Głównym obszarem działalności Grupy PGE pozostaje rynek polski, a krajowa sytuacja makroekonomiczna w istotny sposób oddziałuje na wyniki spółki. Jednocześnie kondycja polskiej gospodarki pozostaje w dużym stopniu powiązana z koniunkturą w Unii Europejskiej i na rynkach międzynarodowych. Na wyniki finansowe Grupy wpływ ma zarówno sytuacja w poszczególnych segmentach gospodarki jak i na rynkach finansowych, które są źródłem pozyskiwania przez Grupę PGE finansowania dłużnego.

Co do zasady istnieje dodatnia korelacja pomiędzy wzrostem zapotrzebowania na energię elektryczną a wzrostem gospodarczym. Biorąc pod uwagę pozycję Grupy PGE na polskim rynku wytwarzania, a także istotny udział w rynku sprzedaży energii elektrycznej oraz dystrybucji, zmiany w zakresie poziomu zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło, mogą znacząco wpływać na wyniki spółki.

Opublikowane dotychczas dane na temat dynamiki Produktu Krajowego Brutto („PKB") w Polsce wskazują na utrzymywanie się stabilnego tempa wzrostu gospodarczego. Według wstępnych danych GUS w całym 2014 roku wzrost gospodarczy wyniósł 3,3%. Wśród głównych składowych PKB dynamika popytu krajowego wyniosła 4,6% r/r, co oznacza istotny wzrost w stosunku do 2013 roku. Wzrost wartości dodanej przemysłu był słabszy niż w 2013 roku i wyniósł 3,6% r/r.

Przemysł odpowiada za około 45% krajowego zużycia energii elektrycznej, dlatego sytuacja ekonomiczno-finansowa w sektorze wpływa na działalność Grupy PGE. Produkcja przemysłowa ogółem w 2014 roku wzrosła o 3,3% r/r, przy dodatniej dynamice w kluczowym sektorze przetwórstwa przemysłowego (4,6% r/r) oraz ujemnej dynamice sektora górnictwa i wydobywania (-4,2% r/r) oraz sektora energetycznego (-4,1% r/r).

Źródło: Główny Urząd Statystyczny

W całym 2014 roku odnotowano wzrost zużycia energii elektrycznej brutto o 0,49% w stosunku do poprzedniego roku. W samym IV kwartale wzrost wyniósł 0,9% r/r. Dynamika zużycia energii w ciągu roku była istotnie zróżnicowana, co wynikało przede wszystkim z relatywnie wysokich średnich temperatur w I kwartale. Po oczyszczeniu z wpływu czynników pogodowych i kalendarzowych wzrost zapotrzebowania na energię w 2014 roku wyniósł około 1,0%. Pomimo wzrostu zużycia krajowa produkcja energii elektrycznej spadła o 3,65% r/r, czego przyczyną była zmiana salda wymiany transgranicznej.

Źródło: Główny Urząd Statystyczny, PSE S.A.
*Średnia z prognoz PKB w IV kwartale 2014 roku

Zaopatrzenie w surowce

Węgiel brunatny, węgiel kamienny, gaz ziemny oraz biomasa stanowią podstawowe paliwa wykorzystywane do produkcji energii elektrycznej i ciepła przez elektrownie i elektrociepłownie wchodzące w skład Grupy PGE. Koszty zakupu paliw stanowią znaczący udział w kosztach produkcji energii elektrycznej. PGE S.A. w oparciu o Umowę o Zarządzaniu Handlowym Zdolnościami Wytwórczymi zabezpiecza dostawy węgla kamiennego oraz gazu ziemnego do Oddziałów segmentu Energetyka Konwencjonalna a od dnia 1 sierpnia 2014 roku również dostawy biomasy.

Dostawy węgla brunatnego realizowane są w ramach bieżącej współpracy pomiędzy oddziałami funkcjonującymi w strukturach spółki PGE GiEK S.A. Oddział Kopalnia Węgla Brunatnego Bełchatów zapewnia dostawy węgla do Oddziału Elektrownia Bełchatów natomiast Oddział Kopalnia Węgla Brunatnego Turów zapewnia dostawy do Oddziału Elektrownia Turów. W Grupie obowiązują wewnętrzne uregulowania w zakresie realizacji i rozliczenia dostaw węgla brunatnego pomiędzy Oddziałami PGE GiEK S.A.

