5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014
advertisement
5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 IV edycja raportu ING Banku Śląskiego i PwC Maj 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 Partner Zarządzający Doradztwem Biznesowym Lider Grupy Energetycznej PwC 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 Kazimierz Rajczyk Dyrektor Zarządzający Sektorem Energetycznym ING Bank Śląski 3 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 4 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 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 5 Mit 1. Wolny rynek stworzył zdrowe podstawy do rozwoju wytwarzania Początki uwolnienia rynku roku cena energii elektrycznej wyniesie ok. 275 PLN/MWh1 w cenach nominalnych. Obecnie cena energii elektrycznej kształtuje się na poziomie 156,45 PLN/MWh (kontrakty BASE na rok 2014), a zatem jest znacząco poniżej ówczesnych oczekiwań. 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 uwolniony i jego „niewidzialna ręka” rozpoczęła kierowanie rozwojem sektora. 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 Handlu Emisjami (EU ETS) ilość CO2 musi zostać pokryta stosownym uprawnieniem do emisji („EUA”). Jedna jednostka EUA pokrywa ekwiwalent tony emisji CO2. Aktualne ceny uprawnień kształtują się na poziomie około 5 EUR/tCO22, podczas gdy 3 lata temu spodziewano się, że ich ceny w 2014 roku kształtować się będą na poziomie około 30 EUR/tCO2 3. Lata 2008–2009 przyniosły znaczący wzrost cen energii 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 Historyczne i prognozowane ceny energii elektrycznej (ceny nominalne) PLN/MWh 300 250 200 +53% 150 -22% 100 50 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014* 2015* Historyczne ceny energii na rynku konkurencyjnym, URE Prognozowane ceny energii, ARE – 2011 Ceny energii – zawarte kontrakty z dostawą na dany rok (BASE) 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. rognoza 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 P (w cenach z roku 2009), co daje około 275,7 PLN/MWh w cenach w roku 2013. 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. 1 2 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 8 Inne zastrzyki finansowe do emisji CO2, wygasanie rekompensat z tytułu przedterminowego rozwiązania kontraktów długoterminowych, silny przyrost źródeł OZE wraz ze spadkiem cen zielonych certyfikatów oraz finalnie spadek cen energii elektrycznej zmieniły w istotny sposób percepcję inwestycji w nowe jednostki wytwórcze. Powyższe wydarzenia rynkowe nie tylko wpływają 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”). 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. 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 energii elektrycznej. Kształt „stosu” jest jednym z 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). 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 Uproszczony schemat merit order („stos”) w Polsce Koszt zmienny (PLN/MWh) 250 Merit order – uporządkowanie jednostek wytwórczych według kosztu zmiennego Im wyższe zapotrzebowanie na energię elektryczną, tym droższe jednostki wykorzystywane są do jego pokrycia 200 150 100 50 0 Bloki KSE w kolejności kosztów zmiennych Źródło: Analiza PwC. Koszty zmienne jednostek wytwórczych przedstawione są jedynie ilustracyjnie. Dane oparte są na źródłach dostępnych publicznie. 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 9 Merit order a nieefektywne jednostki Szacunkowe marże ponad koszt zmienny w roku 2009 i roku 2013 (PLN/MWh) Ekonomika działalności wytwórczej jednostek domykających merit order ulegała istotnemu przeobrażeniu w ciągu ostatnich 4 lat. Spadek cen energii elektrycznej doprowadził do sytuacji, w której działalność wytwórcza balansuje na krawędzi opłacalności już na poziomie kosztów zmiennych. Rok 2009 44 PLN/MWh Marża wytwórców z końca merit order Koszt zmienny (PLN/MWh) W roku 2013 jednostki o najniższej sprawności mogły 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 swoich kosztów zmiennych 200 Cena energii elektrycznej = 197,21 PLN/MWh 150 100 50 Niskie ceny energii elektrycznej w oczywisty sposób redukują również marże dla wszystkich jednostek w systemie. 0 Bloki KSE w kolejności kosztów zmiennych Rok 2013 3 PLN /MWh Marża wytwórców z końca merit order Koszt zmienny (PLN/MWh) 200 Cena energii elektrycznej = 181,55 PLN/MWh 150 100 50 0 Bloki KSE w kolejności kosztów zmiennych 4 5 uwzględnieniem kosztów węgla, transportu węgla, kosztów uprawnień do emisji CO2. Z 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. 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 10 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. 1 owy blok w systemie – W krajowym systemie N pojawia się nowy blok, np. opalany węglem kamiennym 2 rzesunięcie kolejności merit order – W związku P z tym, iż nowa jednostka ma wysoką sprawność, znajdzie się ona w rankingu merit order przed starszymi jednostkami opalanymi węglem kamiennym 3 Wyjście bloku poza merit order – W związku z tym, iż moc przyrosła skokowo, jednostka dotychczasowej pozycji zamykającej „stos” nie jest potrzebna do zaspokojenia zapotrzebowania na energię elektryczną. W konsekwencji następuje jej wyjście poza merit order. Jednostka ta przestaje wpływać na kształtowanie się cen energii elektrycznej 4 miana na ostatniej pozycji merit order – W konZ sekwencji wejścia nowego bloku ostatnią pozycję w „stosie” zajmuje jednostka będąca dotychczas przedostatnią w rankingu 5 resja na zmniejszenie cen – W związku P z przesunięciem merit order do domknięcia zapotrzebowania potrzebne są jednostki o niższym koszcie zmiennym niż dotychczasowo, co jest pierwszym bodźcem do obniżenia cen. W obliczu presji konkurencyjnej i chęci umiejscowienia wolumenu energii elektrycznej na rynku dochodzi do presji na zmniejszenie cen energii elektrycznej (przy niezmienionych cenach czynników wytwórczych) Powyższe kroki są uproszczeniem schematu funkcjonowania 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. Schemat konsekwencji wprowadzenia nowych mocy do systemu elektroenergetycznego 5 Koszt zmienny (PLN/MWh) Presja na ceny energii elektrycznej 4 1 Zmiana na ostatniej pozycji merit order Nowy blok w systemie 2 Przesunięcie kolejności merit order Bloki KSE w kolejności kosztów zmiennych Źródło: Analiza PwC. Koszty zmienne jednostek wytwórczych przedstawione są jedynie ilustracyjnie. Dane oparte są na źródłach dostępnych publicznie. 