzedawców będą sku-
piać się przede wszystkim na zapewnieniu konkurencyjnej
oferty cenowej i dobrego poziomu obsługi klienta, tj. co
najmniej spełniającego tzw. warunki higieniczne (energia
to dla tych klientów nie produkt ekskluzywny, z wieloma
odmianami, ale wyłącznie tani masowy towar/dobro). Dla
klientów o wyższej wartości, dla których wyeliminowanie
negatywnego skojarzenia sprzedawcy energii z urzędem,
a oferty z przydziałem taryfy to zdecydowanie za błahy po-
wód do odczuwania satysfakcji, należy przygotować ofertę
produktów wysokomarżowych z szerokim pakietem usług
dodatkowych i z najwyższym poziomem obsługi. Kluczem
do sukcesu jest odpowiednia segmentacja pozwalająca do-
stosować ofertę i obsługę do oczekiwań poszczególnych
grup klientów.
Bój o klienta to jednak nie tylko walka pomiędzy tradycyjny-
mi sprzedawcami energii, ale także przedsiębiorstwami
telekomunikacyjnymi (niekwestionowany atut to dostęp do
systemów billingowych i bazy klienckiej) czy potencjalnie
także sieciami kablowymi i dostawcami internetu. A zatem
warunki rynkowe wymuszają, a korzysta na tym klient, aby
tradycyjni sprzedawcy energii zaadaptowali rozwiązania
nie najtańszej energii elektrycznej oraz akceptowalnej
/dobrej obsługi klienta może jawić się jako atrakcyjna
opcja. Umożliwia bowiem koncentrację wysiłków na tym,
co kluczowe, jednocześnie bez wychodzenia poza strefę
komfortu tego, co znane tradycyjnie w branży energe-
tycznej. Korzyści z takiego „oszczędnego” podejścia są
jednak pozorne, w szczególności biorąc pod uwagę fakt,
iż źródłem konkurencji w zakresie dostarczania oferty
energetycznej nie muszą być wyłącznie firmy energe-
tyczne, może to być też m.in. telekomunikacja. Gdy wszy-
scy najważniejsi gracze osiągną wspomniane fundamen-
ty, czym wówczas będzie można wyróżnić się i wygrać
na rynku? Już dziś trzeba patrzeć na niezbędne działania
dużo szerzej i przygotowywać się na przyszłość – tak, ta-
nia i dobra obsługa, ale również poszukiwanie i testowa-
nie źródeł dodatkowych strumieni przychodów. To, czego
bowiem należy się spodziewać w dłuższym okresie, to sy-
tuacja, w której poprawione doświadczenie klienta w wy-
niku podjętych działań w obrębie fundamentów prze-
łożyć się może na wzrost jego lojalności i skłonność do
rekomendacji. Podjęte działania mają szansę przełożyć
się na zmianę koncentracji klientów z aspektów wyłącz-
nie cenowych (choć te zawsze pozostaną na pierwszym
miejscu dla większości z nich) na budowę wartości marki
oraz szukanie dodatkowej marży poprzez powszechną
ofertę produktów i usług łączonych (tzw. bundlowanie).
Przewagę w długim okresie będą w stanie zbudować
przede wszystkim najszybciej działające przedsiębior-
stwa, skłonne i zdolne do absorpcji najlepszych praktyk
i innowacyjnych rozwiązań z rynku, które nie czekają i już
dziś rozwijają i testują zaawansowane produkty i usługi.
Produkty i usługi, które już dziś może nabyć klient na ryn-
ku energii, z każdym rokiem nabierają wielu cech ofer-
ty produktowej z rynków rozwiniętych. Klient biznesowy
ma możliwość skorzystania z oferty, która nie odbiega
znacząco od oferty zagranicznej. Na rynku dostępne są
nie tylko oferty sprzedaży pakietowej gazu i energii, ale
także pojawia się łączenie energii z internetem, telewizją
kablową, assistance, telefonią komórkową, a nawet abo-
namentem prywatnej sieci placówek medycznych. Dla
klienta indywidualnego gwarancje ceny, taryfy różnicu-
jące stawkę w zależności od pory dnia to już standard.
