S Y T U A C J A

POLSKICH PRZEMYSŁOWYCHODBIORCÓW ENERGII ELEKTRYCZNEJ.

Nowy Sącz 16.09.2010 r.

STRUKTURA KOSZTÓW ENERGII ELEKTRYCZNEJ

- duży odbiorca przemysłowy.

HISTORYCZNE KOSZTY ENERGII ELEKTRYCZNEJ ODBIORCY PRZEMYSŁOWEGO.

Składniki kosztów energii elektrycznej lata 2000 do 2009 [mln. zł]

9,1820,15 17,42

7,74 8,76 9,52 10,29 10,56 8,04 13,308,62

6,90

64,06

60,4958,49

57,31 52,88 49,38 49,94 54,41

67,55

90,00

8,57

11,4110,86 10,71 10,51

11,67

11,67

11,67

2,01 1,852,39

2,46

3,50

1,86 2,67 3,814,75

5,96

11,20

2000 r. 2001 r. 2002 r. 2003 r. 2004 r. 2005 r. 2006 r. 2007 r. 2008 r. 2009 r.

PRZESYŁ KDT CZARNA AKCYZA KOGENERACJA ZIELONA

KOSZTY ENERGII ELEKTRYCZNEJ

- wpływ na konkurencyjność polskich producentów w UE.

CENY KONTRAKTOWE ENERGII ELEKTRYCZNEJ – Polska, Niemcy, 2010 r.Dynamika zmian cen energii "czarnej" na 2010 r (pasmo) na rynkach: polskim i niemieckim.

44,9

51,5

45,045,5

46,1

44,8

45,746,5

45,8

44,5

47,3

44,844,1 44,0

42,9

44,1 44,0 44,0 44,5

45,4

44,444,1

44,6

45,5 45,5 45,6

48,9 49,0

47,8

52,9

53,0

54,0

50,5

50,551,0

48,0

49,049,5

50,049,5

49,0

45,0

45,546,0

46,0

47,0

43,042,7

45,044,3

42,5

43,3

47,0

42,5

56,0

50,0

41

46

51

56

10.04

.2009

23.04

.2009

03.06

.2009

01.07

.2009

15.07

.2009

29.07

.2009

12.08

.2009

26.08

.2009

30.09

.2009

07.10

.2009

21.10

.2009

28.10

.2009

04.11

.2009

02.12

.2009

09.12

.2009

18.12

.2009

23.12

.2009

30.12

.2009

07.01

.2010

20.01

.2010

04.02

.2010

17.02

.2010

03.03

.2010

17.03

.2010

30.03

.2010

16.04

.2010

28.04

.2010

12.05

.2010

Euro/MWh

Polska 2010 r Niemcy 2010 r

KOSZT JEDNOSTKOWY OPODATEKOWANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE.

77,9875,3764,5857,2151,5350,74

11VAT + akcyza

w zł/MWhPodatki

10,5310,178,727,726,966,85

12VAT + akcyza

mld zł/rokWartość

2057,9806,071,090,8840,79,2420102055,370,734,960,910,8239,168,820092044,584,43,830,750,6928,496,4220082037,214,41,660,640,2125,874,4420072031,534,41,530,71020,644,2520062030,744,41,120,66020,643,912005

1098765431czarnaRAZEMw akcyziezielonaczerwonażółtaczarnaprzesył

w zł/MWhAkcyza

VAT w zł/MWh

ROK

Opodatkowanie energii elektrycznej w Polsce w [zł/MWh]

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2005 2006 2007 2008 2009 2010

Akcyza VAT w przesyle VAT w "czarnej" VAT w żółtej VAT w czerwonej VAT w zielonej VAT w akcyzie

PODATEK AKCYZOWY OD ENERGII ELEKTRYCZNEJ – stawki i stosowanie w krajach UE.

5-5-PTPortugalia161,00160,50ESHiszpania

150,00150,00UKW. Brytania13,51,0013,50,50IEIrlandia

190,00190,00LTLitwa19-**19* 0,66SKSłowacja

150,00*150,00CYCypr200,72200,72BGBułgaria

19,60,00*19,60,00*FRFrancja210,78210,78LVŁotwa

90,00*90,00*ELGrecja180,84*18* 0,84MTMalta

210,00energochłonny201,04201,04HUWęgry

211,91≤ 1 kV191,15191,15CZCzechy 211,91-210,00> 1 kV

BEBelgia228,83222,63FIFinlandia

60,10Metal. elektroliza, chemia204,70203,10ITWłochy61,00<25000

60,50> 25 000 kWhLULuksemburg

183,20183,20EEEstonia

190,84*190,42*RORumunia

191,00****190,50> 10 000 MWh225,91225,91PLPolska1910,60***1910,6050-10 000 MWh1920,541912,30DENiemcy1939,80**1939,8010-50 MWh2015,00*20* 15,00ATAustria

19108,50*19108,500-10 MWh

NLHolandia

2528,992528,99SESzwecja201,00200,50SISłowenia2582,84-2591,82DKDania

%Stawka €/MWh%Stawka €/MWh%€/MWhstawka%€/MWh

VATOdb. nieprzem.VATPrzemysłKraj

VATOdb. nieprzem.VATPrzemysłKraj

Źródło: CE – Direktorate de General Taxation Excise dutu tables – january 2009 r

PODATEK AKCYZOWY OD ENERGII ELEKTRYCZNEJ – obniżki w krajach UE.