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 11 3 Wyjście bloku poza merit order, potencjalna rezerwa zimna 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 zapewniających rentowność tym jednostkom, które z jednej strony są potrzebne w systemie, z drugiej zaś liczba godzin ich pracy w roku oraz poziom generowanego kosztu produkcji nie pozwalają na osiągnięcie tej rentowności. Dodatkowo taki model rynku nie stwarza podstaw do wywołania presji na wzrost cen energii elektrycznej (przy braku zmiany kosztów wytwarzania), pozwalający na wzrost marży Wychodzenie jednostek z KSE ze względu na brak możliwości zapewnienia opłacalności jest problemem Krajowego Systemu Elektroenergetycznego i wymaga dodatkowych mechanizmów, które mogłoby umożliwić zachowanie ekonomiki ich działalności. Jednocześnie, wszelkie działania podejmowane przez Operatora Systemu Elektroenergetycznego, wiążące się z zachętami finansowymi dla wytwórców, poprawiającymi rentowność działania jednostek skutkować będą dodatkowymi kosztami dla klienta końcowego. Ten klient będzie bowiem w praktyce ponosił koszty stabilnego systemu elektroenergetycznego. Wychodzenie jednostek z KSE ze względu na brak możliwości zapewnienia opłacalności jest problemem Krajowego Systemu Elektroenergetycznego i wymaga dodatkowych mechanizmów, które mogłyby umożliwić zachowanie ekonomiki ich działalności. To będzie jednak kosztowało odbiorcę końcowego 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 12 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 13 Mit 2. Rynek mocy to uniwersalne rozwiązanie, które może być skopiowane w Polsce 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. całkowitego zapotrzebowania na energię elektryczną (również zapotrzebowania szczytowego). Wychodzenie jednostek wytwórczych z Krajowego Systemu Elektroenergetycznego spowodowane nieefektywnością ekonomiczną prowadzonej przez nie produkcji stanowi istotne zagrożenie dla jego bezpieczeństwa pracy. Rozwój źródeł odnawialnych, które z jednej strony korzystają z uprzywilejowanej pozycji w systemie elektroenergetycznym i jednocześnie charakteryzują się dużymi wahaniami produkcji, powoduje konieczność zmiany podejścia 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 niesterowalnych zmieniają się w odwrotnych kierunkach, tj.: Rynek mocy został wdrożony obecnie m.in. w następujących krajach Unii Europejskiej: • Hiszpanii – w modelu płatności za moc • gdy popyt rośnie w godzinach szczytu, a produkcja w źródłach niesterowalnych spada, • Portugalii – w modelu płatności za moc • gdy poza szczytem popyt spada, a produkcja w źródłach niesterowalnych rośnie. • Irlandii – w modelu płatności za moc • Włoszech – w modelu płatności za moc, obecnie planowana jest zmiana na model aukcji mocy Kluczowe z perspektywy bezpieczeństwa Krajowego Systemu Elektroenergetycznego są zatem jednostki, które z perspektywy 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 sytuacjach 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 zachować ich rentowność produkcji. • 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 Jednym z rozwiązań umożliwiających wsparcie tego typu źródeł jest rynek mocy. Jego zadaniem jest wprowadzenie dodatkowych zachęt finansowych dla wytwórców, które stabilizują poziom ich przychodów oraz pozwalają na utrzymanie rentowności nawet przy niskim stopniu wykorzystania (ograniczonym czasie pracy). 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. Typologia modeli rynku mocy Dlaczego rynek mocy? Mimo wielorakości rozwiązań organizacyjnych rynku mocy ich modele można podzielić na dwie główne kategorie: 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 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 • rynki mocy oparte na wolumenie, • rynki mocy oparte na cenie. 16 Podział modeli rynku mocy Modele rynku mocy Rynki mocy oparte na wolumenie Rezerwa trwała (strategiczna) Zobowiązania mocowe Aukcje mocy Opcje na niezawodność Rynki mocy oparte na wolumenie • rezerwa trwała (strategiczna), • zobowiązania mocowe, Możliwe są różne modele ustalania cen dla wytwórców za utrzymywanie rezerwy strategicznej. Najprostszy z nich polega na organizowaniu przez OSP aukcji, w ramach której oferowany 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 przygotowane przez OSP. Przykładowo, jednostka pozostająca w rezerwie strategicznej i poza rynkiem energii elektrycznej może brać udział w rynku bilansującym w sytuacji, gdy rynek nie może zostać zbilansowany przez innych uczestników. • aukcje mocy, • opcje na niezawodność. Rezerwa trwała (strategiczna) Rezerwy strategiczne obejmują przede wszystkim jednostki, które utrzymywane są w systemie elektroenergetycznym na potrzeby pokrycia zapotrzebowania na energię w sytuacjach nadzwyczajnych, np. szczególnych warunkach pogodowych lub awariach katastrofalnych. Koszty opłat uiszczanych przez OSP na rzecz instalacji pozostających w rezerwie trwałej zazwyczaj przenoszone są na odbiorców energii elektrycznej w ramach opłat przesyłowych. Z uwagi na relatywnie niski poziom niezbędnej rezerwy strategicznej, koszty ponoszone przez odbiorców końcowych związanych z funkcjonowaniem takiego rozwiązania są relatywnie niskie. Jednostki pozostające w rezerwie strategicznej nie biorą czynnego udziału w rynku energii elektrycznej i przywoływane są do pracy przez OSP wyłącznie w sytuacjach nadzwyczajnych, gdy rynkowa cena osiąga poziom cen maksymalnych, w teorii zbliżonych do wartości VoLL6. oLL (ang. Value of Lost Load) stanowi szacunkową, krańcową cenę energii, którą odbiorca V skłonny jest zapłacić, aby uniknąć przerw i zakłóceń w dostawach energii. 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 Płatności za moc Kontraktacja rezerwy strategicznej realizowana może być przez OSP w ramach ogłaszanych przetargów i może dotyczyć konkretnych wolumenów rezerwy mocy w konkretnych czasookresach (np. w skali jednego roku). Jeżeli proces kontraktacji realizowany jest z odpowiednim wyprzedzeniem, wówczas w przetargach na trwałą rezerwę mocy mogą uczestniczyć również instalacje, które nie zostały jeszcze uruchomione. Pierwszą z grup rynków stanowią rynki mocy oparte na wolumenie. W tej kategorii wyróżnić można cztery podstawowe modele: 6 Rynki mocy oparte na cenie 17 Ponieważ jednostki pozostające w rezerwie trwałej będą pracować bardzo ograniczoną liczbę godzin w roku, a nawet mogą być przywoływane do pracy raz na kilka lat, w skład tej rezerwy prawdopodobnie wchodziłyby: Model rynku zobowiązań mocowych zakłada pierwotny i wtórny obrót mocą pomiędzy wytwórcami, sprzedawcami i dużymi odbiorcami energii. Okres, w jakim będzie fizycznie dostarczana kontraktowana w danym momencie czasu moc, jest w praktyce dowolny. Tym samym, przy odpowiednim wyprzedzeniu okresów sprzedaży mocy (np. w roku n-4) w rynku mogłyby brać udział jednostki wytwórcze w budowie, jak i jednostki dopiero planowane do wybudowania. • 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). Podstawowym wyzwaniem stojącym przed uczestnikami rynku mocy w modelu zobowiązań mocowych jest oszacowanie potrzeb w zakresie mocy w horyzoncie 1–4 lat, odpowiednio 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 elektrycznej) są w tej sytuacji kluczowe dla efektywnego zamknięcia pozycji handlowej strony popytowej rynku mocy. Idea utrzymywania rezerwy trwałej i jej przeznaczenie sprawia, że z perspektywy potencjalnego inwestora przygotowanie nowego źródła wyłącznie na potrzeby świadczenia usług rezerwy może być nieopłacalne. Jednocześnie płatności z tytułu utrzymywania rezerwy trwałej mogą być źródłem dodatkowego finansowania wytwórców, których niektóre źródła są ekonomicznie nieefektywne i z uwagi na wysoki koszt zmienny z definicji pozostają poza rynkiem. Wówczas takie jednostki mogłyby zostać postawione do dyspozycji Operatora