Głównym dostawcą węgla kamiennego na potrzeby produkcji energii elektrycznej i ciepła w segmencie EK jest Kompania Węglowa S.A., której udział w pokryciu rocznego zapotrzebowania na ten surowiec produkcyjny wynosi około 72%. Większość pozostałych dostaw realizowana jest przez Jastrzębską Spółkę Węglową S.A. i Katowicki Holding Węglowy S.A.

Dostawy gazu ziemnego na potrzeby wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w Elektrociepłowniach: Gorzów, Lublin Wrotków i Zgierz realizowane są w oparciu o umowy zawarte z firmą Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. (PGNiG S.A.). Dostawy gazu na potrzeby Elektrociepłowni Rzeszów realizowane są poprzez zakupy na rynku OTC i Towarowej Giełdzie Energii S.A. W związku z przywróceniem systemu wsparcia ustawowego dla produkcji energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji w oparciu o paliwo gazowe, w drugiej połowie 2014 roku wznowiono dostawy gazu do Elektrociepłowni Lublin Wrotków i Rzeszów. Do Elektrociepłowni Gorzów dostawy realizowane były przez cały rok, natomiast Elektrociepłownia Zgierz pobierała paliwo gazowe w okresie maj-październik 2014 roku.

Dostarczana biomasa pozyskiwana jest w postępowaniach zakupowych od dostawców funkcjonujących na polskim rynku biomasy.

Zakup usług przesyłowych i dystrybucyjnych

Zgodnie z obowiązującymi przepisami, przedsiębiorstwa energetyczne działające w Polsce są zobowiązane posiadać aktualną:

• Umowę o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej, zawartą z Operatorem Systemu Przesyłowego („OSP") - dla sprzedaży energii elektrycznej na rynku hurtowym;
• Umowę o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, zawartą z Operatorem Systemu Dystrybucyjnego („OSD") - dla pozostałej sprzedaży energii elektrycznej;
• lub ww. aktualne umowy zawarte zarówno z OSP, jak i OSD jeżeli wymaga tego zakres działalności.

Z uwagi na powyższe uwarunkowania spółki prowadzące działalność w obszarze wytwarzania, obrotu i dystrybucji energii elektrycznej w Polsce (w tym podmioty z Grupy PGE) uzależnione są, pośrednio lub bezpośrednio, od umów dotyczących świadczenia usług przesyłania. Umowy o świadczenie usług przesyłania zawierane są ze spółką Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. („PSE S.A."), którego przedmiotem działania jest świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej, przy zachowaniu bezpieczeństwa pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. PSE S.A. jako operator systemu przesyłowego, zgodnie z zapisami ustawy Prawo Energetyczne jest odpowiedzialny za ruch sieciowy w systemie przesyłowym elektroenergetycznym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi.

Przedsiębiorstwo energetyczne, prowadzące działalność koncesjonowaną, którego Jednostki Wytwórcze aktywne są przyłączone do Krajowej Sieci Przesyłowej, musi posiadać zawartą z PSE S.A. Umowę o świadczenie usług przesyłania („Umowa").

Na mocy Umowy i Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej („IRiESP"), przedsiębiorstwo energetyczne, jest zobowiązane do codziennego zgłaszania do PSE S.A., zawartych Umów Sprzedaży Energii elektrycznej („USE"). OSP, będąc podmiotem odpowiedzialnym za realizację i bilansowanie handlowe zawartych umów, poprzez obszar Rynku Bilansującego („RB"), powykonawczo dokonuje cyklicznych rozliczeń odchyleń z tytułu dostaw i odbioru energii elektrycznej. Opisany obowiązek kontraktowania tworzy uzależnienie o charakterze systemowym, któremu w zakresie określonym przez przepisy oraz zakres i charakter działalności podlegają także przedsiębiorstwa energetyczne wchodzące w skład Grupy PGE.

Integralną częścią Umowy przesyłania jest Porozumienie w sprawie warunków świadczenia usług systemowych. Wytwórcy Grupy PGE świadczą na rzecz PSE S.A. wybrane usługi z katalogu usług systemowych, w zakresie uzgodnionym i zapisanym w Porozumieniu.