Źródło: DLA PipertaktakobowiązujeIrlandia

taktakobowiązujeFinlandia

taktakobowiązujeHolandia

taktakobowiązujeFrancja

taktakobowiązujeSlovenia

taktakobowiązujeRumunia

taktakobowiązujeBułgaria

taktakobowiązujeSzwecja

-takobowiązujeLuksemburg

taktakobowiązujeWłochy

---Grecja

---Portugalia

-takobowiązujeHiszpania

taktakobowiązujeEstonia

--obowiązujeŁotwa

taktakobowiązujeLitwa

taktakobowiązujeSłowacja

taktakobowiązujeAustria

taktakobowiązujeBelgia

taktakobowiązujeNiemcy

taktakobowiązujeWęgry

taktakobowiązujeWielka Brytania

taktakobowiązujeCzechy

Wyłączenie z opodatkowania lub zwrot akcyzyPreferencje ograniczające koszt

PROCESY ENERGOCHŁONNEPodatek AkcyzowyKRAJ

Koszty jednostkowe energii odnawialnej w POLSCE do 2030 r.

27,8 28,8

29,8

32,3

35,0

37,8

40,8

43,9

48,3

52,957,7

62,968,3

74,080,1

86,5

17,5

12,57,0

22,5

93,2

100,3107,8

115,7124,0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

odnawialna [zł/MWh]

cenę praw majątkowych kształtuje indeksowana opłata zastępcza;obowiązek dotyczy przedsiębiorstw obrotu a koszty ponoszą odbiorcy;nie różnicuje przychodów z produkcji w kolejnych latach pracy OZE;nie różnicuje źródeł z uwagi na datę ich budowy i technologie produkcji;ustalone w RMG % są ciągle korygowane i jednakowe dla wszystkich odbiorców.

12,912,411,911,410,910,410,410,48,7%

201720162015201420132012201120102009rok

SYSTEM ZIELONYCH CERTYFIKATÓW – charakterystyka i koszty.

258,89 267,95 1,11,6Różnica

9,78,3Zapotrzebowanie

8,66,5Produkcja

OZE

20092008TWh

SYSTEM CZERWONYCH I ŻÓŁTYCH CERTYFIKATÓW – charakterystyka i koszty.

Średni koszt jednostkowy energii z kogeneracji w POLSCE do 2030 r.

35,3

34,4

34,3

33,532,7

32,031,4

29,728,1

26,424,9

23,021,1

16,915,3

13,912,6

6,2

3,23,3

36,0

36,8

37,1

38,0

38,8

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

czerwona + żółta [zł/MWh]

2012201120102009rok

23,222,221,320,6%Pozostałe

3,53,33,12,9%Do 1 MW i gazowe

1,61,61,4-%Źródła metanowe

koszt ponoszony przez odbiorców zależy od poziomu cen energii „czarnej” !cenę praw majątkowych kształtuje ustalana przez Prezesa URE opłata zastępcza;określone w RMG % są jednakowe dla wszystkich odbiorców.

128,80/19,32

-

128,80/23,3258,50

0,40,3źródła małe i gazowe

1,20,3duże źródła węglowe

1,6-Różnica

26,325,6Zapotrzebowanie

24,825Produkcja

KOGENERACJA

20092008TWh

POLITYKA ENERGETYCZNA I PODATKOWA

- wpływ na utratę konkurencyjność polskiego przemysłu.

ZAKŁAD ENERGOCHŁONNY W UE – zwolnienia i ograniczenia opodatkowania En. El.

Dyrektywa Rady 2003/96/WE z dnia 27.10 2003 r .w sprawie restrukturyzacji wspólnotowych przepisów ramowych dotyczących opodatkowania produktów energetycznych i energii elektrycznej.

Definicja Zakładu Energochłonnego (Art.17 pkt.1a)

„Zakład energochłonny” oznacza jednostkę gospodarczą, w której:

Państwa członkowskie mogą stosować obniżki podatku dotyczącego energii elektrycznej dla zakładów energochłonnych.Art.17 pkt. 2

Państwa członkowskie mogą przyznać zwolnienia lub obniżki w poziomach opodatkowania bezpośrednio, poprzez zróżnicowaną stawkę albo poprzez refundowanie opodatkowania.

Art. 6

Dyrektywa nie ma zastosowania do energii elektrycznej wykorzystywanej do celów redukcji chemicznej oraz w procesach elektrolitycznych i metalurgicznych.Art. 2 pkt. 4

Dopuszczalne zwolnienia, ograniczenia i obniżenia opodatkowania energii

- krajowy należny podatek energetyczny wynosi przynajmniej 0,5% wartości dodanej brutto.

- koszty nabycia produktów energetycznych i energii elektrycznej wynoszą przynajmniej3% wartości produkcji lub

czerwona

przesył

przejściowa

czarna

zielona

akcyzaPodatek akcyzowy- stawka podstawowa dla odbiorców indywidualnych wynosi 20,50 €/MWh;- stawka podstawowa dla odbiorców przemysłowych wynosi 12,3 €/MWh;- przemysł energochłonny: 3% podstawowej stawki podatkowej tj. 0,62 €/MWh (obniżki w efekcie stosowania dyrektywy 2003/96/WE) .

Koszty wspierania produkcji EE w kogeneracji przenoszone są na odbiorców energii poprzez „taryfy stałe” dystrybutorów. Ich wysokość zależy od rocznego zużycia.

Powyżej 0,1 GWh/rok !!! opłata jest ograniczana do 0,25 €/MWh.

Koszty wspierania produkcji EE w OZE przenoszone są na odbiorców energii poprzez „taryfy stałe”. Ich wysokość zależy od rocznego zużycia (w 2008 17% po 117 €/MWh).

Dla odbiorców których koszt EE >15% wartości dodanej brutto (GVA)- zmniejszenie opłaty dodatkowej z 9,4 do 0,5 €/MWh.Odbiorców dla których koszt EE > 20% GVA oraz o rocznej konsumpcji > 100 GWh - brak obowiązku.Wartość dodana brutto (GVA) = przychody netto ze sprzedaży – (zużyte surowce + materiały + paliwa + energia + usługi obce + koszty podróży służbowych + inne koszty)

Odbiorcy których całkowity czas użytkowania mocy szczytowej > 7500 h/rok mająkalkulowane indywidualne stawki sieciowe - redukcja opłat o 40÷50 % .