Systemu Elektroenergetycznego w ramach rezerwy trwałej. Model zobowiązań mocowych może być wdrożony w różnych formach, o różnych poziomach centralizacji. Możliwe jest wdrożenie w pełni zdecentralizowanego rynku, na którym zobowiązania mocowe są przedmiotem swobodnego obrotu pomiędzy dysponentami mocy a sprzedawcami energii elektrycznej i dużymi odbiorcami w ramach umów bilateralnych. Model rezerwy strategicznej jest najprostszym w implementacji modelem rynku mocy, ale adresuje jedynie postulat zapewnienia stabilności systemu w sytuacjach nadzwyczajnych, np. w przypadku szczególnych sytuacji pogodowych czy awarii katastrofalnych Jednym z wariantów zdecentralizowanego modelu rynku mocy opartego na zobowiązaniach mocowych jest wprowadzenie systemu certyfikatów mocowych, które są zobowiązaniem 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 wystandaryzowany produkt może być, podobnie jak świadectwa pochodzenia energii elektrycznej, przedmiotem handlu hurtowego na rynku giełdowym. W ramach takiej architektury rynku mocy OSP: Model rezerwy trwałej ma charakter szczątkowego rynku mocy i adresowany jest do niewielkiego grona jednostek wytwórczych. Rozwiązaniem zbliżonym do rezerwy trwałej 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 zapewnienia przez sprzedawców (ewentualnie dużych odbiorców 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 dyspozycyjnej. Dla zapewnienia bezpieczeństwa systemu energetycznego moc dyspozycyjna powinna być weryfikowana przez niezależnego eksperta (np. Regulatora, OSP). 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 • Może brać udział w handlu samodzielnie, nabywając moc na pokrycie niezbędnych rezerw systemowych, • Może pozostawać poza rynkiem mocy i określić jedynie poziom nadwyżek mocy na pokrycie niezbędnych rezerw, które muszą zakupić sprzedawcy energii elektrycznej i duzi odbiorcy. 18 W modelu zobowiązań mocowych wykonanie obowiązku zapewnienia odpowiedniej mocy w systemie elektroenergetycznym należy do strony popytowej. Może być to realizowane poprzez przedstawienie odpowiednich umów bilateralnych bądź umorzenie certyfikatów mocowych. Bez względu na formę, dostawcy mocy i sprzedawcy energii są indywidualnie zobowiązani do zbilansowania swoich pozycji handlowych. 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 ostatniego uczestnika, który wygrał aukcję (cena marginalna). W takiej sytuacji wszyscy uczestnicy danej aukcji, którym udało się sprzedać moc, otrzymają takie samo jednostkowe wynagrodzenie. Możliwa jest jednak sytuacja, że w kolejnej aukcji ceny mocy ukształtują się na innym poziomie, w zależności od ofert złożonych na tej aukcji. W konsekwencji, w przeciwieństwie do modelu opartego na zobowiązaniach mocowych (również certyfikatach mocowych), jednostkowe ceny mocy mogą być różne dla różnych jednostek wytwórczych. Różnice mogą być pochodną decyzji właścicieli aktywów (w której aukcji brać udział i w jakim zakresie) oraz podmiotu zakupującego moc od wytwórców (jak organizować aukcje w kontekście kupowanych wolumenów, terminów kontraktacji etc.). W modelu zobowiązań mocowych, bez względu na formę jego implementacji, wszystkie źródła traktowane są w jednorodny sposób, a moc oferowana przez te źródła jest produktem homogenicznym. Poziom przychodów producentów energii elektrycznej jest wynikiem gry rynkowej. Nie są istotne technologia wytwarzania ani pozycja jednostki wytwórczej w systemie. Płatności z tytułu sprzedaży mocy (również 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 przychodów wytwórców z tytułu sprzedaży mocy jest wynikiem gry rynkowej, a w skrajnym przypadku może wynosić zero 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. W przeciwieństwie do modelu opartego na zobowiązaniach mocowych, jednostkowe ceny mocy mogą być różne dla różnych jednostek wytwórczych 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, Opcje na niezawodność • Sposobu zakupu mocy – zakup mocy realizowany jest przez jeden podmiot (spółka celowa, OSP) na potrzeby całego zgłaszanego popytu na energię elektryczną, odpowiedzialny za oszacowanie przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną, z uwzględnieniem szczytów i niezbędnej rezerwy mocy. Opcje na niezawodność są instrumentami zbliżonymi do opcji call. Stronami transakcji dotyczących opcji na niezawodność 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 realizowany w ramach aukcji organizowanych przez Regulatora lub OSP. Podobnie jak w przypadku modelu zobowiązań mocowych wytwórcy mogą sprzedać całą moc dyspozycyjną, która została zweryfikowana przez niezależnego eksperta (np. Regulatora, OSP). 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 19 Opcja na niezawodność jest zdefiniowanym produktem składającym się z: Dodatkowo również wysokość premii za wystawienie opcji oraz poziom kar za niedotrzymanie warunków niezawodności powinny być ustalane administracyjnie. • Części finansowej opcji na niezawodność, w ramach której nabywca opcji na niezawodność (strona popytowa) ma prawo, lecz nie obowiązek, dokonać zakupu energii elektrycznej od wystawcy opcji (wytwórcy) w cenie wykonania określonej w opcji, zamiast w cenie referencyjnej. W zamian wystawca opcji otrzymuje stałą płatność – premię, 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 zarówno w części dotyczącej premii i ceny wykonania, jak i zasad ustalania ceny referencyjnej. • Zobowiązania wystawcy opcji (wytwórcy) do fizycznej dostawy energii elektrycznej w momencie wykonania opcji. W sytuacji, gdy wystawca nie jest w stanie spełnić tego obowiązku, wówczas może być zobowiązany do zapłacenia kary. Teoretycznie cena wykonania powinna być ustalana na poziomie 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. W wyniku zakupu opcji na niezawodność: • Strona popytowa (sprzedawcy energii elektrycznej) otrzymuje gwarancję dostępności mocy w systemie elektroenergetycznym odpowiadającej jej potrzebom, również w sytuacjach awaryjnych, oraz gwarancję ceny energii elektrycznej, gdy taka sytuacja awaryjna nastąpi, Rynki mocy oparte na cenie • Strona podażowa (wytwórcy energii elektrycznej) ma swobodę w ustalaniu mocy wystawianej w opcji, stabilizuje strumień przychodów i otrzymuje dodatkowe wynagrodzenie w formie premii za wystawioną opcję. Płatności za moc Model rynku oparty na płatnościach za moc jest podstawowym przykładem rynku mocy opartego na cenie. Jest to najprostsze rozwiązanie dla rynku mocy polegające na bezpośrednich płatnościach dla wytwórców energii, dokonywanych przez niezależny podmiot (spółka celowa, OSP). W odróżnieniu od modelu rynków mocy opartych na wolumenie, w przypadku modelu płatności za moc punktem wyjścia do prowadzenia procesu kontraktacji jest cena, którą oferuje podmiot zakupujący moc. Na tej podstawie wytwórcy ustalają wolumen, który skłonni są zaoferować w zamian za zaproponowaną cenę. Opcje na niezawodność nie są standardowym narzędziem zabezpieczającym ryzyko wahań cen energii elektrycznej, lecz mają na celu zapewnienie stabilności systemu elektroenergetycznego w sytuacjach awaryjnych. Stąd też cena wykonania 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 