W 2014 roku PGE GiEK S.A. przedłużyła świadczenie usług systemowych w zakresie:

1. Redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP („negawaty") z okresem obowiązywania w kolejnych dwóch latach (tj. na rok 2015 i 2016), usługa polega na wyłączaniu na polecenie OSP zadeklarowanych wielkości odbiorów energii elektrycznej w 4 godzinnych blokach w celu zapewnienia bieżącego bezpieczeństwa KSE. Umowy zostały zawarte z:
   • PGE GiEK S.A. Oddział Kopalnia Węgla Brunatnego Bełchatów,
   • PGE GiEK S.A. Oddział Kopalnia Węgla Brunatnego Turów.
2. Dyspozycyjności jednostek wytwórczych (tzw. GWS) w okresie od 1 stycznia 2014 roku do 31 grudnia 2014 roku, usługa polega na generacji energii elektrycznej przez elektrociepłownie które podpisały umowę na świadczenie GWS w godzinach i wielkościach określonych w poleceniu wydanym przez OSP w celu zapewnienia bieżącego bezpieczeństwa KSE. Na rok 2014 umowy zostały zawarte z:
   • PGE GiEK S.A. Oddział Zespół Elektrociepłowni Bydgoszcz,
   • PGE GiEK S.A. Oddział Zespół Elektrowni Dolna Odra,
   • PGE GiEK S.A. Oddział Elektrociepłownia Lublin.
3. Usługi interwencyjnej rezerwy zimnej („IRZ"), polega ona na dysponowaniu oraz wykorzystywaniu jednostek wytwórczych PGE GiEK S.A. (Bloki nr 1 i 2 w Elektrowni Dolna Odra) przez Operatora Systemu Przesyłowego do interwencyjnego równoważenia bilansu mocy czynnej w celu zapewnienia bieżącego bezpieczeństwa pracy KSE, w szczególności usługa obejmuje:
   • utrzymywanie jednostek wytwórczych wykonawcy w gotowości do uruchomienia a po uzyskaniu polecania wydanego przez OSP obciążenia jej mocą czynną do określonego w poleceniu poziomu,
   • wykorzystywanie zdolności jednostek wytwórczych wykonawcy polegające na uruchomieniu tych jednostek i wprowadzeniu do sieci energii elektrycznej wytworzonej przez te jednostki w ilości i w czasie określonym w poleceniu OSP.

Obrót energią elektryczną

W roku 2014, zgodnie z obowiązującym modelem obrotu energią elektryczną w Grupie PGE, jednostki wytwórcze Grupy sprzedawały energię elektryczną na giełdy energii (tzw. „obligo giełdowego"), do PGE S.A. oraz do odbiorców zewnętrznych. Energia zakupiona przez PGE S.A. pochodziła z giełdy energii, platform obrotu oraz od wytwórców z Grupy. Była ona następnie sprzedawana w Grupie, m.in. spółce Sprzedaży Detalicznej oraz spółce Dystrybucyjnej. Występowała również sprzedaż poza Grupę PGE na rynku krajowym, w kontraktach bilateralnych. Spółka Sprzedaży Detalicznej z Grupy PGE dokonywała także zakupów energii elektrycznej z rynków lokalnych, czyli od źródeł wytwórczych zlokalizowanych na obszarze, na którym spółka pełni funkcję sprzedawcy z urzędu.

Rodzaj paliwa	2014		2013
	Ilość (w tys. ton)	Koszt (mln PLN)	Ilość (w tys. ton)	Koszt (mln PLN)
Węgiel kamienny	6.197	1.536	6.109	1.557
Gaz (tys. m3)	378.949	258	377.177	271
Biomasa	1.236	353	1.061	304
Olej opałowy (lekki i ciężki)	40	75	44	96
RAZEM		2.222		2.228

W okresie 2014 roku koszty zakupu głównych paliw od dostawców spoza Grupy wyniosły 2.222 mln PLN i były na poziomie wykonania w 2013 roku.