Władze lokalne, zwalniają przedsiębiorstwa dystrybucyjne z opłat koncesyjnychza użytkowanie ziemi pod dystrybucję elektryczności w zakresie dostaw EE poniżej średniej ceny - tj. dla przemysłów energochłonnych.

ROZWIĄZANIA Z KTÓRYCH MOGĄ KORZYSTĆ PRODUCENCI NIEMIECCY.

Udział poszczególnych składników kosztowych w cenie EE w Niemczechkomunalni

40,22% 33,00% 11,00% 10,00%

0,80%

3,52%

1,51%

czarna przesył i dystrybucja koszty obrotu wsparcie OZEwsparcie kogeneracji podatek od energii opłaty koncesyjne

EFEKTY STOSOWANIA ROZWIAZAŃ SYSTEMOWYCH W NIEMCZECH.

Przemysł energochłonny

90,70%

3,00%

4,50%

0,60%0,30%1,00%0,00%

77 €/MWh

191 €/MWh

1,9% tj.1,46 €

3% tj.2,31 €

KOSZTY POLITYKI ENERGETYCZNEJ – POLSKA I NIEMCY.

POLSKA

66,67%

14,99%

7,41%

8,33%2,61%

podatek od energii

wsparcie kogeneracji

wsparcie OZE

przesył i dystrybucja

czarna

N I E M C Y

95,20%

3,00%

0,60%0,30%

1,00%

POLITYKI ENERGETYCZNE A KOSZTY ENERGII porównanie Polska – Niemcy, 2010 - 2012.

Pomimo wyższych cen energii elektrycznej „czarnej” energochłonny odbiorca przemysłowy w Niemczech poniesie niższe koszty energii elektrycznej: o 26,29 EUR/MWh, w roku 2010, o 20,67 EUR/MWh w roku 2011 i o 23,32 EUR/MWh w roku 2012.

Porównanie kosztów energii elektrycznej w Polsce i w Niemczech lata 2010 do 2012 (1 Euro = 3,85 zł) .

15,06 15,58

11,18

2,31

11,71

2,31

12,25

2,31

56,052,351,547,742,546,3

16,10

1,46

1,461,46

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Polska Niemcy Polska Niemcy Polska Niemcy

Euro/MWh

czarna akcyza + kolory przesył

2010 r 2011 r2012 r

UE - PRYMAT POLITYKI NAD GOSPODARKĄ- ochrona klimatu i ETS.

45,948,2

-60,1-50,0-25,1

12,3

41,0

-1,80,7

22,7

-0,8

14,515,7

0,3 -17,5

23,9

47,9

1,6 -3,6-14,1 -55,8 -30,3 -0,8 -31,6 -32,0

-6,5

-21,0 0,0

0,0

-7,5

-13,0

-28,0 -21,0

25,0

15,0

13,0

27,0

0,0

-8,0 -8,0 -8,0-6,04,0

-12,5 -8,0

0,0

-8,0 -8,0 -6,0 -6,0

-8-8-8

-8

-8

-8

-8

-8 -8

-8

-8

-8

-8

-8

-8

-8 -8

-8

-8-8

-8

-8 -8 -6 -8

-8 -81 4

19

20

10

1413

5

9 1115

17

-5

-13-16

-17-14

-20-20-16

-10

-4

-14

-20-15-16 -16

Austr

iaBe

lgia

Dani

aFi

nlan

diaFr

ancja

Grec

jaHi

szpa

niaHo

land

iaIrl

andi

aLu

ksem

burg

Niem

cyPo

rtuga

liaSz

wecja

Wie

lka B

ryta

niaWło

chy

Cypr

Czec

hy*

Esto

nia*

Litwa

*Ło

twa*

Mal

taSł

owac

ja*Sł

owen

ia*

Polsk

a*Węg

ry*

Bułga

riaRu

mun

ia

Redukcja w 2004 r w% Przydział - 2008-2012 Redukcja 2012/1990 w% Redukcja do 2020 r

Hiszpania i Portugalia pomimo niewykonania zobowiązania nałożonego protokołem z Kioto otrzymały możliwość dalszego zwiększania emisji a nowe kraje UE w tym Polska, które zobowiązania wykonały z dużą rezerwą ZMUSZONE SĄ REDUKCJE EMISJI KONTYNUOWAĆ.

ZRÓŻNICOWANE TRAKTOWANIE PRZEZ KOMISJĘ EUROPEJSKĄ KRAJÓW UE..

PRZYDZIAŁ UPRAWNIEŃ DO EMISJI CO2..

2013 r2008 - 2012

4 874 90064 783 032SUMA

3 334 326833 5811 006 0933 161 81416. Przemysł pozostały

4 803 5561 200 88906 004 44515. Elektroc. Przemysł.

1 520 677449 1221 071 55514. Materiały drewnopoch.

4 913 85704 913 85713. Przemysł chemiczny

1 476 615126 6231 349 99212. Przemysł cukrowniczy

1 492 08801 492 08811. Przemysł papierniczy

713 0640713 06410. Przemysł ceramiczny

2 217 687362 7521 854 9359. Przemysł szklarski

10 849 456010 849 4568. Przemysł cementowy

1 809 98101 809 9817. Przemysł wapienniczy

12 857 9051 850 25411 007 6516. Hutnictwo żelaza i stali

2 909 00002 909 0005. Przemysł koksowniczy

9 138 8641 080 0568 058 8084. Przemysł rafineryjny

7 669 1091 917 27709 586 3863. Ciepłownie zawodowe

2 760 000136 182 208SUMA

10 156 40315 234 605025 391 0082. Elektrociepł. zawodowe

113 551 2002 760 000110 791 2001. Elektrownie zawodowe

BezpłatneAukcjoninginstal. dodatkoweśredniorocznySektor

OCHRONA KLIMATU – ŚRODKI, CELE, SKUTKI..