konkurencyjnego rynku energii elektrycznej. Jedynie dla takiego rynku możliwe jest określenie granicy pomiędzy wahaniami cen wywołanymi standardową grą rynkową podaży i popytu a sytuacjami awaryjnymi, w których zagrożona jest stabilność systemu elektroenergetycznego. W zależności od celu, który stawiany jest rynkowi mocy oraz potrzebom systemu elektroenergetycznego, system płatności za moc może być skierowany do różnych jednostek wytwórczych. Przykładowo: • Płatności dotyczyć mogą wszystkich istniejących lub istniejących i planowanych jednostek wytwórczych, Model rynku mocy oparty na opcjach na niezawodność wymaga rozwiniętego i konkurencyjnego rynku energii elektrycznej 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 • Płatności za moc mogą dotyczyć wybranych jednostek wytwórczych, jeżeli z perspektywy stabilności systemu elektroenergetycznego ich funkcjonowanie jest niezbędne, 20 a rachunek ekonomiczny wskazuje na nieopłacalność produkcji w tych jednostkach, 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 inwestycyjną firm energetycznych. • Płatności za moc mogą dotyczyć tylko nowych jednostek wytwórczych, jeżeli celem ich funkcjonowania jest wspieranie odbudowy mocy wytwórczych. Dodatkowo w takiej sytuacji kontraktowanie mocy powinno być realizowane z odpowiednim wyprzedzeniem, tak aby ewentualne płatności za moc mogły być uwzględnione przez inwestorów w kalkulacjach rentowności nowych jednostek wytwórczych, Zgodnie z obecnymi prognozami w latach 2016–2018 w polskim systemie elektroenergetycznym mogą wystąpić niedobory mocy spowodowane wyłączeniem starych i nierentownych bloków energetycznych i brakiem źródeł zastępczych, które (pomimo że są obecnie w budowie) nie zostaną jeszcze uruchomione. • Płatności za moc mogą być adresowane również do jednostek 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 zarządzanie miksem paliwowym. W ubiegłym roku rozpoczęły się prace nad rozwiązaniami rynku mocy. Rozwiązania w tym zakresie mogłyby wejść w życie prawdopodobnie od 2016/2017 roku. Poziom wynagrodzenia wytwórców za moc może być ustalany na różne sposoby. Opłata kalkulowana może być na podstawie przyjętych kosztów stałych hipotetycznej jednostki. 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 zapewnić danej technologii odpowiedni poziom rentowności przy uwzględnieniu jej kosztów stałych i zmiennych oraz przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej. Rozwiązanie to pozwala zarządzającemu rynkiem mocy na dyskryminację lub promocję danych technologii i jest narzędziem do zarządzania zarówno miksem paliwowym, jak i kierunkami rozwoju mocy wytwórczych. Polska przygotowując się do wdrożenia modelu rynku mocy, musi zdefiniować, jaki cel taki rynek ma realizować: • Zapewnienie wymaganej rezerwy przez jednostki, których praca nie ma uzasadnienia ekonomicznego? – wydaje się, że rozwiązania adresujące te wyzwania zostały już wdrożone (co szerzej opisane jest w dalszej części dokumentu) i możliwe jest ich rozszerzanie na kolejne jednostki wytwórcze zastępujące w perspektywie kolejnych lat jednostki stopniowo wycofywane, • Dodatkowe źródło przychodów dla wytwórców, którzy nie mają możliwości pracy na pełnych zdolnościach produkcyjnych? – czy tutaj rozwiązania oparte na konkurencyjnych mechanizmach gry popytu i podaży dadzą zamierzony efekt, a z kolei warunki administracyjnej alokacji środków nie zaburzą konkurencyjności sektora? Model rynku oparty na płatnościach za moc pozwala zarządzającemu rynkiem mocy na dyskryminację lub promocję danych technologii i jest narzędziem do zarządzania zarówno miksem paliwowym, jak i kierunkami rozwoju mocy wytwórczych • Wsparcie jedynie dla nowych jednostek? – wsparcie dla wybranych technologii? – czy w tym obszarze wystarczy stabilizacja systemu w horyzoncie 4 lat, jaki zwykle obejmuje rynek mocy, czy też w przypadku nowych jednostek niezbędne jest wsparcie 15-letnie, jak w niektórych wariantach implementacji rynku mocy? Rynek mocy w Polsce Bez odpowiedzi na powyższe pytania trudno przewidzieć korzyści i koszty wprowadzenia rynku mocy. Z kolei dopiero określenie celów wdrożenia pozwala na projektowanie jego architektury. Przykładowo wprowadzenie rozwiązań opartych na modelu certyfikatów mocowych, których cena jest wynikiem gry rynkowej, nie pozwoli na dedykowanie wsparcia dla nowych jednostek wytwórczych. Obecnie rynek mocy w Polsce jest w fazie projektowania. Dla prawidłowości jego funkcjonowania oraz osiągnięcia celów stawianych takim rozwiązaniom niezbędne jest przygotowanie odpowiedniej architektury rynku. Mimo że istnieje kilka potencjalnych modeli rynku mocy, to mnogość wariantów ich implementacji może doprowadzić do wypaczenia spodziewanych efektów wdrożenia. Kształt rynku 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 21 technicznemu kosztowi stałemu zdolności wytwórczych danej JGWa bez amortyzacji oraz kosztów zarządu i sprzedaży skorygowanemu o współczynnik efektywności na poziomie 0,93. Dla roku 2014 wartość ceny referencyjnej wynosi 37,13 PLN/MWh. 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 rozwiązań opartych na modelu certyfikatów mocowych, których cena jest wynikiem gry rynkowej, nie pozwoli na dedykowanie wsparcia dla nowych jednostek wytwórczych Rynek mocy i kontrakty różnicowe – doświadczenia Wielkiej Brytanii Reforma Rynku Energii (EMR) w Wielkiej Brytanii ma za zadanie wprowadzić narzędzia wspierające inwestycje w niskoemisyjne źródła wytwórcze. Podstawowe elementy tej reformy to rynek mocy (capacity market) oraz kontrakty różnicowe (CfD). Zadaniem CfD jest ustabilizowanie przychodów źródeł niskoemisyjnych, a co za tym idzie obniżenie kosztów finansowych inwestycji w takie jednostki wytwórcze. Kontrakty CfD mają zastąpić dotychczasowe systemy wsparcia dla energetyki odnawialnej 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 dodatkowej mocy do systemu lub ograniczenia zapotrzebowania na energię elektryczną w sytuacjach ograniczonej podaży. Rynek mocy ma zatem za zadanie ograniczyć ryzyko blackoutu. Równolegle do prac nad rozwiązaniem docelowym w 2014 roku funkcjonują już wdrożone narzędzia pomostowe, 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 ekonomicznie (często nierentownych) bloków. Zgodnie z modelem interwencyjnej rezerwy zimnej wytwórcy mogą utrzymywać te bloki w rezerwie w zamian za stałe płatności realizowane przez OSP. Szacunki PSE wskazują, iż w interwencyjnej rezerwie zimnej powinno być utrzymywane ok. 1000 MW mocy. 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 podstawie odpowiedniego indeksu będzie niższa niż cena referencyjna określona w kontrakcie CfD, wytwórcy otrzymają odpowiednią rekompensatę do wysokości ceny referencyjnej. 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. 