Największy wpływ na zmianę w kosztach zakupu głównych paliw w GK PGE miał przede wszystkim:

• spadek średniej ceny zakupu węgla kamiennego o 3% w porównaniu z ceną zrealizowaną przez GK PGE w 2013 roku (niższa cena zakupu spowodowała spadek kosztów o około 43 mln PLN), zwiększenie wolumenu zakupu wpłynęło na wzrost kosztów o 22 mln PLN;
• spadek średniej ceny zakupu oleju opałowego o 14% w porównaniu do wykonania w 2013 roku, na który miała wpływ obniżka cen ropy naftowej i produktów rafineryjnych na świecie oraz spadek kosztów zakupu (marży i kosztów transportu) wynikający ze zmiany dostawcy oleju opałowego. Na zmniejszenie kosztów zakupu tego surowca miała również wpływ obniżka wolumenu zakupu o 9%;
• niższa średnia cena zakupu gazu o 5%, spowodowana była spadkiem ceny gazu wysokozaazotowanego pochodzącego ze źródeł lokalnych, którego udział w łącznym zużyciu gazu w GK PGE w 2014 roku wyniósł 60%. Niższa cena gazu wpłynęła na zmniejszenie kosztów zakupu o 14 mln PLN.

Zgodnie z nowelizacją ustawy Prawo energetyczne, która weszła w życie 30 kwietnia 2014 roku, system wsparcia kogeneracji został ponownie uruchomiony, a czas jego funkcjonowania został przedłużony do 30 czerwca 2019 roku. Wsparcie elektrociepłowni wytwarzających energię elektryczną i ciepło w instalacjach opalanych paliwami gazowymi poprawia efektywność produkcji tych wytwórców oraz przyczynia się do wzrostu zużycia tego rodzaju paliwa, co miało miejsce w IV kwartale 2014 roku oraz wpłynęło na utrzymanie się wolumenu zużycia gazu ziemnego na zbliżonym poziomie w skali całego 2014 roku w porównaniu do 2013 roku.

• wyższy wolumen zakupu biomasy o 16% spowodował wzrost kosztów zakupu tego surowca o 50 mln PLN w porównaniu z 2013 rokiem i w efekcie zniwelował łączny spadek pozostałych kosztów zakupu paliw od zewnętrznych kontrahentów w GK PGE.

W 2014 roku około 71% energii elektrycznej zostało wyprodukowane z węgla brunatnego pochodzącego z kopalń wchodzących w skład Grupy, którego koszt wydobycia jest w całości kontrolowany przez Grupę Kapitałową PGE.

Spółki wchodzące w skład Grupy PGE realizują część swoich przychodów w oparciu o taryfy zatwierdzane przez Prezesa URE:

1. taryfy dotyczące sprzedaży energii elektrycznej gospodarstwom domowym (grupa taryfowa G);
2. taryfy spółek dystrybucyjnych;
3. taryfy dla ciepła.

Sprzedaż energii elektrycznej

W 2014 roku sprzedaż energii do klientów korporacyjnych (kluczowych i biznesowych) oraz indywidualnych (innych niż z grup taryfowych G przyłączonych do sieci PGE Dystrybucja S.A.) nie podlegała taryfowaniu przez Prezesa URE.

W 2014 roku sprzedaż energii elektrycznej do odbiorców grup taryfowych G, przyłączonych do sieci dystrybucyjnej PGE Dystrybucja S.A., odbywała się na podstawie ustalonej dla PGE Obrót S.A. taryfy zatwierdzonej decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki na okres od 1 stycznia 2014 roku do 31 grudnia 2014 roku. W porównaniu z okresem analogicznym 2013 roku stawki opłat w grupie taryfowej G spadły o ok. 8%.

Dystrybucja energii elektrycznej
Metodologia ustalania taryf oraz założenia dotyczące ustalania taryf zostały przedstawione w dokumencie „Taryfy OSD na rok 2014", który został przygotowany i opublikowany przez Prezesa URE.

Taryfa dla PGE Dystrybucja S.A. na 2014 rok została zatwierdzona przez Prezesa URE i została wprowadzona do stosowania z dniem 1 stycznia 2014 roku.

