PL EN DE
Agencja Rynku Energii dostarcza regularnych analiz dla branży gazowniczej

Zachęcamy Państwa do współpracy z analitykami ARE S.A.

Jak wiemy działalność związana z hurtową i detaliczną sprzedażą gazu ziemnego stanowi istotny segment działalności koncernów energetycznych w Unii Europejskiej. Postępująca liberalizacja rynku gazu ziemnego w kraju stawia przed rodzimymi grupami energetycznymi nowe wyzwania, jak również stwarza nowe możliwości.

Agencja Rynku Energii oferuje Państwu usystematyzowane opracowanie przygotowane pod potrzeby podmiotów zajmujących się dotychczas działalnością jedynie w sektorze elektroenergetycznym. Zbiór oferowanych analiz stanowi praktyczne wprowadzenie do zagadnień hurtowej i detalicznej sprzedaży błękitnego paliwa, przedstawiając najbardziej aktualne informacje pochodzące z kluczowych rynków gazu ziemnego w Unii Europejskiej. 

Oferowane opracowanie może być podstawą do podejmowania kolejnych decyzji inwestycyjnych. Na rynku trwa bowiem postępująca integracja branż energetycznej i gazowniczej, wynikająca z rozwoju źródeł wytwórczych opartych na gazie. Biorąc pod uwagę plany inwestycyjne krajowych przedsiębiorstw energetycznych można stwierdzić, że energetyka ma szansę zostać kluczowym odbiorcą błękitnego paliwa w kraju. W obliczu zaistniałej sytuacji, poszerzenie wiedzy na temat potencjalnej bazy paliwowej nowych źródeł wytwórczych, wydaje się być nieuniknione.

Opracowanie zawiera syntetyczny opis najistotniejszych segmentów rynku gazu ziemnego w Unii Europejskiej, w tym:

  • Ceny i wolumeny gazu ziemnego na największych giełdach i hubach w Unii Europejskiej (ICE – Wielka Brytania; EEX – Niemcy; APX/ENDEX – Belgia, Powernext – Francja, NORDPOOL – Skandynawia, GME – Włochy, Zeebrugge – Belgia).
  • Charakterystykę podmiotów działających na hurtowym rynku gazu ziemnego w Unii Europejskiej (struktura działalności prowadzonej przez koncerny multienergetyczne, przychody, wolumen sprzedaży, kluczowe wskaźniki ekonomiczne dla działalności).
  • Ceny gazu ziemnego dla odbiorców komercyjnych i gospodarstw domowych w wybranych krajach Unii Europejskiej.
  • Charakterystykę detalicznych rynków gazu ziemnego w wybranych krajach Unii Europejskiej (struktura podmiotowa detalicznych rynków gazu ziemnego, liczba odbiorców, wielkość sprzedaży gazu zimnego przez kluczowe podmioty na rynku europejskim).
  • Energetyka gazowa w Unii Europejskiej (moc zainstalowana w źródłach opalanych gazem ziemnym na wybranych rynkach Unii Europejskiej, udział gazu ziemnego w strukturze produkcji energii elektrycznej, struktura podmiotowa źródeł gazowych, zastosowane technologie – dane w ujęciu rocznym).

Profesjonalna analiza gospodarcza

Zachęcamy Państwa do współpracy z analitykami ARE S.A. - to efektywny model docierania do ważnych danych bez konieczności zatrudniania własnych analityków. Posiadamy wypracowany model współpracy, po nasze analizy sięgają największe polskie przedsiębiorstwa, organy państwowe i instytucje finansowe - podkreśla Artur Olszewski, Prezes Agencji Rynku Energii


Kontakt

Janusz Smardz
tel. 22-444-20-60

e-mail: Ten adres pocztowy jest chroniony przed spamowaniem. Aby go zobaczyć, konieczne jest włączenie w przeglądarce obsługi JavaScript.

Stoen Operator - podsumowanie inwestycji w 2021 roku

Stoen Operator dostarcza energię elektryczną do prawie dwóch milionów mieszkańców Warszawy

Kluczowymi inwestycjami infrastrukturalnymi spółki w mijającym roku były: dystrybucyjna stacja elektroenergetyczna Towarowa oraz dwa nowe rozdzielcze punkty zasilania (RPZ) – RPZ Wschodnia i RPZ Szamoty. Jednocześnie Stoen Operator systematycznie rozwijał inteligentną sieć i wprowadzał innowacje w obszarze Internetu Rzeczy oraz Przemysłu 4.0



Od 10 grudnia 2021 roku warszawski operator sieci dystrybucyjnej funkcjonuje jako Stoen Operator. Zmiana nazwy innogy Stoen Operator nastąpiła w wyniku rozpoczętego w 2019 roku procesu integracji z Grupą E.ON, która działa na 15 europejskich rynkach. Grupa obsługuje ponad 50 mln klientów i zatrudnia 78 tysięcy osób – w tym 3500 w Polsce. Połączenie Stoen Operator z E.ON pozwoli na jeszcze bardziej efektywne wykorzystanie na polskim rynku międzynarodowych doświadczeń oraz wzmocni dynamiczny rozwój, zapewniając stabilność i bezpieczeństwo dostaw energii na terenie Warszawy.

Inwestycje w niezawodność sieci

W mijającym roku Stoen Operator zrealizował trzy ważne, wymagające dużych nakładów, projekty inwestycyjne, które znacząco zwiększają potencjał infrastruktury sieci elektroenergetycznej. Pierwszym z nich była realizacja stacji elektroenergetycznej Towarowa w warszawskiej dzielnicy Wola. W ramach dwóch kolejnych zostały zakończone prace budowlane, związane z rozdzielczymi punktami zasilania (RPZ) – RPZ Wschodnia i RPZ Szamoty.


Stacja elektroenergetyczna Towarowa Stoen Operator to jeden z największych i najbardziej nowoczesnych obiektów tego typu w Polsce. Ten kluczowy dla stabilności warszawskiego systemu elektroenergetycznego obiekt, składa się z dwóch transformatorów 220/110kV, trzech transformatorów 110/15kV oraz 88 pól średniego napięcia. Stacja wyróżnia się innowacyjnym wyposażeniem, na które składa się m.in. inteligentna automatyka sterująca. Zapewnia ona całkowicie bezobsługowe działanie. Jest to jednocześnie największa aktualnie pojedyncza inwestycja Stoen Operator – jej całkowity koszt wyniósł 75 mln złotych.

RPZ Wschodnia i RPZ Szamoty powstały po obu stronach Warszawy, dzięki czemu obsługują znaczny obszar prawobrzeżnej części stolicy oraz dzielnicy Ursus. Obie stacje są sterowane zdalnie i wyposażone w zaawansowane rozwiązania technologiczne. Zgodnie z przyjętymi w Stoen Operator wysokimi standardami projektowania, obiekty są całkowicie wnętrzowe. Zastosowane rozwiązanie jest bardzo efektywne w aspekcie zoptymalizowania powierzchni oraz ułatwia prowadzenie przeglądów i konserwacji.




Nowe inwestycje są częścią planu modernizacji warszawskiej sieci elektroenergetycznej. Stacja RPZ Szamoty przyczyni się do zwiększenia potencjału sieci i zapewnienia maksymalnego bezpieczeństwa energetycznego. Jest to szczególnie ważny aspekt związany z dynamicznym rozwojem nowych inwestycji mieszkaniowych w dzielnicy Ursus.

Również w tym roku Stoen Operator rozpoczął budowę rozdzielczego punktu zasilania RPZ Falenica na pozyskanym na ten cel terenie byłego posterunku policji w Wawrze. Nowa stacja wzmocni zasilanie głównie południowej części dzielnicy. Zakończenia inwestycji zaplanowano na 2023 rok.

Internet Rzeczy przyspiesza procesy

W ostatnich latach Stoen Operator skoncentrował swoje działania między innymi na transformacji cyfrowej, w tym adaptacji rozwiązań w ramach automatyzacji procesów z obszaru Przemysłu 4.0. W 2021 roku firma rozpoczęła wdrażanie w magazynach technologii RFID (skrót od angielskiego terminu Radio-Frequency Identification). Rozwiązanie to polega na identyfikacji obiektów dzięki wykorzystaniu fal radiowych. Gromadzone informacje są zapisywane w specjalnych czytnikach, zamontowanych na sprzętach czy narzędziach. Dzięki tej technologii możliwa jest znacznie szybsza identyfikacja urządzeń i narzędzi przechowywanych w magazynach. W praktyce RFID daje możliwość automatycznego ewidencjonowania liczników i spisania ich numerów seryjnych bez konieczności rozpakowywania palet. Przykładowo – dzięki nowej technologii skanowanie palety, zawierającej 320 elementów zajmuje obecnie około minuty, co oznacza ponad 200-krotne przyspieszenie procesu. Całkowicie wyeliminowano również błędy związane z manualnym przepisywaniem numerów seryjnych.

Pełne zintegrowanie technologii RFID z innymi systemami Stoen Operator umożliwi funkcjonowanie w przyszłości magazynów mobilnych, zlokalizowanych przy rozdzielczych punktach zasilania. Ułatwi to dostęp do sprzętu pracownikom terenowym, dzięki czemu czas usuwania awarii i modernizacji sieci ulegnie dalszemu skróceniu.

Cyfrowe rozwiązania dla brygad terenowych

Stoen Operator we współpracy ze specjalistami i pracownikami funkcyjnymi pionu Usług Sieciowych w firmie, opracował autorski system mTask. Służy on do zarządzania zadaniami skierowanymi do brygad terenowych oraz do zbierania danych o stanie technicznym sieci. System poprawia obieg dokumentów oraz umożliwia sprawniejszą komunikację pomiędzy brygadami, obsługującymi prawie dwa miliony mieszkańców.