W kolejnych latach wzorem rynków rozwiniętych należy
spodziewać się rozwoju usług home assistance czy upo-
wszechnienia oferty bazującej na programach lojalno-
ściowych.
Ranking kryteriów klientów indywidualnych zachęcających
do zmiany sprzedawcy energii
1. Niska cena jednostkowa
2. Wyższa jakość obsługi
3. Niezawodność dostaw
4. Dodatkowe usługi / produkty / preferencje
5. Programy lojalnościowe
6. Renomowana marka sprzedawcy
Źródło: Analiza PwC na podstawie danych TNS OBOP
32. 325 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
z najlepszych praktyk z telekomunikacji czy bankowości,
a wśród nich wysokie umiejętności sprzedażowe i komuni-
kacyjne kadry, budowanie więzi i pozytywnych skojarzeń
z marką, wydajne i funkcjonalne fizycznie placówki kon-
taktu, ale i narzędzia internetowe.
Prawdą jest, iż na poziomie taktycznym w batalii o klien-
ta i na poziomie standardów obsługowych energetyka
w porównaniu z telekomunikacją czy bankowością wciąż
jeszcze „uczy się chodzić”. Prawdą jest, że gdy punktem
odniesienia uczynić standardy znane z innych branż, trud-
no dyskutować ze stanem rzeczy, iż relacje firmy choćby
z klientem bankowym to kształtowanie doskonałości
operacyjnej, a z klientem energetycznym nierzadko
drążenie podstaw (tzw. „fix the basics”). Mitem jest nato-
miast mimo wszystko stwierdzenie, iż polski klient nie
skorzystał dotąd z uwolnienia rynku i że regułą jest, iż za-
miast po produkt w atrakcyjnym opakowaniu przychodzi
„do urzędu po przydział taryfy”. Przed branżą wyzwanie
budowy szybkiej, taniej i dobrej obsługi klienta, ale przy
jednoczesnej rozbudowie konceptów produktowych. A to
dzieje się już i na naszych oczach.
36. 365 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
W latach 2014–2015 liczba tzw. liczników inteligent-
nych zainstalowanych przez OSD działających w Polsce
przekroczy 1 milion. Osiągnięcie tej granicy oznacza,
że inteligentna energetyka w Polsce nie jest tylko ideą,
ale ma materialny wymiar. Z drugiej strony 1 milion in-
teligentnych liczników to penetracja na poziomie ok. 7%,
co w obliczu celu 80% w roku 2020 oznacza, że w latach
2016–2020 oczekiwać należałoby wyraźnego przyspie-
szenia procesów wdrożeniowych.
Obserwacja środowiska międzynarodowego wska-
zuje, że przyszłość inteligentnej energetyki nie bę-
dzie definiowana na bazie monitorowania postępu
w instalacji liczników, a raczej będzie skutkiem zmia-
ny filozofii podejścia do celów i sposobów wdroże-
nia smart meteringu
Dyskusja o inteligentnym odbiorcy tradycyjnie zaczyna-
ła się od przytoczenia Dyrektywy 2009/72/WE, w świetle
której kraje członkowskie Unii Europejskiej, z wyłącze-
niem nielicznych przypadków7
, zostały zobowiązane do
wdrożenia do roku 2020 inteligentnego opomiarowania
u 80% masowych odbiorców. Podstawowym założeniem
było uznanie konieczności instalacji inteligentnego liczni-
ka, jako pierwszego kroku do wyzwolenia inteligentnych
reakcji odbiorcy masowego. W kolejnym kroku, poprzez
tworzenie inteligentnych sieci, miały zostać osiągnięte ko-
rzyści, które zwrócą początkowe inwestycje.