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 ponad zapotrzebowanie na energię elektryczną, pokryte w ramach Umów Sprzedaży Energii oraz na Rynku Bilansującym w ramach generacji swobodnej. Rozwiązanie wprowadzane w ramach reformy rynku energii skutecznie ogranicza ekspozycję wytwórców na ryzyko wahań cen hurtowych energii elektrycznej. Celem kontraktu CfD jest zapewnienie inwestorom większej przewidywalności przychodów i stabilności finansowej w długim okre- Płatności za usługi operacyjnej rezerwy mocy realizowane są na podstawie ceny referencyjnej godzinowej rezerwy operacyjnej, która odpowiada średniemu jednostkowemu 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 22 sie. Zakłada się, że kontrakty CfD będą zawierane na okres 15 lat. Wyjątkiem jest energetyka jądrowa, gdzie przewiduje się 35-letni okres obowiązywania kontraktu. stawiają jednak pod znakiem zapytania możliwość wydania pozytywnej decyzji w tym zakresie. Kontrakty CfD przeznaczone są dla nowych niskoemisyjnych źródeł wytwórczych opartych na różnych technologiach. Należy zaznaczyć, iż do tej kategorii zaliczane są zarówno odnawialne źródła energii, jak i energetyka jądrowa oraz źródła wyposażone w instalację CCS. Jednostki, które chcą się ubiegać o CfD, spełnić muszą ustalone administracyjnie kryteria, uzależnione od danej technologii wytwarzania (wytwórcy kwalifikowani – eligible generators). Co do zasady, ramowe regulacje ujęte w CfD nie będą różniły się między poszczególnymi technologiami. Niemniej jednak pewne korekty mogą okazać się niezbędne, aby odpowiednio zaadresować potrzeby i wymagania inwestorów w zależności od wybranych rozwiązań technologicznych i warunków konkretnego projektu. Zakres potencjalnych 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 kontrakt z ceną ustaloną dla danej technologii. Po tej fazie rozdziału CfD, której długość nie została jeszcze ostatecznie ustalona, CfD będą przydzielane w ramach aukcji konkurencyjnych opartych na cenie. Regulacje dotyczące CfD są obecnie szczegółowo badane 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 niskoemisyjnych i docelowo mają za zadanie zastąpić istniejące regulacje dotyczące wsparcia dla źródeł odnawialnych. Dodatkowo Brytyjczycy zaliczyli do tej kategorii technologię jądrową. Jeżeli po przeprowadzonym postępowaniu Komisja Europejska uzna, że rozwiązania oparte na kontraktach CfD w energetyce nie są niedozwoloną pomocą publiczną dla budowy nowych elektrowni atomowych w Wielkiej Brytanii, podobne rozwiązania będą mogły być zastosowane na potrzeby polskiego programu atomowego. Ostatnie informacje opublikowane przez Komisję Europejską w grudniu 2013 roku 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 23 Mit 3. Klienci nie skorzystali na uwolnieniu rynku 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, kwalifikującym 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 zliberalizowanych, choć regulowanych w segmencie klientów indywidualnych 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 kilka lat temu, trudno nie zgodzić się, iż postęp w segmencie sprzedaży energii jest faktem. Jednocześnie zaznaczyć należy, iż w ramach rachunku 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 podlegające taryfikacji oraz część rachunku wynikająca z obowiązku zakupu i umorzenia przez przedsiębiorstwa obrotu tzw. kolorowych certyfikatów. To taki rachunek obejmujący wszystkie powyższe komponenty jest przedmiotem percepcji klientów. Tradycyjnie sprzedaż energii do klientów z grupy taryfowej A i B cechowała niska, często bliska zeru marża. Przedsiębiorstwa energetyczne sprzedając energię do największych odbiorców, praktycznie na tym nie zarabiają (na poziomie marży jednostkowej). Przez lata segmentem, który pozwalał na generowanie 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 stanie 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 wszystkim tradycyjnie najwyżej marżowego segmentu małych i średnich przedsiębiorstw. Czy energia dla klienta jest droga? Odrębne zagadnienie stanowi marżowość w segmencie 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 utrzymywaniem się niskiego poziomu cen energii na rynku hurtowym 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). 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. Powodem 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 wyrazu”, o nieuświadomionej na co dzień wartości. Póki klient pozostaje nieuświadomiony tego, co dzięki energii otrzymuje i co jest w stanie zrobić, zawsze będzie przeświadczony, że płaci za dużo, zaś lwią część jego rachunku pochłania zysk przedsiębiorstwa energetycznego. Należy przypuszczać, iż przyszłe zmiany wysokości marży na sprzedaży do gospodarstw domowych po uwolnieniu rynku będą pochodną stopnia, w jakim główni gracze rynkowi zdołają się przygotować do prawdziwej konkurencji. W przypadku gdy w momencie uwolnienia cen rynek będzie gotowy do konkurowania o klienta, marża W percepcji klienta na rynku energetycznym rachunek za energię najczęściej będzie „za wysoki”, bez względu na to, ile wynosi 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 26 Średni procentowy poziom oszczędności* w cenie energii elektrycznej dla klientów biznesowych korzystających z zasady TPA w latach 2012–2013 2012 25% 2013 20% 17,2% 15% 10% 8,3% 5% 0% 19,5% 1,6% 3,2% Grupa taryfowa A 5,4% Grupa taryfowa B Grupa taryfowa C * 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. Czy klienci nie są zainteresowani dla gospodarstw domowych powinna początkowo dalej wzrastać do poziomu, który uzasadnia koszty pozyskania 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 optymalizację 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 efektywnego 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 poziom 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. 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 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 biznesowych i 135,6 tys. dla klientów indywidualnych). Pomimo wzrostu liczby odbiorców zmieniających sprzedawcę energii nadal jest ich istotnie mniej niż na większości rynków energii w Europie. Daleko Polsce jeszcze do rynków 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 obojętnie 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%. 27 Schemat relacji pomiędzy optymalizacją Cost to Serve* a wzrostem rentowności sprzedawcy energii Składowe rachunku dla klienta Potencjał wzrostu marży sprzedawcy Koszty zakupu energii elektrycznej Marża netto 5% Koszty przesyłu i dystrybucji 80%–95% Marża brutto 5%–20% 5%–20% Cost to Serve 10–15% 20% redukcja Cost to Serve Cost to Serve Marża netto 5% Zwiększenie marży netto o 40% Redukcja Cost to Serve stanowi główne źródło zwiększenia rentowności sprzedawcy detalicznego Źródło: Analiza PwC * Cost to Serve - jednostkowy koszt obsługi klienta Oczywiście wzorem rynków rozwiniętych należy spodziewać się, iż dopiero pełne uwolnienie cen dla gospodarstw domowych przyniesie wzmożony wzrost liczby klientów TPA (przykładowo na rynku niemieckim na skutek pełnej deregulacji rynku w 2007 roku wskaźnik zmian sprzedawcy klientów indywidualnych w ciągu jednego tylko roku osiągnął poziom zbliżony do skumulowanego poziomu osiągniętego we wcześniejszych niemal dziesięciu latach, tj. ok. 8%). Z drugiej strony skutecznie poszukujący ofert i zmieniający sprzedawcę klient to wyłącznie ten, który jest wyedukowany, i ten, który dysponuje narzędziami do porównywania ofert (m.in. wyszukiwarki 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 świadomości klientów pod wpływem kampanii przedsiębiorstw energetycznych oraz akcji promujących zmianę sprzedawcy (działalność URE). Przykładowo w 2012 roku (już po raz drugi) URE przygotował i przeprowadził kampanię edukacyjno-informacyjną, której motywem przewodnim była zmiana sprzedawcy energii. Obejmowała ona m.in. spoty telewizyjne 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 ponad 80%. Tego typu akcje mają szansę praktycznie wpłynąć na wiedzę klientów. 