System mTask pozwala na śledzenie stopnia realizacji prac. Zespoły terenowe wyposażone w tablety z odpowiednim oprogramowaniem mogą sprawniej odbierać i rejestrować zadania. Technologia usprawnia również kontakt ze zleceniodawcami. Korzysta ona m.in. z podglądu danych w systemie GIS (Geographic Information System) i nawigacji samochodowej. Analizy wykazały, że już po roku od uruchomienia mTask system przyczynił się do podniesienia jakości informacji, koniecznych do realizacji prac w terenie oraz do ograniczenia obiegu dokumentów papierowych. Poprawiło się także bezpieczeństwo prac w terenie. W kolejnych latach Stoen Operator planuje nie tylko dalszy rozwój systemu, ale także integracje z innymi cyfrowymi rozwiązaniami. Na rok 2022 przewidziano także implementację systemu mTask w zespołach odpowiedzialnych za eksploatację układów pomiarowych.

Liczniki przyszłości

Warszawski operator jako pierwszy na rynku wykorzysta do zdalnej komunikacji z licznikami energii radiową transmisję danych w paśmie o częstotliwości 169 Mhz. System został w całości zaprojektowany przez wewnętrzny zespół Stoen Operator. Inżynierowie spółki zastosowali w projekcie protokół Wireless M-Bus, służący do radiowej transmisji danych pomiarowych.

W ramach pilotażu zainstalowano w budynku operatora kilkadziesiąt liczników, wyposażonych w autorski, prototypowy moduł komunikacyjny. Na stacji transformatorowej znajdował się koncentrator danych, zbierający i przetwarzający informacje wysyłane z liczników. Opracowana przez Stoen Operator sieć radiowa nie wymaga zastosowania karty SIM, co pozwala obniżyć koszty w porównaniu z kosztami stosowanych obecnie rozwiązań M2M (machine-to-machine).




Kolejnym sukcesem Stoen Operatora w tym obszarze jest opracowanie pionierskiego systemu zdalnego odczytu danych z liczników energii elektrycznej klasy HES-NG. Rozwiązanie wdrożone na początku roku wprowadzono w odpowiedzi na nowe potrzeby wynikające z ustawy o rynku mocy. Zbierane są informacje w czasie zbliżonym do rzeczywistego z podłączonych urządzeń. Następnie dane o zużyciu energii, w celu dokonania ich analizy trafiają do samodzielnych systemów informatycznych. System oparty jest na sztucznej inteligencji oraz korzysta z rozwiązań chmurowych.

HES-NG jest otwartą, łatwo skalowalną platformą, która pozwala na akwizycję różnego typu danych dotyczących np. gazu lub wody. Dzięki rozproszonej, uniwersalnej architekturze, istnieje możliwość podłączenia liczników od różnych dostawców i odczytywania informacji za pomocą protokołu obsługiwanego przez producenta. System współdziała ze wszystkimi interfejsami niezbędnymi do obsługi układów pomiarowych, w tym: SAP ISU, IT4M (IT dla liczników) i CBO (Centralna Baza Odczytowa).

Plany Stoen Operator na 2022 rok

W kolejnym roku Stoen Operator będzie kontynuował usprawnianie i modernizację infrastruktury sieciowej na terenie stolicy. Celem działań jest zapewnienia mieszkańcom bezpieczeństwa energetycznego. Inwestycje planowane na 2022 rok sięgną kwoty około 300 milionów złotych. Ważnymi inwestycyjnymi obszarami pozostaną inteligentne sieci i digitalizacja procesów, w tym procesów związanych z centralnym systemem informacji rynku energii (CSIRE). Operator dąży też do skrócenia czasu realizacji przyłączania do sieci. Spółka planuje wprowadzić kolejne usprawnienia w zakresie obsługi klienta przy wykorzystaniu wskaźnika NPS, który bada zadowolenie i lojalność.

źródło: Stoen Operator

PGNiG Obrót Detaliczny obniża o 25 proc. ceny gazu dla firm

Największy sprzedawca detaliczny gazu PGNiG Obrót Detaliczny obniża o 25 proc. ceny gazu dla odbiorców biznesowych - poinformowała spółka. Obniżka cen zawartych w aktualnym cenniku „Gaz dla Biznesu” nr 9 ma obowiązywać do końca lutego.

Skorzystanie z obniżki nie wymaga od klientów podjęcia jakichkolwiek działań, w tym zawierania dodatkowych umów. "Ceny paliwa gazowego uwzględniające obniżkę, będą automatycznie zastosowane w rozliczenia style="text-align: justify;"ch" – wyjaśnił prezes PGNiG Paweł Majewski.

Spółka rzetelnie analizuje otoczenie rynkowe i będzie podejmować dalsze działania adekwatnie do zmian - poinformowało też PGNiG OD.

Jak podkreślił prezes PGNiG OD Henryk Mucha, obniżka dla biznesu to odpowiedź na obecnie zmieniające się ceny gazu na Towarowej Giełdzie Energii, gdzie zaopatruje się spółka.

"Jeszcze w grudniu ceny notowały rekordowe poziomy, obecnie spadły, jednak sytuacja rynkowa jest nadal bardzo niestabilna i nie można wykluczyć powrotu do trendu wzrostowego. Dlatego zdecydowaliśmy się na wprowadzenie obniżki, która będzie stanowiła realną pomoc dla takich podmiotów jak: piekarnie, zakłady fryzjerskie czy firmy usługowe" - poinformował Mucha. To rozwiązanie pozwoli obniżyć wysokość rachunków za gaz polskich przedsiębiorców o jedną czwartą – dodał.


Jak podkreślił wicepremier i minister aktywów państwowych Jacek Sasin, cytowany w komunikacie PGNiG OD, rząd wprowadził szereg zmian łagodzących skutki "gigantycznych podwyżek".

"Wdrożyliśmy dwie Tarcze Antyinflacyjne, znowelizowaliśmy prawo energetyczne, zadbaliśmy o odbiorców indywidualnych i podmioty wrażliwe. Prawo europejskie uniemożliwiło nam dodanie do tej grupy przedsiębiorców" - zwrócił uwagę Sasin. "Zleciłem, że gdy tylko pojawi się taka możliwość, należy podjąć działania, które ulżą również przedsiębiorcom. Udało się to zrobić. (...) Ze względu na to, że sytuacja na rynku nieco się stabilizuje, PGNiG Obrót Detaliczny może to uwzględnić" – dodał Sasin.

Jak podkreślił wicepremier, "na szczęście mamy firmy takie jak PGNiG Obrót Detaliczny, które pozostają w państwowych rękach".

Podstawą nowego systemu mają być elektrociepłownie OZE

Cały sektor energetyczny i okołoenergetyczny boryka się obecnie z problemem wynikającym z faktu, że choć efekt działalności przedsiębiorstw elektrociepłowniczych jest pożyteczny (dostarczane jest ciepło, produkowana jest użyteczna energia elektryczna), to jednocześnie powstaje mnóstwo efektów ubocznych, negatywnych dla człowieka i środowiska.

Strategia Europejskiego Zielonego Ładu wyznacza dwa główne cele: osiągnięcie przez państwa Wspólnoty neutralności klimatycznej oraz uniezależnienie ich wzrostu gospodarczego od zużycia surowców naturalnych. Żeby to osiągnąć, konieczna jest transformacja energetyki.

Wizję energetyki przyszłości w duchu Green Deal przekuwa na praktyczne rozwiązania Narodowe Centrum Badań i Rozwoju, które prowadzi serię przedsięwzięć finansowanych z Funduszy Europejskich w ramach Programu Inteligentny Rozwój. Kluczowe w kontekście dążenia do bezemisyjności – a także z perspektywy polskich portfeli – są projekty „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym” i „Magazynowanie energii elektrycznej”.

Osiągnięcie przez całą Unię Europejską neutralności klimatycznej to ogromne przedsięwzięcie i wydatek, który według założeń „Polityki energetycznej Polski do 2040 r.” (PEP2040) ma kosztować nasz kraj co najmniej 1,6 bln zł. Powyższy dokument to jedna z dziewięciu strategii zintegrowanych, wynikających ze „Strategii na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju”. PEP2040 ma być kompasem dla przedsiębiorców, samorządów i obywateli w zakresie transformacji polskiej gospodarki w kierunku niskoemisyjnym.

Wiedząc, że energia elektryczna pozyskiwana z odnawialnych źródeł jest kluczem do sukcesu transformacji, Narodowe Centrum Badań i Rozwoju zainicjowało serię przedsięwzięć finansowanych z Funduszy Europejskich, w tym komplementarne względem siebie projekty: „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym” oraz „Magazynowanie energii elektrycznej”.

Od ich realizacji zależy także zasobność Polaków, zwłaszcza że w ostatnich miesiącach obserwujemy, jak instalacje wykorzystujące paliwa kopalne borykają się z dostępnością surowców, a przede wszystkim z rosnącymi kosztami uprawnień do emisji dwutlenku węgla. W efekcie powoduje to spadek rentowności m.in. elektrociepłowni. W listopadzie 2021 r. cena tony CO2 przebiła barierę 70 euro, a w grudniu – aż 90 euro, co oznacza, że w ciągu minionego roku cena ta wzrosła niemal trzykrotnie! Przejście na odnawialne źródła energii jest w tym kontekście koniecznością i takich praktycznych rozwiązań poszukują dziś przedsiębiorstwa nie tylko z tego sektora.

To najwyższy czas, żeby zatroszczyć się o nowe technologie OZE w polskiej energetyce. Rozpoczęte już prace nad nowoczesnymi elektrociepłowniami oraz magazynami energii elektrycznej pomagają nam zrealizować Fundusze Europejskie. Pozwoli to zmniejszyć obciążenia środowiskowe oraz stawić czoło ogromnym wyzwaniom społeczno-gospodarczym, które stawia przed nami nadchodząca przyszłość. W realizowanych przedsięwzięciach wyciągamy rękę do rynku: wskazaliśmy konkretne problemy badawcze, dla których rozwiązań szukają wykonawcy realizujący prace B+R. Chcemy zmienić system produkcji energii elektrycznej w kraju, tak aby pozytywne zmiany odczuli wszyscy Polacy. W dalszej perspektywie przyczyni się to również do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego przyszłym pokoleniom – mówi dr inż. Wojciech Kamieniecki, dyrektor Narodowego Centrum Badań i Rozwoju.