CELE POLITYKI KLIMATYCZNO‐ENERGETYCZNEJ:

• redukcja emisji gazów cieplarnianych o 20% do roku 2020 w stosunku do 1990 r dla całej WE;

• redukcja emisji gazów cieplarnianych o 10% do roku 2020 w stosunku do 2005 r dla instalacji non ETS;

• 20% udział energii odnawialnej w całkowitym bilansie energii w roku 2020 w tym  obowiązkowy 10% udział

biopaliw w transporcie (Polska może zwiększyć emisje z instalacji non ETS o 14% do 2020 r) ;

• poprawa efektywności energetycznej do roku 2020 o 20% w stosunku do roku 2005;

• opanowanie technologii czystego węgla (CCS).

PAKIET KLIMATYCZNY

1. Wspólnotowy system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych !!! 2. Usuwanie i składowania CO2 (Carbon Capture and Storage - CCS)3. Promocja odnawialnych źródeł energii (Renewable Energy Sources - RES).

W POLSKICH WARUNKACH REALIZACJA POLITYKI KLIMATYCZNEJ OZNACZA:

GWAŁTOWNY WZROST KOSZTÓW ENERGII W ENERGETYCE SYSTEMOWEJ;WYPROWADZENIE ZNACZNYCH ŚRODKÓW FINASOWYCH Z PRZEMYSŁU.

0,410

0,465w benchmarkach -0,34Finlandia0,55Cypr

EU-27 -0,41Węgry0,55Malta

0,02Szwecja0,42Hiszpania0,59Dania

0,07Francja0,59Irlandia

0,07Litwa

0,14Łotwa0,45Włochy

0,49Rumunia0,62Czechy

0,51Słowenia0,74Grecja

0,22Austria0,51Portugalia0,76Bułgaria

0,24Słowacja0,52W. Brytania0,94Polska

0,24Belgia0,53Holandia0,95Estonia

0,34Luxemburg0,54Niemcy

EMISYJNOŚĆ ENERGETYK PAŃSTW CZŁONKOWSKICH UE [ton CO2/MWh].

ETS - KALENDARIUM.

1. Do dnia 30 kwietnia 2010 r państwa członkowskie przekazują KE dane dotyczące instalacji objętych ETS-em od 2013 r (ważne dla ustalenia całkowitej liczby uprawnień do emisji CO2 w UE).

2. Do dnia 30 czerwca 2010 r. Komisja publikuje bezwzględną liczbę uprawnień w całej Wspólnocie na rok 2013, obliczoną w oparciu o całkowite liczby uprawnień wydanych lub które mają być wydane przez państwa członkowskie zgodnie z decyzjami Komisji dotyczącymi ich krajowych planów rozdziału uprawnień na lata 2008–2012.

3. Do dnia 30 czerwca 2010 r. Komisja przyjmuje rozporządzenie w sprawie harmonogramu, kwestii administracyjnych oraz pozostałych aspektów funkcjonowania aukcji CO2.

4. Do dnia 30 czerwca 2010 r. Komisja przedkłada Parlamentowi Europejskiemu i Radzie sprawozdanie analityczne oceniające sytuację energochłonnych sektorów lub podsektorów, które zostały uznane za narażone na znaczące ryzyko ucieczki emisji.

5. Do dnia 30 września 2010 r KE publikuje liczbę uprawnień dla instalacji funkcjonujących w systemie w latach 2008-2012 i dla instalacji które znajdą się w systemie w 2013 r., oraz wszelkich bezpłatnych uprawnień przydzielonych na jego terytorium.

6. Do dnia 31 grudnia 2010 r. Komisja ustala i publikuje szacunkową liczbę uprawnień, które mają byćsprzedane na aukcji.

7. Do dnia 31 grudnia 2010 r. Komisja przyjmuje w pełni zharmonizowane w całej Wspólnocie przepisy wykonawcze dotyczące przydziału darmowych uprawnień do emisji CO2.

8. Do dnia 30 września 2011 r KE publikuje wykaz instalacji na jego terytorium objętych ETS-em, oraz wszelkich bezpłatnych uprawnień przydzielonych na jego terytorium.

WARUNKI PRZYZNAWANIA DARMOWYCH UPRAWNIEŃ ELEKTROWNIOM.

Artykuł 10c dyrektywy 2009/29/WE

Możliwość przejściowego przydziału bezpłatnych uprawnień na modernizację wytwarzania energii elektrycznej.

W drodze odstępstwa od art. 10a ust. 1–5, państwa członkowskie mogą przydzielić przejściowo bezpłatne uprawnienia instalacjom wytwarzającym energię elektryczną, które funkcjonowały przed dniem 31 grudnia 2008 r. lub instalacjom wytwarzającym energię elektryczną, w przypadku których proces inwestycyjny faktycznie wszczęto do tego dnia, pod warunkiem że spełniony jest jeden z następujących warunków:

a) w roku 2007 krajowa sieć energii elektrycznej nie była pośrednio lub bezpośrednio połączona z sieciąsystemu połączeń wzajemnych, którą zarządza Unia ds. Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej w Europie (UCTE);

b) w roku 2007 krajowa sieć energii elektrycznej była jedynie bezpośrednio lub pośrednio połączona z sieciązarządzaną przez Unię ds. Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej w Europie (UCTE) poprzez jedną linięo mocy przesyłowej mniejszej niż 400 MW; lub

c) w roku 2006 ponad 30 % energii elektrycznej było wytwarzane z paliwa kopalnego jednego rodzaju, a PKB na mieszkańca w cenach rynkowych nie przekroczył 50 %średniego PKB na mieszkańca w cenach rynkowych we Wspólnocie.

ZASADY PRZYZNAWANIA DARMOWYCH UPRAWNIEŃ DO EMISJI CO2 ELEKTROWNIOM.

Państwo członkowskie co roku przedkłada Komisji sprawozdanie dotyczące w/w inwestycji.