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 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 wszystkim o świadomości swojej wartości. Klienci ci to grupa bardzo 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 stanie wymuszać reakcję innych sprzedawców. W ten sposób wzrost liczby klientów, którzy dojrzeli do zmiany sprzedawcy, będzie z roku na rok nasilał działania konkurencyjne. 28 Skumulowana liczba odbiorców TPA w latach 2007–2013 140 000 135 619 +42% Klienci biznesowi +77% Gospodarstwa domowe 120 000 100 000 92 626 80 000 76 470 65 327 60 000 40 000 21 716 20 000 0 62 541 2007 905 85 2008 1537 1062 7611 2009 1 340 2010 Klienci biznesowi 14 341 2011 2012 2013 Gospodarstwa domowe Źródło: Urząd Regulacji Energetyki Wnioski z analizy PwC w zakresie doświadczeń klientów indywidualnych na krajowym rynku energii elektrycznej Percepcja wysokich kosztów związanych z energią – rachunek zawsze jest „za wysoki” Energia elektryczna odbierana jako produkt „bez wyrazu” Klient indywidualny na krajowym rynku energii elektrycznej Ograniczona wyobraźnia w zakresie możliwości łączenia energii z innymi usługami i produktami Niska świadomość nt. rynku, podmiotów, rozdziału na sprzedaż i dystrybucję Poczucie braku kompetencji w zakresie porównywania ofert i cen Źródło: Analiza PwC 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 29 Wnioski z analizy PwC w zakresie doświadczeń klientów biznesowych na krajowym rynku energii elektrycznej Stosunek do energii elektrycznej oraz poziom wiedzy nt. rynku zależny od branży (produkcja, handel,usługi) i wielkości firmy Klient biznesowy na krajowym rynku energii elektrycznej Małe firmy w zakresie świadomości i negatywnych skojarzeń bardzo zbliżone do klientów indywidualnych – dominuje zagubienie Bardzo wysoki poziom wiedzy największych klientów („wyedukowani” przez branżę energetyczną) Największe kompetencje i świadomość korzyści z optymalizacji kosztów/zużycia w przypadku firm produkcyjnych Od sprzedawcy energii oczekiwanie niskiej ceny, elastyczności, indywidualnego podejścia, doceniania lojalności Źródło: Analiza PwC Czy jest za wcześnie na rozwój oferty poprawie jakości obsługi klienta, co nie obejdzie się bez zmiany kultury organizacyjnej, standaryzacji i optymalizacji procesów sprzedażowych i obsługowych, docelowo wdrożenia CRM. produktowo-usługowej i szukanie nowych strumieni przychodów Cele krótko- i średnioterminowe dla sprzedawców energii to zatem budowa efektywnej i skutecznej funkcji sprzedażowej i obsługowej, tak aby optymalizować koszty (przede wszystkim Cost to Serve) i być w stanie przedstawić ofertę konkurencyjną cenowo, a z drugiej strony poprawić doświadczenie klienta. w sytuacji, gdy branża cierpi na braki na poziomie elementarnym? Dla wszystkich tradycyjnych sprzedawców energii na obecnym etapie rozwoju rynku kluczowe jest zadbanie o stworzenie stabilnych fundamentów, m.in. informacje o kliencie i zapewnienie akceptowalnego poziomu obsługi klienta (w porównaniu z innymi branżami jak bankowość czy telekomunikacja). Wyzwania na rynku są dla większości przedsiębiorstw energetycznych zbliżone, dlatego przewaga konkurencyjna będzie budowana przede wszystkim dzięki szybkości wdrażania usprawnień. Mowa tu przede wszystkim o uporządkowaniu i ujednoliceniu systemów billingowych, 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 W takich okolicznościach wydawać się może, że na tworzenie 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- 30 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 energetycznej. 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 energetyczne, może to być też m.in. telekomunikacja. Gdy wszyscy najważniejsi gracze osiągną wspomniane fundamenty, 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, tania i dobra obsługa, ale również poszukiwanie i testowanie źródeł dodatkowych strumieni przychodów. To, czego bowiem należy się spodziewać w dłuższym okresie, to sytuacja, w której poprawione doświadczenie klienta w wyniku podjętych działań w obrębie fundamentów przełożyć się może na wzrost jego lojalności i skłonność do rekomendacji. Podjęte działania mają szansę przełożyć się na zmianę koncentracji klientów z aspektów wyłącznie 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). Gdy wszyscy najważniejsi gracze osiągną fundamenty, czym wówczas będzie można wyróżnić się i wygrać na rynku? Tak – tania i dobra obsługa, ale również poszukiwanie i testowanie źródeł dodatkowych strumieni przychodów. Poprawione doświadczenie klienta w wyniku podjętych działań w obrębie fundamentów przełożyć się może na wzrost jego lojalności i skłonność do rekomendacji Oczywiście w przypadku dużej grupy klientów indywidualnych także przyszłe działania sprzedawców będą skupiać 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 powód 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 dostosować ofertę i obsługę do oczekiwań poszczególnych grup klientów. Przewagę w długim okresie będą w stanie zbudować przede wszystkim najszybciej działające przedsiębiorstwa, 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 rynku energii, z każdym rokiem nabierają wielu cech oferty 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 abonamentem prywatnej sieci placówek medycznych. Dla klienta indywidualnego gwarancje ceny, taryfy różnicujące stawkę w zależności od pory dnia to już standard. W kolejnych latach wzorem rynków rozwiniętych należy spodziewać się rozwoju usług home assistance czy upowszechnienia oferty bazującej na programach lojalnościowych. 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 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 Bój o klienta to jednak nie tylko walka pomiędzy tradycyjnymi 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 31 z najlepszych praktyk z telekomunikacji czy bankowości, a wśród nich wysokie umiejętności sprzedażowe i komunikacyjne kadry, budowanie więzi i pozytywnych skojarzeń z marką, wydajne i funkcjonalne fizycznie placówki kontaktu, ale i narzędzia internetowe. Prawdą jest, iż na poziomie taktycznym w batalii o klienta 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, trudno 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 natomiast mimo wszystko stwierdzenie, iż polski klient nie skorzystał dotąd z uwolnienia rynku i że regułą jest, iż zamiast 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. 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 32 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 33 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 34 Mit 4. Inteligentna energetyka zaczyna się od liczników W latach 2014–2015 liczba tzw. liczników inteligentnych 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 inteligentnych liczników to penetracja na poziomie ok. 7%, co w obliczu celu 80% w roku 2020 oznacza, że w latach 2016–2020 oczekiwać należałoby wyraźnego przyspieszenia procesów wdrożeniowych. 