Podstawa nowego systemu – elektrociepłownia OZE

Cały sektor energetyczny i okołoenergetyczny boryka się obecnie z problemem wynikającym z faktu, że choć efekt działalności przedsiębiorstw elektrociepłowniczych jest pożyteczny (dostarczane jest ciepło, produkowana jest użyteczna energia elektryczna), to jednocześnie powstaje mnóstwo efektów ubocznych, negatywnych dla człowieka i środowiska. Stąd konieczny jest zwrot w kierunku gospodarki obiegu zamkniętego, rekomendowany przez strategię Green Deal.

Dlatego w przedsięwzięciu „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym” kluczowym elementem opracowywanej technologii ma być układ kogeneracyjny wytwarzający prąd ze zmagazynowanej „zielonej” energii, przy równoczesnym pozyskiwaniu ciepła w kogeneratorze OZE.

Co jest istotą tej rewolucyjnej zmiany?

Tradycyjne układy kogeneracyjne polegają na wytwarzaniu energii elektrycznej przy okazji produkowania ciepła, czyli energia elektryczna jest wytwarzana niejako przy okazji wytwarzania ciepła. W praktyce oznacza to, że jest wytwarzana, gdy nie jest najbardziej potrzebna. Nowatorska idea kogeneracji działa odwrotnie. Energia jest produkowana wtedy, gdy potrzebny jest prąd, tzn. w momencie, gdy spada możliwość jego uzyskania z wiatru i słońca; ciepło natomiast jest produkowane przy okazji i magazynowane na czas, kiedy będzie potrzebne. Takie założenie jest znacznie tańszą substytucją magazynowania energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym. Ponieważ istotą rozwiązania są sezonowe magazyny ciepła sprzężone z układem pomp ciepła, mogą one gromadzić energię cieplną wytwarzaną z nadwyżek produkcyjnych OZE latem i zimą oraz energii słonecznej produkowanej przez kolektory słoneczne latem.

Klucz do sukcesu nowego systemu – magazynowanie energii

Magazynowanie energii elektrycznej jest fundamentem przyszłego systemu energetycznego zarówno w Polsce, jak i na świecie. Niedawno media obiegła informacja, że w Australii uruchomiono właśnie największy magazyn energii elektrycznej, jaki kiedykolwiek zbudowano: ma on pojemność 450 MWh. Magazyny energii elektrycznej potrzebne są wszędzie, ponieważ prąd, zgodnie z dyrektywą o integracji sektorów, stanie się podstawowym nośnikiem energii dla wszystkich sektorów gospodarki, w tym dla transportu i dla ciepłownictwa.

Popyt na produkty „zielonej” energetyki i ciepłownictwa nie musi być największy wtedy, kiedy jest możliwa produkcja. Należy brać pod uwagę zmienność generacji źródeł OZE w cyklu dobowym czy sezonowym – np. okresy, kiedy wieje silny wiatr lub bezwietrzne, miesiące o wysokim/niskim nasłonecznieniu. Stąd energetyka musi się nauczyć, w jaki sposób wykorzystywać nadwyżkową produkcję i przechowywać ją w celu późniejszego wykorzystania czy zastosowania – a Narodowe Centrum Badań i Rozwoju wie, jak jej w tym pomóc.

Dzięki przedsięwzięciu „Magazynowanie energii elektrycznej” zostanie rozwiązany problem znacznego zapotrzebowania na akumulację energii dla zastosowań domowych i przemysłowych, co spowodowane jest jej nierównomierną produkcją z OZE. Co ważne, opracowana technologia oprócz zasilania domu w energię będzie mogła być wykorzystana także np. do ładowania samochodu. Z opracowanych rozwiązań ogromne korzyści będą czerpać także instytucje i przedsiębiorcy, np. szpitale czy hotele, ze względu na zapewnienie stabilności ich pracy i wzrost poziomu samowystarczalności energetycznej. Technologia ta może być znaczącym wsparciem również dla farm fotowoltaicznych i wiatrowych, które dzięki niej ustabilizują swój system.

W ramach prowadzonego przedsięwzięcia powstanie magazyn chemiczny oraz element sterujący i elektrotechniczny niezbędny do podłączenia do sieci. Istotną informacją jest również to, że będzie on bazował na surowcach dostępnych w Polsce.

Priorytety Unii Europejskiej i polski interes

Wspomniane przedsięwzięcia, prowadzone w trybie zamówień przedkomercyjnych, przyczynią się do osiągnięcia priorytetowych celów stawianych przez UE w strategii Europejskiego Zielonego Ładu. Jest to plan mający na celu przekształcenie Unii w nowoczesną i konkurencyjną gospodarkę, która w 2050 r. osiągnie m.in. zerowy poziom emisji gazów cieplarnianych. Projekty te adresują zarazem potrzeby społeczno-gospodarcze naszego kraju.

W ramach „zielonej” transformacji pod skrzydłami NCBR w serii przedsięwzięć, które weszły już w fazę realizacji prac badawczo-rozwojowych, opracowane mają być ponadto – wraz z demonstratorami – ciepłownie przyszłości, innowacyjne biogazownie, technologie magazynowania ciepła i chłodu, budynki efektywne energetycznie i procesowo, wentylacja dla szkół i domów, oczyszczalnie przyszłości oraz technologie domowej retencji. Projekty, nad którymi pracują już wykonawcy, to szansa dla Polski na czystsze środowisko, zdrowsze społeczeństwo i nowoczesną, konkurencyjną gospodarkę.

Uwaga na fake newsy dotyczące cen gazu

Władze Warszawy zaatakowały dostawców energii za wysokie ceny rachunków. Ci odpowiedzieli, że najwyższe podwyżki dotyczą biznesu, a nie prywatnych gospodarstw domowych. Teraz PGNiG ujawniło, że tylko w 2021 r. wpłynęło do nich ponad 1,5 tys. wniosków o rozliczanie mieszkańców wg. cen taryfowych

Tuż przed końcem 2021 r. media obiegły doniesienia stołecznego ratusza o podwyżkach gazu m.in w mieszkaniach komunalnych w Wawrze i we Włochach. Wiceprezydent Warszawy, Renata Kaznowska poinformowała, że jedna z miejskich przychodni ma w 2022 r. zapłacić za gaz ponad 800 proc. więcej niż rok temu.

PGNiG odpowiedziało więc, że zgodnie z obowiązującymi przepisami oraz Komunikatami Prezesa URE spółdzielnie i wspólnoty mieszkaniowe składające się w całości z gospodarstw domowych mogą od 2018 r. występować o rozliczanie ceny gazu zgodnie z obowiązującą taryfą, czyli znacznie korzystniejszymi stawkami.

Zaznaczono, że w tym celu wystarczy złożyć odpowiedni wniosek.

PGNiG OD w mediach społecznościowych prezentuje specjalną grafikę. Podkreśla w niej, że tylko w 2021 r. do spółki wpłynęło 1561 wniosków od wspólnot, spółdzielni, zarządców itd. z całej Polski o rozliczanie mieszkańców według cen taryfowych.





PGNiG tłumaczyło we wcześniejszych komunikatach, że w latach ubiegłych, kiedy dla klienta biznesowego możliwym było uzyskanie cen korzystniejszych od ceny taryfowej, były przypadki spółdzielni i wspólnot wnioskujących o takie właśnie wyceny, „deklarujących zużywanie gazu na inne potrzeby”.

Z informacji przekazanych w komunikacie wynikało, że z ponad 7,1 mln klientów PGNiG OD, około 6,85 mln stanowią gospodarstwa domowe, którym gaz jest sprzedawany na podstawie obowiązującej taryfy zaakceptowanej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

Pozostałą część, a więc około 290 tys. odbiorców, stanowią pozostali klienci, którzy nie są objęci taryfą.

Pragniemy w tej sytuacji podkreślić, że gospodarstwa domowe objęte taryfą stanowią ponad 95 proc. naszych klientów, co pokazuje skalę ochrony polskich rodzin przed drastycznymi podwyżkami cen, płynącą z ostatniej nowelizacji prawa energetycznego – napisano w komunikacie PGNiG


Nowy projekt wiceministra Sasina

Przygotowaliśmy rozwiązanie ustawowe zakładające, że spółdzielnie i wspólnoty mieszkaniowe będą w całości objęte taryfami na gaz, a lokale użytkowe będą z nich wyłączane – poinformował we wtorek wicepremier, minister aktywów państwowych Jacek Sasin.

Rozwiązanie obejmie również instytucje publiczne – szpitale, szkoły domy pomocy społecznej, przedszkola czyli miejsca, dla których tegoroczne podwyżki cen gazu są najbardziej odczuwalne.

Jak oświadczył wicepremier Sasin, rozwiązanie polega na tym, że spółdzielnie i wspólnoty zostaną co do zasady uznane za zbiory lokali mieszkalnych i w związku z tym automatycznie zostaną objęte taryfami na gaz. 

Obecnie zarządcy wspólnot czy spółdzielni mogą zgłaszać na specjalnej deklaracji dla sprzedawcy gazu, jaka część paliwa trafia do lokali mieszkalnych i w związku z tym może być objęta cenami regulowanymi z taryf.

Wg wicepremiera nowe rozwiązanie powinno zostać przyjęte na następnym posiedzeniu Sejmu w przyszłym tygodniu, a przepisy mają obowiązywać wstecznie, od 1 stycznia 2022

Do kampanii edukacyjnej dołącza URE

Zgodnie z obowiązującymi przepisami, Prezes URE zatwierdza taryfy na gaz sprzedawany wyłącznie odbiorcom w gospodarstwach domowych.

Oznacza to, że każdy indywidualny odbiorca paliwa gazowego (gospodarstwo domowe lub kupujący gaz na jego potrzeby zarządca lub właściciel budynku wielolokalowego), ma możliwość wyboru pomiędzy ceną gazu zatwierdzoną przez Prezesa URE (taryfą), a tzw. stawkami wolnorynkowymi, w które nie ingeruje regulator i które sprzedawcy paliwa gazowego oferują swoim klientom.

W związku z pojawiającymi się wątpliwościami co do stosowania taryf zatwierdzonych przez Prezesa URE w przypadkach, gdy paliwo gazowe jest dostarczane do budynków, gdzie odbiorcą („pośrednikiem”) jest właściciel lub zarządca budynku wielolokalowego, a faktycznym beneficjentem gospodarstwo domowe, trzy lata temu Regulator opublikował stanowisko w tej sprawie.