Bezpłatne uprawnienia mogą być przydzielane przejściowo instalacjom wytwarzającym energięelektryczną które funkcjonowały przed 31 grudnia 2008 r. lub tym dla których proces inwestycyjny faktycznie wszczęto do tego dnia.

DEROGACJE gwarantują polskim energetyce uruchomienie środków na inwestycje o wartości rynkowej darmowych uprawnień do emisji przyznanych polskim elektrowniom (50 mld zł do 2027 r przy cenie 39 €/1 tonę CO2);nie spowodują złagodzenia kosztów ponoszonych przez polski przemysł w efekcie wzrostu cen energii elektrycznej (emisje pośrednie);mogą uniemożliwić uzyskanie rekompensat z tytułu „emisji pośrednich” energochłonnym branżom polskiego przemysłu np. w formie darmowych ich przydziałów.

WARUNKI UZYSKANIA BEZPŁATNEGO PRZYDZIAŁU to:1. Złożenie do Komisji do 30 września 2011 r. WNIOSKU zawierającego metodologię proponowanego

przydziału uprawnień oraz poszczególne ich przydziały. 2. Wniosek musi zawierać krajowy plan inwestycji w infrastrukturę oraz czyste technologie mający na celu

dywersyfikację struktury wytwarzania i źródeł dostaw na wielkość odpowiadającą wartości rynkowej przydzielonych bezpłatnych uprawnień.

3. Komisja oceniająca wniosek może go odrzucić w całości lub części w okresie sześciu miesięcy !!!.

KOSZT POŚREDNI GENEROWANY PRZEZ ETS DLA POLSKIEGO ODBIORCY/PRZEMYSŁU..

Łączny wzrost kosztów energii elektrycznej dla polskiego przemysłu w efekcie zakupu przez polską energetykę uprawnień do emisji CO2 w latach 2013 do 2027 to 55 mld zł. W tym czasie wszyscy polscy odbiorcy zapłacą łącznie 250 mld zł.

BEZ DEROGACJI

18 015

17 70217 393

17 09116 793

16 50116 214

15 93215 932

15 93215 932

15 93215 932

15 93215 932

4 0033 934

3 8653 798

3 7323 667

3 6033 540 3 540 3 540 3 540 3 540 3 540 3 540 3 540

129131

133

127 124

122 120

118118 118 118 118 118 118 118

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

20 000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

koszt [mln zł]

110

115

120

125

130

135

140

[zł/MWh]

Roczny koszt ETS-u (elektrownie systemowe) Koszt dla przemysłu Wzrost jednostkowej ceny EE

KOSZT POŚREDNI GENEROWANY PRZEZ ETS DLA POLSKIEGO ODBIORCY/PRZEMYSŁU..

Łączny wzrost kosztów energii elektrycznej dla polskiego przemysłu w efekcie zakupu przez polską energetykę uprawnień do emisji CO2 w latach 2013 do 2027 to 44 mld zł. W tym czasie wszyscy polscy odbiorcy zapłacą łącznie 198 mld zł.

Z DEROGACJAMI

15 932

15 93215 932

15 93215 932

15 932

15 93215 93214 593

13 201

11 755

10 255

8 697

7 081

5 404

3 5403 540

3 5403 540

3 5403 540

3 540

3 5403 243

2 9342 612

2 2791 933

1 5731 201

118118118118118118118118108

98

87

76

40

52

64

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

koszt [mln zł]

30

50

70

90

110

130

[zł/MWh]

Roczny koszt ETS-u (elektrownie systemowe) Koszt dla przemysłu Wzrost jednostkowej ceny EE

KRAJOWY PLAN INWESTYCJI W INFRASTRUKTURĘ ENERGETYCZNĄ.

Artykuł 10c dyrektywy 2009/29/WE

Dane państwo członkowskie przedkłada Komisji krajowy plan przewidujący inwestycje w zakresie modernizacji i poprawy infrastruktury oraz czystych technologii. Plan ten przewiduje równieżdywersyfikację struktury energetycznej i źródeł dostaw na wielkość odpowiadającą w możliwym zakresie wartości rynkowej bezpłatnych uprawnień przydzielonych w odniesieniu do zamierzonych inwestycji, przy jednoczesnym uwzględnieniu potrzeby jak największego ograniczenia bezpośrednio z tym związanych podwyżek cen.

5. Każde państwo członkowskie zamierzające przydzielić uprawnienia na podstawie niniejszego artykułu przedkłada Komisji do dnia 30 września 2011 r. wniosek zawierający metodologię proponowanego przydziału uprawnień oraz poszczególne ich przydziały.

Wniosek ten zawiera: a) dowód, że państwo członkowskie spełnia przynajmniej jeden z warunków określonych w ust. 1;b) wykaz instalacji, które ten wniosek obejmuje oraz liczbę uprawnień, które mają być przydzielone każdej

instalacji zgodnie w ust. 3 oraz wytycznymi Komisji;c) krajowy plan, o którym mowa w ust. 1 akapit drugi;d) przepisy dotyczące monitorowania i egzekucji w odniesieniu do zamierzonych inwestycji przewidzianych

w krajowym planie;e) informacje wykazujące, że przydziały uprawnień nie stwarzają nieuzasadnionych zakłóceń konkurencji.

6. Komisja ocenia wniosek uwzględniając elementy określone w ust. 5 i może odrzucić wniosek lub dowolny jego element w okresie sześciu miesięcy po otrzymaniu odpowiednich informacji.

ZASADY PRZYZNAWANIA DARMOWYCH UPRAWNIEŃ POZA ENERGETYKĄ.

Bezpłatne uprawnienia przydziela się:

sieciom ciepłowniczym, jak również kogeneracji o wysokiej sprawności;instalacjom innym niż: służące do wychwytywania CO2, transportu CO2, składowania CO2 oraz wytwarzania energii elektrycznej;5% liczby uprawnień w całej Wspólnocie dla okresu 2013–2020, jest rezerwowanych dla nowych instalacji jako maksymalna liczba uprawnień, która może być im przydzielona.