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. Obserwacja środowiska międzynarodowego wskazuje, że przyszłość inteligentnej energetyki nie będzie definiowana na bazie monitorowania postępu w instalacji liczników, a raczej będzie skutkiem zmiany filozofii podejścia do celów i sposobów wdrożenia smart meteringu Dwie grupy argumentów każą się natomiast ponownie zastanowić nad tym, czy inteligenta energetyka powinna się zacząć od obowiązującego powszechnie celu 80% na instalację liczników u odbiorców końcowych: Dyskusja o inteligentnym odbiorcy tradycyjnie zaczynała się od przytoczenia Dyrektywy 2009/72/WE, w świetle której kraje członkowskie Unii Europejskiej, z wyłączeniem nielicznych przypadków7, zostały zobowiązane do wdrożenia do roku 2020 inteligentnego opomiarowania u 80% masowych odbiorców. Podstawowym założeniem było uznanie konieczności instalacji inteligentnego licznika, jako pierwszego kroku do wyzwolenia inteligentnych reakcji odbiorcy masowego. W kolejnym kroku, poprzez tworzenie inteligentnych sieci, miały zostać osiągnięte korzyści, które zwrócą początkowe inwestycje. a) Dwa kraje Unii Europejskiej – Włochy i Szwecja – zakończyły pełne wdrożenie inteligentnych liczników. Mogłoby się w związku z tym wydawać, że to te krajebędą liderami w zakresie innowacyjnych taryf/produktów i włączenia odbiorców w aktywne uczestnictwo w inteligentnym systemie energetycznym. Tymczasem, jak wskazują wyniki raportu8 opublikowanego przez CEER (Rada Europejskich Regulatorów Energii), nie ma prostej zależności pomiędzy stopniem zaawansowania wdrożenia smart meteringu a stopniem zaawansowania produktów i intensywnością komunikacji z odbiorcą. Rok 2013 przyniósł duże zmiany w przebiegu dyskusji, a za sprawą niemieckiej analizy kosztów i korzyści realizm w ocenie potencjału ekonomicznego inteligentnych liczników przestał być utożsamiany ze skostniałym myśleniem państwowych monopoli. Analiza niemiecka dowiodła, że opłacalne jest wdrożenie inteligentnych liczników u odbiorców zużywających ponad 6 MWh rocznie oraz u „prosumentów”. Nawet przy uwzględnieniu specyfiki rynku niemieckiego (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 zinterpretowane jako deklaracja realizmu w ocenie wdrożeń inteligentnego opomiarowania. Ten komunikat został także wzmocniony faktem, że w tym samym okresie w Austrii odbiorcy otrzymali możliwość odmowy zgody na instalację 7 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 domowych (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 cenie liczników „tradycyjnych” i inteligentnych. Analizując ceny liczników oferowane w przetargach w Polsce, można zauważyć, że koszt licznika w okresie 3–4 lat spadł o ponad 20%. Gdyby jednak oczekiwać na moment, kiedy spadające ceny uzasadnią ich masową instalację motywowaną korzyściami dla odbiorców, to kolejne 3–4 lata byłyby okresem stagnacji. naliza kosztów i korzyści przeprowadzona w czterech krajach UE wykazała, że wdrożenie A wg scenariusza zaproponowanego w Dyrektywie nie jest korzystne ekonomicznie. 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 8 36 tatus review of regulatory aspects of smart metering including assessment of roll-out. CEER, S wrzesień 2013. celem będzie uzyskanie dodatkowego wsparcia finansowego w różnej postaci. To w prostej linii prowadzi do konieczności ponoszenia dodatkowych kosztów przez odbiorców końcowych 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 mechanizmów stabilizujących rynek (np. rynek mocy), każdy kolejny element kosztowy budzi kontrowersje. Benefity z tworzenia inteligentnej infrastruktury tylko częściowo wynikają z reakcji odbiorców – analizy biznesowe wskazują na istotniejsze grupy korzyści dla operatorów systemu dystrybucyjnego, czy całej gospodarki, które mogą uzasadnić projekty smart. Jednak jeżeli korzyści mają pojawić się po stronie operatorów, to wskazana wydaje się zmiana logiki postrzegania inwestycji w inteligentną energetykę z punktu widzenia licznika odbiorcy na punkt widzenia sieci Dyskusja, która toczy się na poziomie międzynarodowym, ma także odzwierciedlenie w Polsce – pomimo formalnie obowiązującego celu instalacji 80% liczników inteligentnych do roku 2020, status wdrożenia jest bardzo różny w poszczególnych OSD. W tym podejściu dodatkowymi (a może nawet podstawowymi) parametrami do mierzenia skuteczności wdrożenia powinien być wpływ na wskaźniki określające niezawodność dostaw energii elektrycznej – SAIDI czy SAIFI, a nie kolejne punkty procentowe zaawansowania instalacji inteligentnych liczników. Oczywiście instalacja liczników i systemu komunikacji wpływa na możliwości automatyzacji sieci, ale jak dotychczas możliwości wdrażania zaawansowanych funkcji zarządzania siecią, jak np. funkcji automatycznego wykrycia miejsca zwarcia, wydzielenia uszkodzonego odcinka i przywrócenia zasilania (FDIR – Fault Detection, Isolation, Restoration), nie były opisywane jako priorytet w projektach smart. Na dwóch różnych końcach skali znajdują się Energa Operator, 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”? Podobnie jak w innych segmentach energetyki, dużą rolę odegra polityka wsparcia inteligentnych liczników prowadzona przez URE. Obecny system „dodatkowego” wynagradzania inwestycji w AMI jest przez inwestorów i analityków oceniany jako atrakcyjny i był ważnym elementem w ocenie atrakcyjności GK Energa przy wejściu na giełdę. Zmiana logiki dałaby także odpowiedź na pytanie, ile liczników powinno zostać zainstalowanych i w jakim okresie. W większości krajów EU, gdzie toczy się wdrożenie (wyjątkiem jest Wielka Brytania), koszty zakupu i instalacji liczników 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 finansowane w ramach regularnej działalności dystrybucyjnej. Koszty ponoszone ponad ten poziom (np. instalacja liczników u odbiorców, gdzie wolumen dystrybuowanej energii jest poniżej 1 MWh rocznie) zawsze będą przedmiotem dyskusji, której Jeżeli zostanie utrzymany obecny system wynagradzania 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 znajdują 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 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 Pilotaże – duża skala 37 Masowe wdrożenie Niezależnie od tego, czy w Polsce inteligentna energetyka rozpocznie się od liczników, czy od sieci, co z dużym prawdopodobieństwem będzie trendem międzynarodowym – zmiana niezbędna jest przede wszystkim w świadomości odbiorców. W badaniach przeprowadzonych w ramach programu „ISE – dla domu, środowiska i gospodarki”9 zbadano 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 instalację inteligentnego opomiarowania). Kampania edukacyjna w Polsce będzie się odbywała w warunkach trudniejszych niż np. w Wielkiej Brytanii, gdzie właścicielami liczników są sprzedawcy lub niezależne podmioty, które dzięki instalacji inteligentnych liczników zyskują nowe możliwości sprzedaży produktów /usług. Powołana do prowadzenia komunikacji z odbiorcami jednostka Central Delivery Body zarządza tą akcją centralnie w sposób, który przypomina zintegrowane kampanie marketingowe przedsiębiorstw usługowych. W Polsce rolę animatora zwiększania świadomości odbiorców przyjęło PTPIREE, ale działania będą musiały być uzupełnione aktywnością poszczególnych OSD, które w obowiązującym modelu rynku nie pełnią rozbudowanej roli proklienckiej. W tym kontekście inteligentna energetyka to w pierwszej kolejności inteligentne sieci dystrybucyjne, które będą musiały być w czasie uzupełnione inteligentnymi licznikami zainstalowanymi u świadomych odbiorców. 