Co ważne, stanowisko regulatora ma zastosowanie wyłącznie w przypadkach, gdy gospodarstwa domowe skupione w ramach np. wspólnoty czy spółdzielni, nie posiadają indywidulanych liczników zużycia paliwa gazowego i są rozliczne przez jednego właściciela lub zarządcę budynku na podstawie odczytów ze wspólnego opomiarowania.

Należy przy tym podkreślić, że takie przypadki należą do zdecydowanej mniejszości w naszym kraju, bowiem znaczna większość odbiorców w gospodarstwach domowych posiada indywidualne liczniki. Oznacza to, że w przeważającej części stroną umowy ze sprzedawca gazu są indywidulani odbiorcy, a jedynie niewielka część odbiorców jest „zaopatrywana” na zasadach przewidzianych w prawie energetycznym przez właścicieli lub zarządców budynków wielolokalowych (wtedy to ten podmiot jest stroną umowy ze spółką obrotu).

Jeśli zatem indywidualni użytkownicy paliwa gazowego w gospodarstwie domowym zużywający gaz na potrzeby tego gospodarstwa, ze względu na uwarunkowania techniczne nie dokonują sami zakupu i rozliczenia zużytego gazu, a takich zakupów dokonuje zarządca lub właściciel budynku wielolokalowego, w ocenie Prezesa URE - wyrażonej w Komunikacie 76/2018 - do rozliczeń za paliwo gazowe zastosowanie powinny mieć ceny z taryf zatwierdzanych przez Regulatora.

Stanowisko to dotyczy również zakupów gazu dla kotłowni, jeśli jest ona częścią wspólnoty i jeśli w takiej kotłowni nie jest prowadzona odrębna działalność gospodarcza.

Jak skorzystać z taryfy?

Wskazane powyżej zasady rozliczeń powinny być ujęte w umowie zawartej przez właściciela lub zarządcę budynku ze sprzedawcą gazu. Zatem to te podmioty powinny zwrócić się do sprzedawcy paliwa gazowego z wnioskiem o zastosowanie w odniesieniu do określonego wolumenu gazu przeznaczonego dla gospodarstw domowych stawek taryfowych. Stosowną argumentację przedsiębiorcy, który świadczy sprzedaż, przedkłada zawsze klient będący stroną umowy – w tym przypadku zarządca lub właściciel budynku wielolokalowego. Ważne jest, aby podmiot składający takie oświadczenie, najpierw dokonał  oceny, czy jest uprawniony do korzystania z taryfy.

Należy przy tym wziąć pod uwagę przede wszystkim dwa podstawowe kryteria:
  • faktycznym użytkownikiem paliwa gazowego, którego sprzedaż ma być objęta taryfą zatwierdzoną przez Prezesa URE,  są wyłącznie gospodarstwa domowe,
  • zarządca budynku nie jest aktualnie związany umową na sprzedaż paliwa gazowego wg stawek wolnorynkowych, której zapisy uniemożliwiają zerwanie kontraktu w dowolnym momencie.

Sprzedawca gazu, po otrzymaniu takiego oświadczenia, powinien je rozpatrzyć i udzielić wnioskodawcy odpowiedzi.

Dopiero w sytuacjach, kiedy sprzedawca odmówi zastosowania taryfy, a właściciel lub zarządca budynku nie zgadza się z argumentacją uzasadniającą odmowę, należy zwrócić się do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.




URE przypomina jednocześnie, że regulowana taryfa na sprzedaż paliw gazowych to cena maksymalna. Sprzedawcy mogą oferować gaz odbiorcom końcowym po cenach poniżej taryfy, zależnie od m.in. bieżących cen gazu.


Ruszył specjalny serwis informacyjny poświęcony cenom gazu

Od kilku tygodni w sieci pod adresem https://coztymgazem.pl/ trwa kampania edukacyjna dotycząca cen gazu. To kompendium wiedzy dla obywateli umożliwiające zrozumienie mechanizmów kształtujących tegoroczne ceny gazu. 
Produkcja energii elektrycznej z OZE - podsumowanie roku 2021

Przy ogólnym wzroście produkcji energii, grudzień przyniósł spadki generacji trzech źródeł niskoemisyjnych: fotowoltaiki, elektrowni biomasowych i gazowych. Wraz ze wzrostem generacji z najbardziej emisyjnych źródeł nastąpił jednocześnie niespotykany wcześniej, wzrost cen energii.

Grudzień 2021 r. w Polsce przyniósł spektakularny wzrost zapotrzebowanie na energię elektryczną z 14,9 TWh w listopadzie do 16,2 TWh. Było to najwyższe miesięczne zużycie energii odnotowane w statystykach ENTSO-E. Ma to swoje skutki ekonomiczne i środowiskowe, które stają się bardziej oczywiste gdy na trendy miesięczne popatrzymy z perspektywy  całego roku, a nawet z szerszej perspektywy ostatnich trzech lat zakłócanych przez pandemię. 

Biorąc po uwagę cały 2021 r. krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną wzrosło o 5,7 pp. względem roku ubiegłego. Dominujący udział w produkcji energii w grudniu miały elektrownie na węgiel (76 proc.), w tym brunatny (28,3 proc.) i kamienny (47,7 proc.), przy czym węgiel brunatny zanotował wzrost o 3,8 pp., a kamienny spadek o 2,8 pp. Trzecim źródłem energii były elektrownie wiatrowe odpowiadające za 11,6 proc. (spadek o 0,2 pp., pomimo wzrostu generacji m/m o niemal 100 GWh). 

Przy ogólnym wzroście produkcji energii, grudzień przyniósł spadki generacji trzech źródeł niskoemisyjnych: fotowoltaiki, elektrowni biomasowych i gazowych. Wraz ze wzrostem generacji z najbardziej emisyjnych źródeł nastąpił jednocześnie niespotykany wcześniej, wzrost cen energii. Przedłużył niekorzystne trendy w energetyce widoczne zasadniczo przez cały 2021 r. w Polsce, Niemczech i w niektórych innych krajach UE (o czym dalej). 

Przyczyną regresu jest kilkuletni brak znaczących inwestycji w nowoczesne technologie (oszczędzanie na CAPEX) i przywiązanie do życia z renty zacofania, bez zwracania uwagi na kwestie środowiskowe i dobrostan społeczno-gospodarczy za 5-10 lat (doraźne „dosypywanie” paliw kopalnych do starych źródeł konwersji energii czyli „pompowanie” OPEX, bez baczenia na ceny energii). Transformacja energetyczna w kierunku OZE (nie wspominając nawet o klimatycznej) została spowolniona w wielu krajach i  nie  jest to tylko polska „specjalność”. Ale wystarczy popatrzeć na dane GUS (oczywiście niepełne). Nakłady inwestycyjne na wytwarzanie energii wynosiły 24,8 mld zł w 2019 r., 23,3 mld zł w 2020 r. i tylko 12,2 mld zł w 2021 r. Przy rekordzie inwestycji w 2021 r. w nowe moce PV (nakłady rzędu 11 mld zł, choć PV wniosła tylko 0,6 proc. energii w grudniu i 2,7 proc. w całym 2021 r.), innych znaczących nowych inwestycji „CAPEX-owych” w nowoczesne technologie w zasadzie nie było od dawna. Wpływ „nic-nie-robienia” odczuły pozytywnie biznesy zasiedziałe, a negatywnie odczują, pomijając kwestie środowiskowe (czyli problemy dotyczące nas wszystkich), odbiorcy energii.

W Polsce w 2021 r. sama struktura produkcji energii elektrycznej nie zmieniła się istotnie w porównaniu z rokiem ubiegłym. Spadek udziału węgla kamiennego wyniósł zaledwie 0,2 pp. natomiast udział węgla brunatnego wzrósł o 1,2 pp. Niewielki spadek nastąpił również w przypadku gazu ziemnego o 1,2 pp. 

Po fotowoltaicznym boomie z 2020 r., kolejny rok był również dobry pod względem przyrostu mocy zainstalowanej. Na koniec października 2021 r. moc zainstalowana w PV wynosiła 6687,5 MW, natomiast w 2020 r. wynosiła 3936 MW, czyli przybyło  2751,5 MW, a do końca roku przewidywany jest dodatkowy wzrost. Udział energii z PV w wytwarzaniu energii  wzrósł z 1,5 proc. do 2,9 proc. Na koniec listopada 2021 r. moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych wynosiła 7185 MW w porównaniu do 6350 MW na koniec 2020 r. Pomimo wzrostu prawie o 1 GW mocy produkcja energii pozostała na podobnym poziomie, a w strukturze całej generacji udział energii z wiatru spadł z 10,8 proc. do 9,4 proc. 

Przyczyną regresu w OZE był nie tego fakt, że 2021 r. był gorszym pod względem wietrzności, ale przede wszystkim wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną spowodowany został reakcją na wychodzenie z III fali pandemii – wzrostem zapotrzebowania na energię (mianownik). 



Patrząc w perspektywie trzech ostatnich lat 2019-2021, można postawić tezę, że struktura energetyki została zakonserwowana, a sektor sprawnie przerzuca koszty na odbiorców i na podatnika. Patrząc z tej perspektywy zmiany nie są znaczące. W strukturze miksu energetycznego nastąpił niewielki spadek udziału węgla brunatnego o 0,2 pp. i węgla kamiennego o 2,6 pp. Gaz ziemny stanowił 7,6 proc. udziału w porównaniu do 7,3 proc. w 2019 r. Największą zmianą jest wzrost udziału energii z fotowoltaiki z 0,5 proc. do prawie 3 proc. (wzrost nowych mocy o ponad 5,2 GW). W ciągu 3 lat wzrost udziałów energii elektrycznej z OZE wynosił 0,8 proc. rocznie i doszedł o poziomu 13,6 proc.