W roku 2013 liczba bezpłatnych uprawnień nie może przekroczyć 80% liczby wszystkich uprawnieńprzydzielonych w UE. Następnie liczba bezpłatnych uprawnień jest corocznie zmniejszana do poziomu 30% w roku 2020 i do 0% w roku 2027.

Państwa członkowskie mogą również przyjąć środki finansowe na rzecz sektorów lub podsektorów, które uznaje się za narażone na znaczące ryzyko ucieczki emisji z powodu przenoszenia kosztów związanych z emisją gazów cieplarnianych w ceny energii, w celu kompensacji tych kosztów i w przypadku gdy takie środki finansowe są zgodne z zasadami pomocy państwa oraz z tymi, które będą przyjęte w tej dziedzinie.

Środki te opierają się na określanych wskaźnikach ex ante pośrednich emisji CO2 przypadających na jednostkę produkcji. Wskaźniki ex ante są obliczane dla danego sektora lub podsektora jako iloczyn zużycia energii przypadającej na jednostkę produkcji odpowiadającej najbardziej wydajnym dostępnym technologiom i emisji CO2 europejskiej struktury produkcji energii elektrycznej.

WNIOSEKWzrost cen energii elektrycznej spowodowany koniecznością zakupu uprawnień do emisji CO2 wywoła (w różnym stopniu) wzrost kosztów produkcji całego polskiego przemysłu.

KOSZTY BEZPOŚREDNIE ETS-u w POLSKIM PRZEMYŚLE (lata 2013 – 2027)..

Z polskiego przemysłu, z tytułu EMISJI BEZPOŚREDNICH, zostaną wyprowadzone znaczne środki – od 1,84 mld zł w 2013 r do 8,5 mld zł w 2027 r, łącznie 77 mld zł.

[mln zł/rok]

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Prz. Rafineryjny

Prz. Koksowniczy

Hutnictwo Stali

Prz. Wapienniczy

Prz. Cementowy

Prz. Szklarski

Prz. Ceramiczny

Prz. Papierniczy

Prz. Cukrowniczy

Prz. Chemiczny

Materiały Drewnopoch.

Elektrociepłownie Prz.

DARMOWE UPRAWNIENIA DO EMISJI CO2 - CARBON LOKAGE.

ZAPOWIEDZISektory narażone na „wyciek emisji” otrzymają 100% darmowych uprawnień do emisji CO2.

WARUNKISektory narażone na „wyciek emisji” – warunki łączne:

których suma bezpośrednich  i pośrednich kosztów  systemu ETS doprowadzi do wzrostu   kosztów produkcji przekraczajacego 5% wartości dodanej brutto orazcałkowita  wartość jego  eksportu  oraz  importu  podzielona  przez  całkowitą wartośćobrotów i importu – przekracza 10%.

Sektory narażone na „wyciek emisji”‐warunki wystarczające:

których suma bezpośrednich  i pośrednich kosztów  systemu ETS doprowadzi do wzrostu kosztów produkcji przekraczajacego 30% wartości dodanej brutto lubcałkowita  wartość jego  eksportu  oraz  importu  podzielona  przez  całkowitą wartośćobrotów i importu – przekracza 30%.

DARMOWE UPRAWNIENIA DO EMISJI CO2 - ZASTRZEŻENIA I ZAGROŻENIA.

ZASTRZEŻENIA FOEEiG DO ZASAD PRZYDZIELANIA DARMOWYCH UPRAWNIEŃ.

1. Wskaźnik benchmarku wyznacza się w oparciu o 10% najefektywniejszych, ale niekoniecznie reprezentatywnych dla całego sektora instalacji.

2. Ilość bezpłatnych uprawnień określa się jako wielkość emisji bezpośredniej na jednostkę produktu.

3. Współczynnik  redukcji  emisji  dla  instalacji  ETS  (1,74%/rok) powoduje  ograniczenie  puli  darmowych  uprawnieńwyliczonych w oparciu o benchmarki ‐ NADRZĘDNOŚĆ CELÓW REDUKCYJNYCH NAD KONKURENCYJNOŚCIĄ.

4. Stosowanie grupowania benchmarków dla różnych podsektorów gospodarki. 

5. Podejście  czysto  produktowe  i  brak  wskaźników  wielopaliwowych  uniemożliwia  uwzględnienie  specyfiki  krajów   i branż, co skutkuje zaniżeniem ilości darmowych uprawnień i utratą konkurencyjności.

6. Przyjęcie przez KE dla wyznaczania wielkości emisji pośrednich GAZOWEGO wskaźnika paliwowego.

ZAGROŻENIA DLA POLSKIEGO PRZEMYSŁU

1. Istotna redukcja liczby darmowych uprawnień i nie pokrycie  w pełni kosztów wywołanych ETS‐em.   

2. Brak  zdefiniowania  w  dyrektywie  2009/29/EC mechanizmów  przyznawania  bezpłatnych  uprawnień dla  emisji pośrednich. Upoważnienie państw  członkowskich do wprowadzenia bliżej nieokreślonych  rekompensat  spowoduje utrudnienia w ich uzyskaniu.

3. Polska  nie  prowadzi  prac  nad  zasadami  przyznawania  rekompensat  (darmowych  uprawnień) dla  instalacji narażonych na zjawisko carbon leakage w wyniku przeniesienia kosztów uprawnień do emisji w cenie energii elektrycznej.

WZROST CEN JEDNOSTKOWYCH ENERGII ELEKTRYCZNEJ – do 2030 r.

Wpływ polityki energetycznej i energii czarnej na jednostkową cenę energii - lata 2006 do 2030.