Rok 2013 przyniósł duże zmiany w przebiegu dyskusji,
a za sprawą niemieckiej analizy kosztów i korzyści realizm
w ocenie potencjału ekonomicznego inteligentnych liczni-
ków przestał być utożsamiany ze skostniałym myśleniem
państwowych monopoli. Analiza niemiecka dowiodła, że
opłacalne jest wdrożenie inteligentnych liczników u odbior-
ców zużywających ponad 6 MWh rocznie oraz u „prosu-
mentów”. Nawet przy uwzględnieniu specyfiki rynku nie-
mieckiego (gdzie duży element kosztowy stanowi tzw. multi
utility controller – MUC, który ma zapewnić komunikację
pomiędzy urządzeniami pomiarowymi różnych mediów)
i faktu, że cel 80% liczników inteligentnych jest w końcu do
osiągnięcia ok. lat 2026/2027, wyniki tej analizy zostały zin-
terpretowane jako deklaracja realizmu w ocenie wdrożeń
inteligentnego opomiarowania. Ten komunikat został także
wzmocniony faktem, że w tym samym okresie w Austrii od-
biorcy otrzymali możliwość odmowy zgody na instalację
inteligentnego licznika z powodów związanych z ochroną
danych osobowych. Natomiast Wielka Brytania, która jest
jednym z pionierów w tworzeniu architektury inteligentnego
rynku, przesunęła rozpoczęcie etapu pełnego wdrożenia
o rok.
Nie ma wątpliwości, że instalacja inteligentnych liczników
wraz z funkcjonalnością dwukierunkowej komunikacji może
przynieść opisywane szeroko korzyści związane z reakcją
odbiorców (większa świadomość energetyczna, możliwość
zarządzania reakcją strony popytowej), a dochodzący do
głosu sceptycyzm nie oznacza, że projekty wdrożeń smart
zostaną zawieszone.
Dwie grupy argumentów każą się natomiast ponownie za-
stanowić nad tym, czy inteligenta energetyka powinna się
zacząć od obowiązującego powszechnie celu 80% na insta-
lację liczników u odbiorców końcowych:
a) Dwa kraje Unii Europejskiej – Włochy i Szwecja – za-
kończyły pełne wdrożenie inteligentnych liczników.
Mogłoby się w związku z tym wydawać, że to te kraje-
będą liderami w zakresie innowacyjnych taryf/produk-
tów i włączenia odbiorców w aktywne uczestnictwo
w inteligentnym systemie energetycznym. Tymcza-
sem, jak wskazują wyniki raportu8
opublikowanego
przez CEER (Rada Europejskich Regulatorów Energii),
nie ma prostej zależności pomiędzy stopniem zaawan-
sowania wdrożenia smart meteringu a stopniem za-
awansowania produktów i intensywnością komunikacji
z odbiorcą.
b) Rachunek ekonomiczny wskazuje, że z punktu widzenia
korzyści dla odbiorcy instalacja inteligentnego licznika
jest opłacalna dopiero na poziomach zużycia wyższych,
niż obecnie wynosi średnia dla gospodarstw domo-
wych (w Niemczech ten punkt odcięcia jest określony
na 6 MWh). Oczywiście ten poziom/rachunek będzie
się zmieniał wraz z przewidywanym spadkiem kosztów
urządzeń i technologii oraz zmniejszaniem różnicy w ce-
nie liczników „tradycyjnych” i inteligentnych. Analizując
ceny liczników oferowane w przetargach w Polsce, moż-
na zauważyć, że koszt licznika w okresie 3–4 lat spadł
o ponad 20%. Gdyby jednak oczekiwać na moment, kie-
dy spadające ceny uzasadnią ich masową instalację mo-
tywowaną korzyściami dla odbiorców, to kolejne 3–4 lata
byłyby okresem stagnacji.
7
Analiza kosztów i korzyści przeprowadzona w czterech krajach UE wykazała, że wdrożenie
wg scenariusza zaproponowanego w Dyrektywie nie jest korzystne ekonomicznie.
8
Status review of regulatory aspects of smart metering including assessment of roll-out. CEER,
wrzesień 2013.