Takie tempo transformacji w kierunku zerowej emisji „net zero”, jak w ostatnich 3 latach oznacza, że cel neutralności klimatycznej osiągniemy w … 2130 r. (!), pokonując wszystkich innych w utrwalaniu status quo. Chiny, Indie, a nawet Kazachstan i Wenezuela wobec Polski okażą się oderwanymi od realiów „progresistami” (net-zero ok. 2060-2070). Z tym, że Indie na COP-26 w Glasgow zapowiedziały, że co prawda net-zero będzie w 2070 r., ale już w 2030 r. będą miały już 50-proc. udział energii z OZE (Polska wg obecnych trendów w 2030 r. dojdzie zaledwie do 20,8 proc. udziału energii z OZE, co postawiłoby nas na poziome krajów trzeciego świata i wykluczyło z gospodarki światowej).

W 2021 r. w Polsce produkcja energii elektrycznej z węgla wzrosła, aż o 16 pp. w stosunku do roku ubiegłego. Energia z gazu ziemnego pozostała na podobnym poziomie, tak samo jak zielona energia z elektrowni wiatrowych, które w przeciągu roku wyprodukowały ponad 15,2 TWh i są głównym źródłem zielonej energii. Starując z niskich poziomów, w 2021 r. duży wzrost, podobnie jak w 2020, wykazała fotowoltaika, bo aż o 125 proc. produkując 4,6 TWh (w roku ubiegłym było to ponad połowę mniej – 2,05 TWh). 
Ilość energii elektrycznej produkowanej w 2021 r. wg źródeł wytwarzania przedstawia wykres poniżej.



Tak jak zaznaczono na początku, polska energetyka nie jest osamotniona w przekonaniu, aby robić jak najmniej i dryfować, trwać wytrwale w walce z postępem, wiedzą naukową  i zmianami. Nawet „zielone” deklaracje narodowych koncernów energetycznych i paliwowych, że dalej tak się nie da, odbierane są jak „bajki z mchu i paproci” (na użytek znienawidzonych rynków finansowych i dla zmylenia biurokratów unijnych). Ale zagraniczne koncerny i niektóre rządy też poczuły, że ciągła transformacja energetyczna (ile można?) jest trochę męcząca i naciskają swoje rządy  mówiąc "langsam". 

I tak w Niemczech w 2021 r. struktura miksu energetycznego też nieznacznie się zmieniła względem roku poprzedniego, ale na niekorzyść transformacji. Udział węgla, zarówno kamiennego jak i brunatnego, wzrósł w strukturze wytwórczej energii: kamiennego o 3,3 pp. i brunatnego 2,7 pp., natomiast jego zużycie do produkcji energii wzrosło dużo więcej – węgla kamiennego o 49 proc., a brunatnego o 17 proc. w stosunku do 2020 r. (z 34,9 TWh do 51,8 TWh dla kamiennego i z 83,4 TWh do 98,1 TWh dla brunatnego). Pomimo rocznego spadku produkcji energii z elektrowni wiatrowych o 12,7 pp. i tak energia wiatru stanowiła największy udział: 23 proc. energii elektrycznej w 2021 r. (spadek z 26,8 proc.). Drugim największym źródłem OZE była fotowoltaika, która odpowiadała, podobnie jak rok temu, za 9,5 proc. energii elektrycznej. Zapotrzebowanie krajowe na energię w Niemczech wzrosło niewiele, jedynie o 1,8 proc.



Spowolnienie „Energiewende” to nie jedyny problem naszego zachodniego sąsiada. Już 1 stycznia tego roku można było zauważyć skutki wprowadzania w życie planu wyłączania elektrowni atomowych w Niemczech. Z końcem 2021 r. zostały wyłączone z systemu elektroenergetycznego trzy jednostki jądrowe o łącznej mocy ponad 4 GW. Odpowiadały one za ok. połowę mocy elektrowni jądrowych w Niemczech (do końca 2022 r. wszystkie niemieckie elektrownie jądrowe zostaną zamknięte). Ubytek takiej mocy należało w sposób odpowiedni uzupełnić. Obecnie (z początkiem roku), ze względu na panujące warunki pogodowe (nieznaczna generacja PV), brakującą energię wytwarzają elektrownie wiatrowe. Porównując 4 grudnia 2019 i 2021 r., oraz 4 stycznia 2021 r. można zauważyć, że w tych dniach, w dużym stopniu, do zbilansowania miksu przyczyniają się elektrownie wiatrowe. Porównując pojedyncze dni z 2019 i 2022 r. widać, że przy podobnym udziale energii z wiatru i zmniejszeniu mocy elektrowni atomowych, uzupełnieniem brakujących mocy jest węgiel kamienny.



Pomimo wcześniejszej deklaracji rządu Angeli Merkel odchodzenia od węgla do 2038 r. (i skrócenia tego okresu do 2030 r. wg  najnowszej deklaracji rządu Olafa Scholza), rok 2021 pokazał, że póki co zapowiedzi nie do końca są realizowane. Widać jednak, że tania energetyka wiatrowa  przejmuje deficyt generacji  po  wycofywanej w trybie decyzji politycznej (bez szans na „repowering”) drożejącej energetyki jądrowej. Pomimo "wypadnięcia" 4 GW niemiecki system energetyczny działa bez zarzutu. Niemcy spowolnili, ale idą dalej.

Także w Europie udział węgla brunatnego i kamiennego w produkcji energii w 2021 r. wzrósł o ok. 1,1 pp., natomiast samo jego zużycie wzrosło w przypadku węgla kamiennego o 28,5 proc., a brunatnego o 19 proc. Ogólnie węgiel w produkcji energii elektrycznej w 2021 r. stanowił 16,26 proc. Energetyka wiatrowa z udziałem 14,8 proc. była największym źródłem OZE w strukturze generacji energii w UE w całym 2021 r. Elektrownie wodne miały udział 12,9 proc., a fotowoltaika blisko 5,5 proc. Ogólnie, OZE w produkcji energii elektrycznej w 2021 r. stanowiły 37,6 proc. – to dobry wynik, dwukrotnie lepszy od krajowego. 

W elektrowniach jądrowych wyprodukowano 28 proc. energii, niewiele więcej niż rok wcześniej. Na relatywnie podobnym poziomie w 2021 r. pozostało zużycie gazu ziemnego – 19,2 proc., jedynie 2,7 pp. mniej niż w 2020 r. Strukturę produkcji energii elektrycznej UE-27 wg źródeł przedstawia poniższy wykres.



UE wg Eurostat  osiągnęła też swój cel udziału energii z OZE (wszystkie rodzaje OZE i wszystkie nośniki) w końcowym zużyciu energii 2020 r. na poziomie minimum 20 proc. (przekroczyła go o 2pp.), a znaczący w tym udział – 22,1 proc. – miała energia elektryczna (w Polsce o realizacji 15-proc. celu zdecydowały dane o zużyciu drewna w celach grzewczych, a energia elektryczna z OZE miała tylko 3,1-proc. udział). Mamy w Polsce ewidentny problem z energią elektryczną z OZE.

Zmiany roczne na przestrzeni ostatnich trzech lat (2019-2021) w produkcji energii elektrycznej w Polsce w Niemczech na tle UE zestawiono w tabeli poniżej. 



Na koniec 2021 r. obraz transformacji energetycznej i ochrony klimatu w UE nie jest jednoznaczny ani tym bardziej pozytywny. W dobie pandemii Polska, Niemcy i inne kraje spowalniają transformację, co oczywiście można zrozumieć. Ale w końcu pandemia się skończy, gospodarka ruszy swoim tempem, a kraje zaczną zastanawiać się nad energetyką. To właśnie UE (17 proc. światowego PKB) z „Zielonym Ładem”, systemem ETS (dopiero zaczyna działać), zieloną taksonomią, granicznym podatkiem węglowym i pakietem „Fit-for-55” (dyskusja właśnie się rozpoczyna) wyznaczy światowe trendy w energetyce w najbliższych latach. Inni będą spowalniać, krytykować, robić ostatnie interesy na paliwach kopalnych i tworzyć przypisy do historii, ale już nic nowego do energetyki nie wniosą.  

Grzegorz Wiśniewski
Prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej
W 2022 zmiany nawyków pozwolą zredukować zużycie energii nawet o 20 proc

Jak szacuje GUS, w ostatnim dziesięcioleciu Polacy zwiększyli zużycie energii elektrycznej blisko o 1/3. Warto zmotywować się do większej dyscypliny i zacząć oszczędzać prąd. Wówczas nie odczujemy wzrostu cen albo odczujemy je minimalnie - uważa dr. hab. Mariusz Ruszel, prof. Wydziału Zarządzania Politechniki Rzeszowskiej, prezesem Instytutu Polityki Energetycznej im. Ignacego Łukasiewicza:

dr. hab. Mariusz Ruszel na łamach portalu money.pl komentuje zmiany taryf, które zaczną obowiązywać od 1 stycznia 2022

dr. hab. Mariusz Ruszel: Ceny energii elektrycznej rosną na całym świecie. W Europie głównym czynnikiem wpływającym na wysokość rachunków są rekordowo wysokie ceny za jednostkę uprawnień do emisji CO2. W tym momencie jest to już 90 euro za tonę (jeszcze kilka lat temu mówiono o 8 euro, swego czasu Komisja Europejska zakładała, że będzie to maksymalnie 40 euro). Dynamika wzrostu cen energii elektrycznej w stosunku do siły nabywczej pieniądza jest w Polsce jeszcze bardziej odczuwalna niż w innych krajach europejskich, co wynika z zamożności portfela.

W perspektywie najbliższych miesięcy możemy spodziewać się kolejnych podwyżek. Wynika to z kilku kwestii, m.in. spekulacji ETS (unijnym systemem handlu uprawieniami do emisji CO2 – przyp. red.) oraz skali planowanych inwestycji. Czeka nas modernizacja infrastruktury elektroenergetycznej, budowa nowych mocy oraz proces transformacji energetycznej, a więc stopniowe odchodzenie od węgla, rozbudowa mocy gazowych i docelowo budowa elektrowni jądrowej, a także rozwój gospodarki wodorowej. Trzeba przy tym pamiętać, że nasze kable elektroenergetyczne w wielu miejscach mają po 30, 40, 50 lat. Do tego dochodzi tzw. rynek mocy oraz rozwój sektora energetyki odnawialnej, który – z uwagi na brak magazynów energii – nie do końca jest stabilny.