464455444442433

97 108125

175 185 190 195

252277

300320

342362

383 389 397 406 416 415 425

178169160153145

30 36 44 53 60 62 64 71 75 80 84 89 95 101 106 112 118 125 131 138

624605595

578563546540

524509495484457

431404

380352

323

259252245228

168144

127

0

100

200

300

400

500

600

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

[zł/MWh]

cena EE czarnej cena polityki energetycznej cena EE czarnej z kolorami

SKUTKI WZROSTU KOSZTÓW PRODUKCJI – do 2030 r.

Wartość produkcji, koszty EE i ich udział w wartości produkcji.

323

420

919

418

308

387

827

525

735

850 850

283261233

206159

301

311

315

326335

346366

353377

155146116107

76757376848173

19%

24%

27%

25%

18%

44%

12%

9%

18%

22%

26%

21%19%

22%

19%

24%

26%27%

29%31%

32%33%

34%37%

37%

38%39%

41%

0

200

400

600

800

1 000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

wartość produkcji mln zł/rok koszty roczne EE w mln zł. udział kosztów EE w wartości produkcji %

OBRÓT ENERGIĄ ELEKTRYCZNĄ

- zakupy grupowe, przeciwwaga dla siły rynkowej spółek obrotu.

ZASADA TPA – procedura zmiany sprzedawcy.

Zasada TPA na obszarze wspólnego rynku europejskiego w założeniach wprowadza swobodnąkonkurencję w  obrocie  energią elektryczną,  a  jej  realizacja  egzekwowana  przez  niezależny organ władzy publicznej (Regulatora), winna zmusić przedsiębiorstwa energetyczne do walki o klienta, której efektem ma być racjonalizacja cen.

1. Odbiorca zawiera z wybranym przez siebie sprzedawcą energii elektrycznej umowę sprzedaży.

2. Odbiorca wypowiada umowę ze sprzedawcą z urzędu lub upoważnia sprzedawcę do dokonania wypowiedzenia.

3. Po zawarciu umowy sprzedaży energii sprzedawca powiadamia OSD o jej zawarciu z odbiorcą przekazując do OSD wypełniony i podpisany przez odbiorcę i sprzedawcę formularz.

4. OSD w terminie nie przekraczającym 5 dni roboczych od daty otrzymania powiadomień dokonuje ich weryfikacji.

5. Po pozytywnej weryfikacji OSD informuje sprzedawcę z urzędu o otrzymanym od odbiorcy powiadomieniu o zmianie sprzedawcy.

6. Po negatywnej weryfikacji OSD informuje nowego sprzedawcę i odbiorcę o przerwaniu procesu zmiany sprzedawcy wraz z podaniem przyczyny.

7. Odbiorca zawiera z OSD umowę o świadczenie usług dystrybucji lub upoważnia sprzedawcę do zawarcia takiej umowy w jego imieniu i na jego rzecz.

8. Umowa sprzedaży i umowa o świadczenie usług dystrybucji wchodzą w życie z ostatnim dniem miesiąca następującego po miesiącu złożenia powiadomienia o rozwiązania umowy odbiorcy z przedsiębiorstwem energetycznym pełniącym obowiązki sprzedawcy z urzędu.

MOŻLIWOŚCI REDUKCJI KOSZTÓW OBROTU.

hurtowego

finansowekredytowe

rynkoweofertowe

marża

ryzyka

detalicznego

finansowekredytowe

wolumenuprofilu

rynkoweofertowe

marża

ryzyka

Administracyjna kontrola.

zmiana struktury

Ograniczenie kosztów obrotu o 5 – 7%, tj. 10 – 15 zł / MWh.

Energia „czarna”

koszt elektrowni

koszty obrotu

koszt produkcji

Energia „czarna”

koszt elektrowni

koszty obrotu

elektrowni

marża

ryzyka

rynkowe

koszt produkcji

Uproszczenie struktury obrotu.

NOWELIZACJA USTAWY PRAWO ENERGETYCZNE – nowy obszar obrotu EE.

Art. 9a:

1. Przedsiębiorstwa energetyczne, odbiorcy końcowi oraz towarowe domy maklerskie lub domy maklerskie, w zakresie określonym w przepisach wydanych na podstawie ust. 9, są obowiązane:

1) uzyskać i przedstawić do umorzenia Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki świadectwo pochodzenia, o którym mowa w art. 9e ust. 1, lub w art. 9o ust. 1, dla energii elektrycznej wytworzonej w źródłach znajdujących się na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej lub

2) uiścić opłatę zastępczą.

Współpraca pomiędzy towarowym domem maklerskim a odbiorcami końcowymi.

1b. Przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na obrót energią elektryczną, w terminie miesiąca od zakończenia roku kalendarzowego w którym zakupiło energię elektryczną w wyniku transakcji zawartej na giełdzie towarowej za pośrednictwem towarowego domu maklerskiego lub domu maklerskiego, jest obowiązane do przekazania towarowemu domowi maklerskiemu lub domowi maklerskiemu deklaracji o ilości energii elektrycznej zakupionej w wyniku tej transakcji i zużytej na własny użytek oraz przeznaczonej do dalszej odsprzedaży.

1c. Deklaracja, o której mowa w ust. 1b, stanowi podstawę wykonania przez towarowy dom maklerski lub dom maklerski obowiązków, o których mowa w ust. 1 i 8.

1d. Realizacja zlecenia nabycia energii elektrycznej na giełdzie towarowej przez towarowy dom maklerski lub dom maklerski może nastąpić po złożeniu przez składającego zlecenie zabezpieczenia na pokrycie kosztów wykonania przez towarowy dom maklerski lub dom maklerski obowiązków, o których mowa w ust. 1 i 8, w zakresie określonym w ust. 1a pkt 3.Wysokość zabezpieczenia oraz sposób jego złożenia określa umowa pomiędzy towarowym domem maklerskim lub domem maklerskim a składającym zlecenie”.

Zasada TPA – Umowy na RE.

GRUPOWY ZAKUP ENERGII ELEKTRYCZNEJ – „GRUPA TPA”.