37. 375 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Benefity z tworzenia inteligentnej infrastruktury tylko
częściowo wynikają z reakcji odbiorców – analizy biz-
nesowe wskazują na istotniejsze grupy korzyści dla
operatorów systemu dystrybucyjnego, czy całej go-
spodarki, które mogą uzasadnić projekty smart. Jednak
jeżeli korzyści mają pojawić się po stronie operatorów,
to wskazana wydaje się zmiana logiki postrzegania in-
westycji w inteligentną energetykę z punktu widzenia
licznika odbiorcy na punkt widzenia sieci
W tym podejściu dodatkowymi (a może nawet podstawo-
wymi) parametrami do mierzenia skuteczności wdrożenia
powinien być wpływ na wskaźniki określające niezawod-
ność dostaw energii elektrycznej – SAIDI czy SAIFI, a nie
kolejne punkty procentowe zaawansowania instalacji inte-
ligentnych liczników. Oczywiście instalacja liczników i sys-
temu komunikacji wpływa na możliwości automatyzacji
sieci, ale jak dotychczas możliwości wdrażania zaawanso-
wanych funkcji zarządzania siecią, jak np. funkcji automa-
tycznego wykrycia miejsca zwarcia, wydzielenia uszko-
dzonego odcinka i przywrócenia zasilania (FDIR – Fault
Detection, Isolation, Restoration), nie były opisywane jako
priorytet w projektach smart.
Zmiana logiki dałaby także odpowiedź na pytanie, ile licz-
ników powinno zostać zainstalowanych i w jakim okresie.
W większości krajów EU, gdzie toczy się wdrożenie (wyjąt-
kiem jest Wielka Brytania), koszty zakupu i instalacji liczni-
ków ponoszą operatorzy systemów dystrybucyjnych. Dla
tych przedsiębiorstw logika biznesowa powinna być taka,
że do momentu, w którym liczba i zakres funkcjonalności
liczników (i systemu komunikacji) wpływają na możliwość
automatyzacji pracy sieci, wdrożenie może być finansowa-
ne w ramach regularnej działalności dystrybucyjnej. Koszty
ponoszone ponad ten poziom (np. instalacja liczników u od-
biorców, gdzie wolumen dystrybuowanej energii jest poniżej
1 MWh rocznie) zawsze będą przedmiotem dyskusji, której
celem będzie uzyskanie dodatkowego wsparcia finansowe-
go w różnej postaci.To w prostej linii prowadzi do konieczno-
ści ponoszenia dodatkowych kosztów przez odbiorców koń-
cowych w taryfach. Opłaty te jednostkowo nie są wysokie, np.
w analizach Ministerstwa Gospodarki dla Polski jest to kilka
złotych na odbiorcę rocznie.Jednak w czasach,kiedy obiorcy
będą prawdopodobnie finansowali wiele nowych mechani-
zmów stabilizujących rynek (np. rynek mocy), każdy kolejny
element kosztowy budzi kontrowersje.
Dyskusja, która toczy się na poziomie międzynarodowym,
ma także odzwierciedlenie w Polsce – pomimo formalnie
obowiązującego celu instalacji 80% liczników inteligent-
nych do roku 2020, status wdrożenia jest bardzo różny
w poszczególnych OSD.
Na dwóch różnych końcach skali znajdują się Energa Ope-
rator, która ogłosiła pełną instalację liczników u odbiorców
końcowych, i Enea, która (dotychczas głównie w zakresie
koncepcji) reprezentuje pogląd „sieć najpierw”. Którą
drogą pójdą operatorzy będący dzisiaj „pomiędzy”? Po-
dobnie jak w innych segmentach energetyki, dużą rolę
odegra polityka wsparcia inteligentnych liczników prowa-
dzona przez URE. Obecny system „dodatkowego” wyna-
gradzania inwestycji w AMI jest przez inwestorów i anali-
tyków oceniany jako atrakcyjny i był ważnym elementem
w ocenie atrakcyjności GK Energa przy wejściu na giełdę.