Patrząc na mapę rozkładu cen energii elektrycznej, najniższe są w Norwegii czy w ogóle na rynku skandynawskim. Jak to możliwe? Norweska elektroenergetyka opiera się na hydroelektrowniach, które są wykorzystywane jako quazi-magazyny energii. Podobnie robią Szwajcarzy i Austriacy.

Przydomowe magazyny na energię elektryczną spięte z fotowoltaiką, to jeden z modeli, który każdemu z nas może przynieść konkretne oszczędności. Ci, którzy skorzystali z dotacji i zainwestowali w domowe instalacje np. fotowoltaiczne oraz w perspektywie czasu dołożą do tego magazyny na energię elektryczną, na co na pewno też będą dotacje, wygrają. Raz, że nie odczują podwyżek, a dwa, że w dużej mierze będą samodzielnie tę moc wytwarzać.Gdyby Europa przeprowadzała proces transformacji energetycznej w logicznym modelu: najpierw rozbudowujemy magazyny na energię elektryczną, a następnie przyspieszamy z energetyką odnawialną, nie byłoby problemu ze stabilizowaniem sieci, konieczności tworzenia aż tak daleko idącego "backupu" w postaci energetyki tradycyjnej, ani takich spekulacji na rynku energetycznym. Można dziś postawić pytanie, co by było gdyby dziś funkcjonowała elektrownia jądrowa w Żarnowcu.

money.pl pyta również o wyzwania stojące przed Polską w kontekście polityki energetycznej

dr. hab. Mariusz Ruszel: Jeśli chodzi o czekające nas inwestycje, to wyzwaniem będzie mądre wydawanie pieniędzy, także tych pochodzących z dotacji. Powinniśmy inwestować we wzrost efektywności energetycznej systemu i ograniczanie strat. Na samym przesyle tracimy obecnie 7-8 proc. energii.

Ważne jest także stworzenie własnego modelu transformacji energetycznej, który pozwoli zachować konkurencyjność gospodarki, kontrolę właścicielską nad infrastrukturą i doprowadzi do tego, że energetyka stanie się bodźcem do powstania nowych miejsc pracy i wzmacniania bilansu handlowego w zakresie wymiany handlowej i eksportu. To jest dziś największe wyzwanie.

Rozmówca portalu money.pl potwierdza to, o czym będziemy bardzo często rozmawiali w Nowym 2022 Roku. Musimy nauczyć się domowej efektywności energetycznej

dr. hab. Mariusz Ruszel: (...)  my – konsumenci powinniśmy zastanowić się, jakie działania możemy podjąć, także w kontekście zmiany dotychczasowych nawyków.

Jak szacuje GUS, w ostatnim dziesięcioleciu Polacy zwiększyli zużycie energii elektrycznej blisko o 1/3. Korzystamy z coraz większej liczby urządzeń: telefonów, laptopów czy tabletów. Co więcej, wielu z nas zostawia zapalone światło w pomieszczeniach, w których nie przebywa w danej chwili. Mamy też bardzo dużo urządzeń, które w trybie stand by pracują przez całą noc. Pobierają one 5, czasami 10 proc. mocy danego odbiornika, co w skali miesiąca daje całkiem sporą wartość. Straty generuje też stale podpięta do gniazdka ładowarka od telefonu czy laptopa.

Proste zmiany nawyków pozwalają zredukować zużycie energii nawet o 20 proc. Wiedząc więc, że będą podwyżki, warto zmotywować się do większej dyscypliny i zacząć oszczędzać prąd. Wówczas nie odczujemy wzrostu cen albo odczujemy je minimalnie.Pamiętajmy, że pomysłów osłonowych na dłuższą metę nie wystarczy. Pieniądze, m.in. w tarczy antyinflacyjnej, pochodzą z budżetu państwa, a to nie jest studnia bez dna.

Autor: Redakcja CIRE.PL
Rok 2021 w energetyce - kryzys, inflacja, dekarbonizacja

W ramach naszego cyklu podsumowań roku zapraszamy do przeglądu najważniejszych wydarzeń, które zdominowały ostatnie 12 miesięcy w polskiej energetyce

Najważniejsze wydarzenia

Najważniejszym wydarzeniem mijającego roku były ceny emisji CO2 zaczynające dławić opartą na węglu polską energetykę. Mówili o tym energetycy, politycy, temat stał się wszechobecny również w mediach, można zatem powiedzieć, że w 2021 ceny emisji CO2 przebiły świadomościowy "szklany sufit" i stały się tematem codziennych rozmów w polskich domach.  Przypomnijmy, że rok 2021 zaczynaliśmy poziomem cen 33,69 euro za tonę, przeprowadzona w środę 8 grudnia na EEX w imieniu Polski aukcja uprawnień do emisji CO2 została rozliczona po kursie 87,45 euro. Cena wytworzenia energii elektrycznej składa się w ponad połowie z kosztów zakupu uprawnień do emisji, a tylko jego druga część to faktyczny koszt produkcji. 

Zbicie cen praw do emisji dwutlenku węgla stało się w tym roku nowym celem politycznym polskiego rządu. Podstawą polskiej diagnozy jest to, że dopuszczenie do ETS instytucji finansowych spowodowało, iż uprawnienia emisyjne stały się atrakcyjnym instrumentem spekulacyjnym. Najdalej idące propozycje mówią o odcięciu od ETS tych graczy, którzy nie kupują uprawnień na własne potrzeby, lub ograniczeniu ich wpływu na ceny. 

Inne propozycje mające ograniczyć udział podmiotów finansowych dotyczą np. wprowadzenia dla nich limitu transakcyjnego albo podatku od transakcji. Mówi się też o wyłączeniu ich z aukcji w pierwszym kwartale każdego roku lub wprowadzeniu maksymalnej kwoty oferty na aukcjach uprawnień, co byłoby już bezpośrednią interwencją.

Oprócz tego jest pakiet pomysłów, których celem jest „wykorzystanie lub wzmocnienie istniejących zabezpieczeń”. Chodzi o to, że w ETS już dziś istnieją mechanizmy pozwalające na interwencję w przypadku dużego wzrostu cen, które jednak ‒ jak podkreśla polski rząd ‒ nie działają.

Ostatnia propozycja to objęcie tymczasową ochroną konkretnych instalacji, które mogą mieć znaczący wpływ na ubóstwo energetyczne. W przypadku Polski chodzi głównie o elektrociepłownie, które są opalane węglem i w które biją jednocześnie wzrost ceny paliwa oraz skok ceny uprawnień ETS.

W 2022 czeka nas poważna, europejska debata o systemie EU ETS.

Oprócz szalejących cen uprawnień do emisji CO2, z tego roku zapamiętujemy również

1. Pierwszą od 9 lat podwyżkę stóp procentowych
2. Rekordową inflację
3. Działania polskiego rządu w ramach Tarczy Antyinflacyjnej chroniące gospodarstwa domowe

Zmiany personalne

Najważniejszymi wydarzeniami mijającego roku były zmiany w Ministerstwie Aktywów Państwowych oraz Ministerstwie Klimatu i Środowiska.

W październiku z MAP odszedł Artur Soboń. Soboń pełnił funkcję sekretarza stanu w Ministerstwie Aktywów Państwowych od 5 grudnia 2019 r. Od września 2020 r. był też Pełnomocnikiem Rządu do spraw transformacji spółek energetycznych i górnictwa węglowego. Jak pamiętamy to minister Soboń odpowiadał za porozumienie rządu z branżą górniczą. Soboń był głównym przedstawicielem rządu w rozmowach z górniczymi związkami zawodowymi na temat umowy społecznej, określającej daty zamykania kopalń węgla energetycznego, pakiety socjalne dla górników i mechanizm dotowania nierentownych zakładów wydobywczych. Do porozumienia miało dojść w połowie grudnia 2020 r., ale udało się to dopiero w tym roku w kwietniu. Do dziś nie zakończyły się negocjacje z Komisją Europejską w sprawie mechanizmów pomocy publicznej dla branży górniczej zawartych w umowie społecznej rządu i górników. Zgoda KE na pomoc publiczną dla górnictwa na zasadach zaproponowanych przez stronę polską jest warunkiem wejścia w życie umowy. Umowa społeczna, która obecnie jest przedmiotem negocjacji w KE zakłada m.in : systematyczne wygaszanie polskich kopalń węgla kamiennego w perspektywie do 2049 roku, gwarancje osłon socjalnych dla górników odchodzących z pracy oraz dopłaty do redukcji zdolności wydobywczych, tworzy także mechanizm finansowego wsparcia niezbędnego do transformacji Śląska. Na początku grudnia nowym pełnomocnikiem rządu do spraw transformacji spółek energetycznych i górnictwa węglowego został Piotr Pyzik.

Pod koniec października nowym ministrem klimatu została Anna Moskwa która po niedługiej przerwie wróciła do rządu. W latach 2017-2020 była podsekretarzem stanu w Ministerstwie Gospodarki Morskiej i Żeglugi Śródlądowej. Do października resortem klimatu i środowiska zarządzał Michał Kurtyka. Z dymisji Kurtyki najbardziej zadowoleni byli związkowcy, którzy Kurtykę obarczali odpowiedzialnością za impas w negocjacjach w sprawie Turowa. 6 lutego 2022 minie 100 dni od nominacji Anny Moskwy na stanowisko ministra, sfinalizowanie do tego czasu negocjacji w sprawie kopalni Turów będzie na pewno sporym sukcesem. 