ZAŁOŻENIA

oczekiwany okres uczestnictwa w „Grupie TPA”;zakładany wolumenem;możliwość uczestnictwa odbiorców o zróżnicowanych charakterystykach poboru;możliwość utrzymywania indywidualnych kontaktów z dotychczasowymi sprzedawcami;zachowanie swobody zarządów poszczególnych uczestników G -TPA w podejmowaniudecyzji zakupowych.

sposób zabezpieczenia transakcji i rezerwy finansowe Grupy -TPA;sposób rozliczeń pomiędzy Operatorem G –TPA a jej członkami;forma zabezpieczeń wnoszonych przez członków G -TPA(depozyty, czeki potwierdzone, gwarancje bankowe);

zdefiniowanie procedur podejmowania strategicznych decyzji;analiza prawna zasad funkcjonowania G –TPA pod względem zgodności z zasadami konkurencji.

Grupę TPA winna obsługiwać wybrana przez członków G –TPA, Spółka Obrotu mająca niezbędną organizację, infrastrukturę techniczną, specjalistów i silne zaplecze finansowe.

Krytyczna dla powodzenia przedsięwzięcia jest determinacja członków Grupy – TPA w całym procesie zakupowym.

OFERTA TOWAROWEJ GIEŁDY ENERGII

- aukcje kontraktów forward.

OFERTA TOWAROWEJ GIEŁDY ENERGII – AUKCJE.

W celu organizowania otwartych aukcji Towarowa Giełda Energii tworzy nowy rynek:

RYNEK TERMINOWY AUKCJI

do uczestnictwa w nowym rynku dopuszczeni zostaną wszyscy Członkowie Giełdy będący uczestnikami Rynku Terminowego Energii Elektrycznej.produkty oferowane na tym rynku będą podobne do obecnie oferowanych na RTEE i rozliczane w taki sam sposób.

PRODUKTY

Aukcjami na TGE będą objęte produkty o czterech okresach dostawy:

- pasma kwartalne;- szczyty kwartalne (od 8 do 22);- pasma roczne;- szczyty roczne (od 8 do 22)

W przyszłości planowane jest wprowadzenie kolejnych produktów:

- pasm i szczytów na okres 3-letni;- pozaszczytów rocznych i kwartalnych.

OFERTA TOWAROWEJ GIEŁDY ENERGII – WNIOSEK O PRZEPROWADZENIE AUKCJI.

Wniosek o zorganizowanie aukcji składa oferent

nie później niż 30 dni kalendarzowych

przed proponowanym terminem aukcji.

Termin otwarcia aukcji Giełda podaje do publicznej wiadomości co najmniej na 25 dni kalendarzowych przed dniem jej przeprowadzenia, podając:

datę aukcji, rodzaj aukcji, przedmiot aukcji, wolumen aukcji.

Zawartość wniosku:data przeprowadzenia aukcji;rodzaj aukcji (sprzedaż lub kupno);instrument będący przedmiotem aukcji;wolumen aukcji;oferowany limit ceny (cenę minimalną w dla aukcji sprzedaży lub ceną maksymalną

dla aukcji kupna).

REALIZACJA

realizacja oczekujących zleceń będzie odbywała się w kolejności od tych z najlepszym limitem cenowym, do tych z najgorszym, ale lepszym lub równym cenie odcięcia.kurs poszczególnych transakcji równy będzie limitowi cenowemu w oczekujących zleceniach złożonych przez uczestników przetargu.całkowity wolumen transakcji równy będzie wolumenowi żądanemu przez Oferenta lub sumarycznemu wolumenowi oczekujących zleceń z limitem cenowym lepszym lub równym cenie odcięcia.

AUKCJE KONTRAKTÓW FORWARD - realizacja.

zlecenia z równymi limitami ceny są realizowane według czasu przyjęcia zlecenia tjzlecenie przyjęte wcześniej jest realizowane w pierwszej kolejności; zlecenia mogą być realizowane częściowo, przy czym każda częściowa realizacja zlecenia dotyczy przynajmniej jednego kontraktu;po zakończeniu aukcji zlecenia nie zrealizowane zostają usunięte.

Informacja o wolumenie i cenach transakcyjnych oraz wartości zawartych transakcji jest udostępniana przez Giełdę Członkowi Giełdy na Niepublicznej Stronie Internetowej (dostępnej wyłącznie dla danego Członka Giełdy).

Informacje o wolumenach zawartych transakcji są dostarczane PSE Operator jako saldo zawartych transakcji kupna i sprzedaży w RDN, RDB i RTEE łącznie.

AUKCJE KONTRAKTÓW FORWARD - harmonogram.

Depozyty na Rynku Terminowym Aukcji

Depozyty przed rozpoczęciem dostawy: - depozyt wstępny; - depozyt uzupełniający.

Depozyty w okresie dostawy: - depozyt wstępny; - depozyt uzupełniający (dla nie dostarczonej części kontraktu)- depozyt rozliczeniowy(dla dostarczonej części kontraktu)

Pasmo roczne 100 MW; średni ważony kurs kupna: 165 zł, kurs rozliczeniowy: 190 zł, wartość kontraktu: 144,5 mln zł

depozyt wstępny: 10,5 mln zł - 7%depozyt uzupełniający: 0,0 mln zł.dlakupującego

1,6 mln zł dla sprzedającego

Jako depozyt Giełda akceptuje:

- środki pieniężne;- gwarancje bankowe;- gwarancje korporacyjne.

INFORMACJE I DEPOZYTY.

Jeżeli zawarto transakcje (min. 1):

wolumen żądany przez oferenta;wolumen transakcji;cenę minimalną;cenę maksymalną;cenę średnią ważoną transakcji.

Jeżeli nie została zawarta żadna transakcja:

wolumen żądany przez oferenta;cenę odcięcia;cenę zlecenia z najlepszym limitem cenowym.

DZIĘKUJĘ ZA UWAGĘ.