9 adanie GfK Polonia zaprezentowane w ramach projektu „ISE – dla domu, środowiska i gospoB darki” na próbie 963 respondentów. 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 38 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 39 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 40 Mit 5. Regulacja powinna zapewniać stabilność, a nie konkurencyjność Zielone certyfikaty – przyciągnięcie Jednym z najdynamiczniej rozwijających się sektorów branży energetycznej ostatnich lat jest energetyka odnawialna. Od początku 2005 roku sektor ten przeżywa rozkwit, osiągając na koniec roku 2013 ponad 5 GW mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii10. inwestorów Głównym powodem, dla którego certyfikaty zachęciły inwestorów 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 wkroczenia na nowy, nieznany rynek, wobec którego inwestorzy zagraniczni mogli mieć ograniczone zaufanie. Powodem istnienia takiej możliwości w systemie zielonych certyfikatów był fakt, iż inwestorzy, niezależnie od parametrów jakościowych projektu, realizowali podobne przychody w przeliczeniu 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. Motor napędu rozwoju OZE w Polsce stanowią zielone certyfikaty, tj. świadectwa pochodzenia energii elektrycznej, których obowiązek umorzenia (bądź uiszczenia 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 certyfikaty wyznaczony zostaje poprzez ustalenie wysokości obowiązku umorzenia, a maksymalna cena certyfikatu na podstawie wysokości opłaty zastępczej. Wzrost mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii w Polsce MW 5000 + 4053 MW 4000 3000 2000 1000 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Źródło: Analiza PwC na podstawie danych ARE 10 Ze względu na specyfikę technologii współspalania biomasy, moc w jednostkach konwencjonalnych prowadzących współspalanie biomasy z węglem nie jest ujęta w wielkości mocy OZE. 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 42 System certyfikatów pozwolił na przyciągnięcie znaczącej 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 Schemat różnic w funkcjonowaniu systemu zielonych certyfikatów i systemu aukcyjnego System zielonych certyfikatów Zwrot projektu Projekty dopuszczone do systemu Różnice pomiędzy obecnym i przyszłym systemem Zwrot wystarczający do realizacji projektu System zielonych certyfikatów Parametry projektu Istotą systemu wsparcia w postaci zielonych certyfikatów jest dopuszczanie do systemu projektów niezależnie od ich parametrów (takich jak CAPEX na instalację, produktywność, wynegocjowane kontrakty na odbiór energii i certyfikatów etc.). Oznacza to, iż do systemu wsparcia dopuszczana jest każda jednostka OZE i jednocześnie konkurencja między nimi jest znacząco ograniczona. Zwrot projektu System aukcyjny System aukcyjny System aukcyjny jest kompletnym odejściem od systemu certyfikatów. Poprzez konieczność składania ofert sprzedaży energii elektrycznej i konkurencję o miejsce w systemie wsparcia inwestorzy zmuszeni są do ofertowania cen wystarczających 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 ograniczone, a cena zróżnicowana dla każdego inwestora. Zwrot wystarczający do realizacji projektu Projekty dopuszczone do systemu (ograniczenie ich liczby oraz wysoka selekcja projektów) Parametry projektu Zbyt niskie wymagania dotyczące zwrotu mogą skutkować brakiem realizacji inwestycji i blokadą miejsca w systemie Zyski/zwrot realizowany przez projekt Zyski ponadwymagane do realizacji inwestycji, zachęta dla inwestorów do wkroczenia na nowy rynek 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 43 Pułapki systemu Zakładane przez Ministerstwo Gospodarki oszczędności 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 Nowy system wsparcia zakłada uczestnictwo w aukcji przez inwestycje znajdujące się na etapie projektu. Po zakończeniu aukcji inwestor może przewidzieć prawie w pełni stronę przychodową przedsięwzięcia. Po zakończeniu i zwycięstwie w aukcji inwestorzy przystępować będą do zamykania procesu finansowania oraz konstrukcji instalacji OZE. Oznacza to, że strona kosztowa może ulegać odchyleniom w kluczowych parametrach inwestycji. System zielonych certyfikatów jest stabilnym narzędziem pozwalającym na stymulowanie rozwoju nowych mocy. Stabilność nie jest jednak jedynym kryterium, przez pryzmat którego należy patrzeć na regulacje. Konkurencyjność stymulowana w ramach funkcjonowania systemu aukcyjnego 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 perspektywy inwestorów, ale wymaga stymulowania konkurencji w celu optymalizacji jej kosztów. Warunkiem funkcjonowania systemu pozostaje jednak sprawne przeprowadzanie aukcji przez URE, których częstotliwość powinna być wyższa niż jeden raz w ciągu roku. Niewielka częstotliwość aukcji może negatywnie wpłynąć na zachowania inwestorów, zmuszając ich do zaniżonego ofertowania i efektywnego braku realizacji projektów inwestycyjnych. 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 potęgowana przez niską spodziewaną częstotliwość aukcji. Ustawa OZE nie precyzuje ich liczby w ciągu roku, jednak należy 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 wsparcia 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. 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 44 Wzrost mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii w Polsce mln PLN 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Koszt obecnego systemu wsparcia – scenariusz ograniczonej wartości świadectw pochodzenia Koszt nowego systemu wsparcia przy indeksacji cen aukcyjnych Źródło: Analiza PwC na podstawie Oceny Skutków Regulacji ustawy OZE z dnia 28.03.2014 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 45 Kontakt Joanna Erdman Wiceprezes Zarządu ING Bank Śląski Tel.: +48 22 820 4232 e-mail: [email protected] Piotr Łuba Partner Zarządzający Doradztwem Biznesowym Lider Grupy Energetycznej PwC Tel.: +48 22 523 4662 e-mail: [email protected] Kazimierz Rajczyk Dyrektor Zarządzający Sektorem ING Bank Śląski Tel.: +48 22 820 4229 e-mail: [email protected] Dorota Dębińska-Pokorska Dyrektor, Doradztwo Biznesowe PwC Tel.: +48 22 746 7150 e-mail: [email protected] Sebastian Janda Wicedyrektor, Doradztwo Biznesowe PwC Tel.: +48 22 746 7283 e-mail: [email protected] 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 spółkach 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 niezależne, 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. 5 mitów polskiej elektroenergetyki 2014 46