Jeżeli zostanie utrzymany obecny system wynagra-
dzania AMI, to prawdopodobnie większość spółek
dystrybucyjnych będzie tworzyć inteligentną sieć
od strony liczników. Gdyby natomiast założyć, że
kluczowy będzie wpływ instalacji liczników na SAIDI
i SAIFI, to możliwe jest, że dla OSD, którzy nie znajdu-
ją się dzisiaj w zaawansowanym stadium wdrożenia,
optymalny harmonogram osiągnięcia 80% liczników
u odbiorców końcowych wykroczy poza rok 2020
Stan zaawansowania pilotaży smart w Polsce
Koncepcja Pilotaże – mała skala Pilotaże – duża skala Masowe wdrożenie
38. 385 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Niezależnie od tego, czy w Polsce inteligentna energetyka
rozpocznie się od liczników, czy od sieci, co z dużym praw-
dopodobieństwem będzie trendem międzynarodowym
– zmiana niezbędna jest przede wszystkim w świadomo-
ści odbiorców. W badaniach przeprowadzonych w ramach
programu „ISE – dla domu, środowiska i gospodarki”9
zba-
dano znajomość pojęć „inteligentny licznik” lub „licznik
zdalnego odczytu” i okazało się, że 82% ankietowanych
nie zna pojęcia „inteligentny licznik”.
82% ankietowanych nie zna pojęcia „inteligentny
licznik”
Bez zmiany tego stanu rzeczy trudno będzie osiągnąć
efekty wdrożenia, które uzasadnią inwestycje na poziomie
6–8 mld PLN do roku 2020 (szacowane nakłady na instala-
cję inteligentnego opomiarowania).
Kampania edukacyjna w Polsce będzie się odbywała
w warunkach trudniejszych niż np. w Wielkiej Brytanii,
gdzie właścicielami liczników są sprzedawcy lub nieza-
leżne podmioty, które dzięki instalacji inteligentnych licz-
ników zyskują nowe możliwości sprzedaży produktów
/usług. Powołana do prowadzenia komunikacji z odbior-
cami jednostka Central Delivery Body zarządza tą akcją
centralnie w sposób, który przypomina zintegrowane
kampanie marketingowe przedsiębiorstw usługowych.
W Polsce rolę animatora zwiększania świadomości od-
biorców przyjęło PTPIREE, ale działania będą musiały
być uzupełnione aktywnością poszczególnych OSD, któ-
re w obowiązującym modelu rynku nie pełnią rozbudo-
wanej roli proklienckiej.
W tym kontekście inteligentna energetyka to w pierwszej
kolejności inteligentne sieci dystrybucyjne, które będą mu-
siały być w czasie uzupełnione inteligentnymi licznikami
zainstalowanymi u świadomych odbiorców.
9
Badanie GfK Polonia zaprezentowane w ramach projektu „ISE – dla domu, środowiska i gospo-
darki” na próbie 963 respondentów.
41. Mit 5. Regulacja powinna
zapewniać stabilność,
a nie konkurencyjność
42. 425 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Jednym z najdynamiczniej rozwijających się sektorów
branży energetycznej ostatnich lat jest energetyka odna-
wialna. Od początku 2005 roku sektor ten przeżywa roz-
kwit, osiągając na koniec roku 2013 ponad 5 GW mocy
zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii10
.
Motor napędu rozwoju OZE w Polsce stanowią zielone
certyfikaty, tj. świadectwa pochodzenia energii elek-
trycznej, których obowiązek umorzenia (bądź uiszcze-
nia opłaty zastępczej) nakładany jest na sprzedawców
energii elektrycznej do odbiorców końcowych. Jest to
system quasi-rynkowy, gdyż zasady jego funkcjonowania
określone zostają w drodze regulacji – popyt na certy-
fikaty wyznaczony zostaje poprzez ustalenie wysokości
obowiązku umorzenia, a maksymalna cena certyfikatu na
podstawie wysokości opłaty zastępczej.