Oprócz zmian w rządzie, z tego roku zapamiętujemy również

1. Krótką kadencję Pawła Strączyńskiego w Tauronie. Powołanie na stanowisko prezesa 1 kwietnia, rezygnacja 21 lipca 2021
2. Rezygnację Moniki Morawieckiej ze stanowiska prezes spółki PGE Baltica. 
3. Zmiany w zarządzie Energi. Odwołanie w lipcu prezesa Jacka Golińskiego. W październiku oficjalnie nowym prezesem grupy Energa została Iwona Waksmundzka-Olejniczak
4. Powołanie Zbigniewa Gryglasa w skład Rady Nadzorczej Spółki PGE Polska Grupa Energetyczna
5. Dołączenie Georgette Mosbacher, byłej ambasador USA w Polsce do zarządu IP3. IP3 jest głównym doradcą ZE PAK w obszarze wdrożenia i rozwoju energetyki jądrowej w Polsce
6. Wejście nowej osoby do zarządu Enei. Wiceprezesem Zarządu ds. Strategii i Rozwoju jest Lech Żak
7. Zmiany w zarządzie PGE Obrót. Z funkcji prezesa zarządu odwołany został Robert Choma, ze stanowiskiem pożegnał się w tym roku również wiceprezes zarządu Piotr Skrzyński

Legislacja

W lipcu pojawiła się duża nowelizacja Prawa energetycznego. Przepisy zakładają, że w ciągu najbliższych siedmiu lat u co najmniej 80 proc. odbiorców w Polsce zainstalowane zostaną inteligentne liczniki ze zdalnym odczytem zużycia energii. Dzięki temu odbiorcy będą rozliczani za energię według rzeczywistego jej zużycia, a nie według prognoz. W tej nowelizacji wprowadzono zakaz zawierania umów sprzedaży energii i gazu z odbiorcami w gospodarstwach domowych poza lokalem przedsiębiorstwa. W ten sposób kończą się w Polsce czasy wizyt akwizytorów oferujących zmianę dostawcy energii. To rozwiązanie było postulowane miedzy innymi przez Prezesa URE, w związku licznymi przypadkami oszustw i wprowadzania w błąd odbiorców podczas sprzedaży bezpośredniej w tzw. formule door-to-door.

Również w wakacje Prezydent RP Andrzej Duda podpisał ustawę o zmianie ustawy o rynku mocy. Podpisana przez prezydenta ustawa przewiduje wykluczenie w mechanizmie mocowym bezpośredniej konkurencji pomiędzy źródłami niskoemisyjnymi a jednostkami emitującymi powyżej 550g CO2/kWh, wprowadza możliwość konwersji jednostki posiadającej zawartą umowę mocową i niespełniającej limitu emisji 550g CO2/kWh na jednostkę spełniającą ten limit poprzez zmianę technologii wytwarzania energii elektrycznej, realizowaną w ramach istniejącej umowy lub w ramach zastąpienia istniejącej umowy nowymi umowami mocowymi. Od momentu wejścia w życie ustawy możliwa jest zmiany mocy osiągalnej nowej jednostki rynku mocy wytwórczej, jeżeli moc takiej jednostki po jej realizacji nieznacznie odbiegać będzie od mocy, która była zakładana na etapie planowania.

Wydarzeniem roku jest jednak ogłoszony 14 lipca pakiet „Fit for 55” czyli największa unijna inicjatywa na rzecz obniżenia emisji gazów cieplarnianych. „Fit for 55” ma być jednym z głównych instrumentów realizacji sztandarowej propozycji obecnej Komisji Europejskiej, jaką jest Europejski Zielony Ład przyjęty w grudniu 2019 r. 

Pakiet „Fit for 55” to łącznie 13 wniosków ustawodawczych, z których jedne są całkowicie nowymi propozycjami, a inne to nowelizacje już istniejących przepisów. Wśród proponowanych od początku przepisów znalazły się: nowa unijna strategia leśna, mechanizm pobierania opłat od emisji dwutlenku węgla na granicach (CBAM), instrument społeczny na rzecz działań na rzecz klimatu oraz dwie inicjatywy dotyczące transportu – skupiona na wprowadzaniu zrównoważonych paliw lotniczych ReFuelEU Aviation oraz dotycząca ekologizacji europejskiej przestrzeni morskiej FuelEU Maritime. Ale w ramach przedstawionej w połowie lipca przez KE propozycji znowelizowane i dostosowane do ambitniejszego celu klimatycznego mają być: unijny system handlu uprawnieniami do emisji CO2 (EU ETS), rozporządzenie o wykorzystaniu ziemi i terenów leśnych (LULUCF), dyrektywa ds. energii odnawialnej (RED), dyrektywa o efektywności energetycznej (EED) i rozporządzenie określające normy emisji CO2 dla samochodów osobowych. Ponadto rewizji poddane mają zostać rozporządzenie ws. wspólnego wysiłku redukcyjnego (ESR), dyrektywa ws. infrastruktury paliw alternatywnych (AFID) oraz dyrektywa ws. opodatkowania energii. Na razie „Fit for 55” jest jedynie propozycją. Przygotowany przez KE pakiet, nazywany też „prawem klimatycznym”, musi zostać zgodnie z procedurami stanowienia prawa w UE zostać zatwierdzony w przez Parlament Europejski i państwa członkowskie, które prowadzą już ze sobą w tej sprawie negocjacje. Nie jest więc pewne, że wszystkie propozycje Komisji staną się ostatecznie unijnymi przepisami. Kiedy jednak się tak się wydarzy, to państwa członkowskie będą zobowiązane do ich przestrzegania. Jeśli tego nie zrobią, będą się musiały liczyć z konsekwencjami, w tym nawet z procesem przed Trybunałem Sprawiedliwości UE.

Skoro już jesteśmy przy Trybunale Sprawiedliwości. Na początku marca Czechy wniosły do Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej skargę przeciwko Polsce dotyczącą rozbudowy kopalni odkrywkowej węgla brunatnego Turów. Główną przyczyną podnoszoną w pozwie jest negatywny wpływ kopalni na regiony przygraniczne, gdzie zmniejszył się poziom wód gruntowych. Ponadto Polska miała nie przekazać stronie czeskiej pełnych informacji w związku z procedurą wydawania pozwolenia na wydobycie do 2026 roku, co również – zdaniem Czechów – stanowi bezpośrednie naruszenie zasady lojalnej współpracy wynikającej z Traktatu o Unii Europejskiej. 6 kwietnia Polska wniosła o odrzucenie przez TSUE wniosku Czech o wstrzymanie wydobycia w kopalni węgla brunatnego Turów. Jak poinformowało wówczas ministerstwo klimatu, w odpowiedzi Polska podnosiła, że środek tymczasowy, o który wnioskuje Republika Czeska, jest nieproporcjonalny i nie zapewnia właściwego wyważenia interesów, "a jego zastosowanie naraziłoby Polskę i jej obywateli na znaczne i nieodwracalne szkody".  Jak wiemy "sprawa Turowa" jest jednym z najważniejszych wydarzeń tego roku.

W maju TSUE nakazał natychmiastowe wstrzymanie wydobycia węgla w Turowie. Polski rząd ogłosił, że kopalnia nadal będzie pracować i rozpoczął rozmowy ze stroną czeską. 20 września unijny Trybunał postanowił, że Polska ma płacić Komisji Europejskiej karę 500 tys. euro dziennie za niewdrożenie środków tymczasowych i niezaprzestanie wydobycia węgla brunatnego w kopalni. Przed TSUE w listopadzie obydwie strony zaprezentowała swoje racje. Trybunał ma podjąć decyzję na początku 2022 roku.

Do dziś Polska powinna zapłacić 38,5 mln euro kary za niezastosowanie się do wyroku TSUE w sprawie Turowa. Komisja Europejska ponagla i upomina, że jeśli pieniądze nie zostaną przelane na konto w Brukseli, będą potrącone z unijnych funduszy. Razem z karnymi skargami za zwłokę. Na początku 2022 decyzję o tym, by zaległe kary odliczać od przyznanych Polsce funduszy ma podjąć osobiście szefowa KE Ursula von der Leyen.

Inwestycje

Liderem inwestycji energetycznych w Polsce pozostaje PGE Polska Grupa Energetyczna. W 2021 roku kluczowe projekty Grupy nakierowane były na transformację energetyczną.W listopadzie wmurowano kamień węgielny pod budowę pod budowę dwóch bloków gazowo – parowych przy Elektrowni Dolna Odra. Inwestycja będzie stanowić back-up dla powstających morskich farm wiatrowych na Bałtyku. Inwestycja o wartości blisko 5 mld zł ma zostać oddana przed końcem 2023 r.  Nowa inwestycja PGE to, zdaniem spółki, jeden z kluczowych elementów transformacji w kierunku niskoemisyjnym. 

PGE kończy w tym roku również swoją największą inwestycję w sieć dystrybucyjną na Mazowszu. Powstaje także stacja elektroenergetyczna 110/15 kV w Czosnowie wraz z liniami wysokiego napięcia. Ma to poprawić bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej i umożliwić przyłączanie do sieci nowych obiektów.

PGE ogłosiła także plan wygaszania energetyki węglowej w regionie bełchatowskim. W 2036 roku planuje wyłączenie z eksploatacji ostatniego bloku Elektrowni Bełchatów.

Aby transformacja regionu nie wiązała się z kosztami społecznymi, takimi jak strukturalne bezrobocie, PGE oraz Urząd Marszałkowski Województwa Łódzkiego podpisały list intencyjny, dotyczący powołania Centrum Rozwoju Kompetencji (CRK) w Bełchatowie. Centrum Rozwoju Kompetencji w Bełchatowie rozpoczęło już działanie, a we wrześniu 2021 naukę w CRK rozpoczęło blisko 200 słuchaczy na kwalifikacyjnych kursach zawodowych. Głównym zadaniem Centrum jest zapewnienie atrakcyjnych szkoleń osobom kończącym pracę w sektorze energetyki konwencjonalnej. Kształcenie w CRK będzie skoncentrowane przede wszystkim na rozwoju kompetencji i kwalifikacji związanych z odnawialnymi źródłami energii.

W listopadzie PGE zainaugurowała także budowę Centrum Badań i Rozwoju Gospodarki Obiegu Zamkniętego w Bełchatowie. Jego zadaniem jest opracowywanie i wdrażanie rozwiązań mających na celu optymalne wykorzystanie odpadów poprzemysłowych z energetyki oraz odzysk cennych surowców z wyeksploatowanych instalacji OZE.

Mówiąc o inwestycjach 2021 nie sposób pominąć tematu naprawy bloku węglowego w Jaworznie, który jest nieczynny z powodu usterki kotła. Zgodnie z nowymi ustaleniami na linii Tauron-Rafako, blok ma wznowić produkcję energii dopiero 29 kwietnia 2022 r. Trwający w Rafako proces due diligence powinien się zakończyć w okresie przerwy świąteczno-noworocznej. 