Zielone certyfikaty – przyciągnięcie
inwestorów
Głównym powodem, dla którego certyfikaty zachęciły inwe-
storów do budowy energetyki odnawialnej w Polsce, była
możliwość realizacji zysków ponad zwrot wymagany przez
inwestora do rozpoczęcia inwestycji – możliwość ta była
swoistą zachętą dla inwestorów zagranicznych do wkro-
czenia na nowy, nieznany rynek, wobec którego inwestorzy
zagraniczni mogli mieć ograniczone zaufanie. Powodem ist-
nienia takiej możliwości w systemie zielonych certyfikatów
był fakt, iż inwestorzy, niezależnie od parametrów jakościo-
wych projektu, realizowali podobne przychody w przeli-
czeniu na jednostkę produkowanej energii, co oznacza, że
przedsięwzięcia o niskich parametrach efektywności mogły
liczyć na niewielki zwrot z inwestycji, podczas gdy projekty
bardzo efektywne realizowały wysokie poziomy zwrotu.
Wzrost mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii w Polsce
10
Ze względu na specyfikę technologii współspalania biomasy, moc w jednostkach konwencjonalnych prowadzących współspalanie biomasy z węglem nie jest ujęta w wielkości mocy OZE.
2000
5000
MW
1000
3000
4000
2012201120102009 20132008200720062005
Źródło: Analiza PwC na podstawie danych ARE
0
+ 4053 MW
43. 435 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
System certyfikatów pozwolił na przyciągnięcie zna-
czącej liczby inwestorów zagranicznych do kraju
i lepsze zrozumienie funkcjonowania biznesu OZE.
Posiadając lepszą wiedzę dotyczącą tego rynku oraz
specyfiki realizacji inwestycji, jej kosztów, postępu
technologicznego, możliwe jest przeprowadzenie
optymalizacji systemów wsparcia, co jest aktualnie
przedmiotem prac legislacyjnych
Różnice pomiędzy obecnym
i przyszłym systemem
System zielonych certyfikatów
Istotą systemu wsparcia w postaci zielonych certyfikatów
jest dopuszczanie do systemu projektów niezależnie od ich
parametrów (takich jak CAPEX na instalację, produktyw-
ność, wynegocjowane kontrakty na odbiór energii i certy-
fikatów etc.). Oznacza to, iż do systemu wsparcia dopusz-
czana jest każda jednostka OZE i jednocześnie konkurencja
między nimi jest znacząco ograniczona.
System aukcyjny
System aukcyjny jest kompletnym odejściem od systemu
certyfikatów. Poprzez konieczność składania ofert sprzeda-
ży energii elektrycznej i konkurencję o miejsce w systemie
wsparcia inwestorzy zmuszeni są do ofertowania cen wystar-
czających do realizacji projektu. Potencjalnie zbyt wysokie
oferty pozwalające na osiągnięcie nadzwyczajnych zysków
z inwestycji skutkują ryzykiem braku wejścia do systemu
wsparcia.W związku z tym wymagania co do zwrotu są ogra-
niczone, a cena zróżnicowana dla każdego inwestora.
Schemat różnic w funkcjonowaniu systemu zielonych
certyfikatów i systemu aukcyjnego
Projekty dopuszczone do systemu
System zielonych certyfikatów
Zwrotprojektu
Parametry projektu
Zwrot wystarczający
do realizacji projektu
Projekty dopuszczone do systemu
(ograniczenie ich liczby oraz
wysoka selekcja projektów)
System aukcyjny
Zwrotprojektu
Parametry projektu
Zyski/zwrot realizowany przez projekt
Zyski ponadwymagane do realizacji inwestycji,
zachęta dla inwestorów do wkroczenia na nowy rynek
Zwrot wystarczający
do realizacji projektu
Zbyt niskie wymagania dotyczące zwrotu
mogą skutkować brakiem realizacji inwestycji
i blokadą miejsca w systemie
44. 445 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Zakładane przez Ministerstwo Gospodarki oszczęd-
ności związane z funkcjonowaniem systemu wsparcia
są możliwe do osiągnięcia, jednak brak odpowiedniej
organizacji aukcji i wyposażenia URE w odpowiednie
narzędzia może doprowadzić do zamrożenia wzrostu
sektora
System zielonych certyfikatów jest stabilnym narzędziem
pozwalającym na stymulowanie rozwoju nowych mocy. Sta-
bilność nie jest jednak jedynym kryterium, przez pryzmat
którego należy patrzeć na regulacje. Konkurencyjność
stymulowana w ramach funkcjonowania systemu aukcyj-
nego i jednoczesna stabilność systemu mogą pozwolić
na osiągnięcie podobnych celów, przy znacząco niższych
kosztach. Specyfika aukcyjnego systemu wsparcia zmusza
inwestorów do przygotowania jak najlepszych projektów
OZE i oferowania energii po możliwie najniższych cenach.
Odpowiednia regulacja wymaga stabilności z perspek-
tywy inwestorów, ale wymaga stymulowania konkurencji
w celu optymalizacji jej kosztów. Warunkiem funkcjonowa-
nia systemu pozostaje jednak sprawne przeprowadzanie
aukcji przez URE, których częstotliwość powinna być wyż-
sza niż jeden raz w ciągu roku. Niewielka częstotliwość au-
kcji może negatywnie wpłynąć na zachowania inwestorów,
zmuszając ich do zaniżonego ofertowania i efektywnego
braku realizacji projektów inwestycyjnych.
Pułapki systemu
Nowy system wsparcia zakłada uczestnictwo w aukcji przez
inwestycje znajdujące się na etapie projektu. Po zakończe-
niu aukcji inwestor może przewidzieć prawie w pełni stronę
przychodową przedsięwzięcia. Po zakończeniu i zwycię-
stwie w aukcji inwestorzy przystępować będą do zamyka-
nia procesu finansowania oraz konstrukcji instalacji OZE.
Oznacza to, że strona kosztowa może ulegać odchyleniom
w kluczowych parametrach inwestycji.
System aukcyjny niesie ze sobą istotne ryzyka
dla rozwoju sektora OZE. Jego podstawową
ułomnością jest ryzyko nieracjonalnych bądź zbyt
niskich wymagań dotyczących zwrotu projektu
i wymaganej ceny energii – w przypadku gdy
warunki finansowania lub koszty inwestycyjne
ulegną odchyleniu, niewielki margines zwrotu może
być niewystarczający do pokrycia wzrastających
kosztów realizacji inwestycji. W takiej sytuacji
projekty zwyciężające w aukcji nie są realizowane
ze względu na brak rentowności, a miejsce
w systemie, które miało zostać wypełnione przez
nowe moce OZE, pozostaje niewykorzystane.
Kluczowa w poprawnym funkcjonowaniu systemu
jest racjonalność inwestorów i składanych przez
nich ofert
Trudność w składaniu realistycznych ofert jest potęgowa-
na przez niską spodziewaną częstotliwość aukcji. Ustawa
OZE nie precyzuje ich liczby w ciągu roku, jednak nale-
ży spodziewać się, że będą one przeprowadzane raz do
roku. Tak niska częstotliwość aukcji oznaczać będzie dla
inwestorów, iż przegrana wiąże się z dodatkowym rokiem,
w którym niemożliwe będzie kontynuowanie inwestycji
w nowe moce. Przeprowadzanie większej liczby aukcji
będzie możliwe tylko w przypadku wyposażenia Urzędu
Regulacji Energetyki w wystarczające narzędzia do wspar-
cia ich przeprowadzania. Rozstrzyganie i kwalifikacja do
aukcji będzie zajęciem czasochłonnym, pracochłonnym
i skomplikowanym. W związku z tym bez wyposażenia
URE w odpowiednie narzędzia, tj. zasoby finansowe na
potrzeby administracji nowym systemem wsparcia i inne
sposoby dla wsparcia ich realizacji, nowy system może
funkcjonować w sposób niesprawny.