Finanse

Sektor energetyczny ma za sobą bardzo udany rok. Zysk netto Grupy PGE w III kwartale 2021 r. wyniósł 545 mln zł i był o 110 proc. wyższy niż w analogicznym okresie ubiegłego roku. Tauron zwiększył produkcję energii elektrycznej w ostatnich dziewięciu miesiącach o ponad 30 proc. Kryzys energetyczny i poszukiwanie tańszej energii, którą okazał się prąd z węgla, pozwolił na wzrost EBITDA w segmencie wytwarzanie o blisko 1000 proc! W pierwszych trzech kwartałach 2021 grupa Enea wypracowała zysk EBITDA w wysokości 2,773 mld zł, co licząc rok do roku oznacza wzrost o 138 mln zł, czyli o 5,2 proc. Zysk netto Grupy Energa, będącej częścią Grupy Orlen, poprawił się w relacji III kwartał 2021 do III kwartał 2020 o 247 procent.

Od początku 2021 roku indeks WIG-Energia wzrósł o ponad 20 proc. Kurs PGE wzrósł w tym czasie o ok. 27 proc., Tauronu o ok. 4 proc., a Enei o blisko 40 proc. 

Wspomnieliśmy wyżej o szalejących cenach uprawnień do emisj CO2. Obiektywnie zauważmy jednak, że oznacza to większe wpływy do budżetu państwa. W 2020 roku Polska zarobiła na tym 12,1 mld zł przy cenach w okolicach 30 euro za tonę. W tym roku, już na początku listopada, dochód budżetu państwa z tego tytułu przekroczył 19 mld zł

Wyzwania na 2022

Najważniejszym wyzwaniem branży w Nowym Roku będzie proces wydzielenia aktywów węglowych i transferu do Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE). Projekt programu transformacji sektora elektroenergetycznego w Polsce zakłada wydzielenie wytwórczych aktywów węglowych z PGE, Enei i Tauronu do jednego podmiotu, Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE). Chodzi o elektrownie zasilane węglem kamiennym i brunatnym, w tym spółki serwisowe świadczące na ich rzecz usługi oraz o kopalnie węgla brunatnego. Przedmiotem wydzielenia nie będą aktywa ciepłownicze. Nabycie przez Skarb Państwa aktywów miałoby nastąpić w II/III kw. 2022 roku, po przeprowadzeniu due diligence oraz wycen. Doradcą spółek energetycznym w tym procesie jest KPMG. Głównym zadaniem KPMG będzie doradztwo w obszarze strategii, modelu finansowego, strukturyzacji transakcji, opracowania modelu operacyjnego oraz doradztwo koncentracyjne i notyfikacyjne.  Zdaniem analityków spółki energetyczne nie mogą dłużej funkcjonować w obecnym modelu biznesowym. Energetyka konwencjonalna będzie sobie coraz słabiej radzić w otoczeniu coraz większej presji z tytułu rosnących cen CO2 i biorąc pod uwagę ograniczone możliwości pozyskiwania finansowania na inwestycje.

I właśnie przemodelowanie biznesu energetycznego wydaje się największym wyzwaniem Nowego Roku. Wyzwaniem wymagającym jednoczesnego działania w kilku obszarach: legislacyjnym, organizacyjnym, finansowym, zarządczym ale także w być może najbardziej kluczowym czyli obszarze społecznym.

W 2022 NABE będzie najtrudniejszym egzaminem z umiejętności prowadzenia dialogu społecznego.

Autor: Redakcja CIRE.PL
Rok 2021 na rynku EU ETS - rekordowe ceny

W ramach naszego cyklu podsumowań roku zapraszamy do przeglądu najważniejszych wydarzeń, które zdominowały ostatnie 12 miesięcy w systemie EU ETS

Rok 2021 z pewnością pozostanie w pamięci wielu właścicieli instalacji znajdujących się w systemie EU ETS. Ostatnie 12 miesięcy na rynku wykazywały się bardzo dużą zmiennością, nowymi historycznymi poziomami osiąganymi miesiąc po miesiącu. 

Mijający 2021 r. w handlu uprawnieniami do emisji CO2 analizuje dla CIRE.PL Tomasz Marek Bujacz – Senior Sales Trader w Vertis Environmental Finance.

Zamknięcie pierwszego notowania w tym roku na kontrakcie referencyjnym uplasowało się na poziomie 33,69 euro. Ceny uprawnień do emisji w styczniu pozostawały w trendzie bocznym, nikt wówczas nie myślał o cenach powyżej 80 czy 90 euro za tonę CO2. 



Na początku lutego na platformie Bloomberg ukazały się informacje dotyczące funduszy inwestycyjnych mówiące otwarcie o oczekiwaniach, znaczących wzrostach cen uprawnień do emisji CO2. Wspomniani inwestorzy zakładali jedynie wzrosty cen EUA. Niektórzy z nich szacowali, że jeszcze w tym roku ceny uprawnień do emisji CO2 osiągną 100 dolarów za tonę (90 euro).

Reakcja na rynku była natychmiastowa, ceny EUA osiągały kolejne rekordy. Pierwszy raz w tym roku poziom 40 euro przekroczony został 11 lutego.



Od początku roku ceny uprawnień do emisji CO2 kontynuowały trend wzrostowy zapoczątkowany w listopadzie 2020 r. (ceny EUA znajdowały się w graniach 24 euro). 

Bardzo wielu uczestników rynku liczyło na dystrybucję darmowych alokacji na rok 2021 do końca lutego bieżącego roku. Jednostki przesłane na bieżący rok nie mogłyby być wykorzystane do umorzenia emisji za rok poprzedni, jednak właściciele instalacji liczyli na ich sprzedaż i wykorzystanie uzyskanych w ten sposób środków do sfinansowania zakupu EUA fazy III. 

Od połowy marca ceny EUA pozostawały powyżej 40 euro i kierowały się nadal ku północy. Zbliżający się ostateczny termin rozliczenia emisji za rok 2020 w połączeniu z aktywnymi uczestnikami rynku nieposiadającymi obowiązków wynikających z EU ETS a także wyższe ceny miksu energetycznego wpływały na kontynuację trendu i dalsze rekordy cen EUA. 

Przełom kwietnia i maja nie przyniósł oczekiwanej przez uczestników rynku ETS korekty. Wiele firm dokonywało zakupów brakujących jednostek na ostatnią chwilę, po historycznych wówczas poziomach. 



Psychologiczna granica, ustawiona na poziomie 50 euro utrzymywała ceny uprawnień do emisji CO2 nadal na wysokich poziomach w stosunku do zamknięcia roku i dla wielu firm niemożliwym było rozpoczęcie zakupów uprawnień do emisji CO2 pod bieżącą emisję.

Kontumacja wzrostów nadal trwała. Po raz pierwszych w historii ceny uprawnień do emisji CO2 osiągnęły poziom 60 euro podczas ostatniego notowania w sierpniu. Zmniejszony wolumen aukcyjny uprawnień do emisji CO2 w połączeniu z bardzo wysokimi temperaturami w lecie i większym zapotrzebowaniem na energię elektryczną w Europie wpłynął na konsolidację cen, a kolejno na wybijanie nowych oporów. 



W ostatnim kwartale roku ceny uprawnień do emisji CO2 nadal wykazywały się bardzo dużą zmiennością, ceny przekroczyły poziomy 80 i 90 euro. Na starym kontynencie nadal obserwujemy kryzys energetyczny, ceny gazu, węgla oraz energii elektryczne są kilkukrotnie wyższe w porównaniu z rokiem 2019 czy 2020. Problemy z otwarciem Nord Stream 2, małe zapasy gazu w Rosji i Europie, mniejsza produkcja energii elektrycznej z OZE to jedynie kropla w morzu wyzwań energetyki, innych sektorów znajdujących się w systemie EU ETS, ale także mieszkańców starego kontynentu. Wiele firm zajmujących się obrotem gazu i energii było zmuszonych do ogłoszenia upadłości z uwagi na galopujące ceny. Wartość uprawnień do emisji CO2 wzrosła na przestrzeni niespełna sześciu tygodniu (29.10.2021 – 08.12.2021) o 32 euro. Nigdy wcześniej w historii EU ETS ceny nie zmieniły się tak znacząco w tak krótkim czasie.

Czynników wzrostu było kilka:

1. Niższe temperatury w Europie

2. Historycznie wysokie ceny gazu

3. Bardzo aktywni spekulanci

4. Bardziej aktywni uczestnicy EU ETS zabezpieczający deficyty emisji w obawie o dalsze wzrosty

9 grudnia obserwowaliśmy spadek z 90 euro w ciągu jednej sesji o 10 euro były kolejnym dowodem świadczącym o bardzo dużej spekulacji na rynku EU ETS. Kolejno wzrost z poziomów bliskich 80 euro do prawie 87 euro zajął 2 sesje. Ponownie taką samą sytuację obserwowaliśmy 17 grudnia, kiedy uprawnienia do emisji CO2 spadły o 10 euro (do poziomów bliskich 73 euro), a dwa dni później tj. 21.12.2021 znalazły się powyżej 82,00 a końcowo zamknęły notowanie blisko 79 euro.  

Korelacja EUA do innych indeksów



Oczekiwania cenowe na kolejny rok

Na rok kolejny zakładamy dwa scenariusze rynkowe.

Scenariusz w którym ceny gazu i globalnych indeksów odnotowałyby znaczącą korektę w dół, wówczas nasze oczekiwanie na średnią całego roku wynosi 70 euro za tonę CO2. 

W przeciwnym razie, jeżeli każdorazowo korekty zakończą się równie szybko jak w tym roku tj. po 2-3 dniach, a inwestorzy nadal kupują „dołki”, nasz scenariusz wzrostowy zakłada cenę EUA na poziomie 108 euro za tonę CO2. Za wzrostami przemawiają nie tylko nadal wysokie ceny gazu, ale także opóźnienia w przekazie darmowych alokacji na rok 2022, bardziej agresywna polityka klimatyczna UE, anulowanie z rynku 117 mln ton EUA (Fit for 55) oraz zapowiedzi nowego Niemieckiego rządu o wprowadzeniu minimalnej ceny emisji dwutlenku węgla na poziomie 60 euro za tonę.

Tomasz Marek Bujacz – Senior Sales Trader 
Vertis Environmental Finance