45. 455 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Wzrost mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii w Polsce
2000
5000
6000
7000
mln PLN
1000
3000
4000
202020192018201720162015
Źródło: Analiza PwC na podstawie Oceny Skutków Regulacji ustawy OZE z dnia 28.03.2014
Koszt nowego systemu wsparcia przy indeksacji cen aukcyjnych
Koszt obecnego systemu wsparcia – scenariusz ograniczonej wartości świadectw pochodzenia
0
46. 465 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
Joanna Erdman
Wiceprezes Zarządu
ING Bank Śląski
Tel.: +48 22 820 4232
e-mail: joanna.erdman@ingbank.pl
Kazimierz Rajczyk
Dyrektor Zarządzający Sektorem
ING Bank Śląski
Tel.: +48 22 820 4229
e-mail: kazimierz.rajczyk@ingbank.pl
Piotr Łuba
Partner Zarządzający Doradztwem Biznesowym
Lider Grupy Energetycznej
PwC
Tel.: +48 22 523 4662
e-mail: piotr.luba@pl.pwc.com
Dorota Dębińska-Pokorska
Dyrektor, Doradztwo Biznesowe
PwC
Tel.: +48 22 746 7150
e-mail: dorota.debinska-pokorska@pl.pwc.com
Sebastian Janda
Wicedyrektor, Doradztwo Biznesowe
PwC
Tel.: +48 22 746 7283
e-mail: sebastian.janda@pl.pwc.com
Niniejsza publikacja została przygotowana przez firmy PwC Polska Sp. z o.o. z siedzibą przy al. Armii Ludowej 14 w Warszawie oraz ING Bank Śląski S.A.
z siedzibą przy ul. Sokolskiej 34 w Katowicach, utworzony na podstawie rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 11 kwietnia 1988 r. w sprawie utworzenia
Banku Śląskiego w Katowicach (Dz.U. z 1998 r. nr 21, poz. 141).
PwC Polska Sp. z o.o. oraz ING Bank Śląski S.A. dołożyły należytej staranności w celu zapewnienia, że zawarte informacje nie były błędne lub
nieprawdziwe w dniu ich publikacji, jednak PwC Polska Sp. z o.o. oraz ING Bank Śląski S.A. i ich pracownicy nie ponoszą odpowiedzialności za ich
prawdziwość i kompletność, jak również za wszelkie szkody powstałe w wyniku wykorzystania niniejszej publikacji lub zawartych w niej informacji.
Niniejsza publikacja została przygotowana wyłącznie w celach informacyjnych i nie stanowi rekomendacji inwestycyjnej ani oferty dotyczącej
zakupu bądź sprzedaży jakiegokolwiek instrumentu finansowego w rozumieniu odpowiednich przepisów Kodeksu cywilnego, ustawy z dnia
29 lipca 2005 roku o ofercie publicznej i warunkach wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego systemu obrotu oraz o spół-
kach publicznych (Dz.U. z 2005 r. nr 184, poz. 1539) lub ustawy z dnia 29 lipca 2005 roku o obrocie instrumentami finansowymi (Dz.U. z 2005 r.
nr 183, poz. 1538).
ING Bank Śląski S.A. i PwC Polska Sp. z o.o. w szczególności poprzez informacje zawarte w niniejszej publikacji nie świadczą doradztwa w związku
z jakimikolwiek transakcjami zawieranymi przez odbiorcę raportu ani nie udzielają jakichkolwiek porad inwestycyjnych lub rekomendacji co do
zawarcia takich transakcji. Odbiorca raportu, zawierając jakąkolwiek transakcję, działa na własny rachunek oraz na własne ryzyko, podejmując nie-
zależne, autonomiczne decyzje dotyczące zawierania transakcji oraz dotyczące tego, czy dana transakcja jest dla odbiorcy raportu odpowiednia
lub właściwa, w oparciu o własny osąd lub na podstawie niezależnej profesjonalnej porady.
Kontakt