Stawki opłat za usługi dystrybucji zatwierdzone przez Prezesa URE na 2014 rok spowodowały zmiany średnich płatności dla klientów w poszczególnych grupach taryfowych w porównaniu z rokiem 2013:

• grupa taryfowa A – wzrost o 5,26%;
• grupa taryfowa B – wzrost o 1,10%;
• grupa taryfowa C+R – wzrost o 1,65%;
• grupa taryfowa G – wzrost o 3,37%.

Średnia cena usług dystrybucji energii elektrycznej w porównaniu z ostatnimi obowiązującymi taryfami w 2013 roku zwiększyła się o około 2,78%.

W okresie sprawozdawczym zatwierdzone taryfy na stawki usług dystrybucyjnych nie podlegały zmianom.

Wzrost stawek usług dystrybucyjnych uwzględnia znaczący wzrost opłat (jakościowej i przejściowej) przenoszonych z taryfy Operatora Systemu Przesyłowego, które wpływają na wzrost przychodu regulowanego a nie wpływają na wynik PGE Dystrybucja S.A.

Taryfa dla ciepła
Stosownie do art. 47 ust. 1 i 2 ustawy - Prawo energetyczne, przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesje ustalają taryfy dla ciepła oraz proponują okres ich obowiązywania. Przedłożona taryfa podlega zatwierdzeniu przez Prezesa URE, o ile jest zgodna z zasadami i przepisami, o których mowa w art. 44-46 tej ustawy. Szczegółowe zasady ustalania taryf są określone w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 17 września 2010 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło. Prowadzenie postępowań w sprawach zatwierdzania taryf dla ciepła należy do kompetencji oddziałów terenowych URE.

Średnia cena sprzedaży ciepła w PGE wzrosła o ok. 5,7% w stosunku do cen obowiązujących w 2013 roku.

Rynek krajowy - Obroty
Płynność na Rynku Dnia Następnego („RDN") prowadzonego przez Towarową Giełdę Energii S.A. („TGE") w 2014 roku zwiększyła się o ponad 7% w stosunku do 2013 roku. Przy czym wzrost płynności, którym charakteryzował się RDN w pierwszej połowie 2014 roku w drugiej połowie roku uległ znacznemu osłabieniu, co w rezultacie spowodowało niewielki spadek obrotów. Głównym powodem odwrócenia się tendencji na rynku były znaczne wahania cen, a w konsekwencji wycofanie się części handlujących z tego segmentu obrotu ze względu na amplitudę wahań cen oraz rosnące ryzyko. Łączny wolumen obrotu na RDN w 2014 roku wyniósł 23,74 TWh.

Na Rynku Transakcji Terminowych („RTT") dodatni trend obrotu utrzymywał się przez cały 2014 rok, osiągając dynamikę wzrostu na poziomie 37% w ujęciu rok do roku. W 2014 roku nastąpiła zmiana w strukturze handlowanych produktów – nastąpił spadek udziału kontraktów typu PEAK w stosunku do produktu BASE.

Łączny wolumen obrotu na RDN oraz RTT wzrósł o 32% osiągając w 2014 roku 170,87 TWh. Oznacza to, że obrót na TGE przekracza poziom krajowego zużycia energii elektrycznej wynoszącego narastająco od stycznia do grudnia 2014 roku 158,73 TWh. Nadwyżka wolumenu obrotu nad krajowym zużyciem energii elektrycznej wskazuje na coraz większy obrót spekulacyjny oraz rosnącą dynamikę zarządzania portfelem energii elektrycznej, które to pozytywnie wpływają na płynność rynku.

Rynek krajowy - Ceny
W 2014 roku ceny na RDN wykazywały zauważalną tendencję wzrostową zapoczątkowaną w styczniu 2014 roku. Średnia cena na RDN (indeks IRDN) w 2014 roku wynosiła 184,15 PLN/MWh wobec 155,98 PLN/MWh w analogicznym okresie 2013 roku, co oznacza wzrost o 18%.

Dodatkowo ceny w 2014 roku charakteryzowały się zmiennością o 58% wyższą niż w roku 2013. Było to spowodowane nie tylko wzrostem cen w godzinach szczytowych, ale także ich spadkiem w godzinach pozaszczytowych. Silny wzrost cen w godzinach szczytowego zapotrzebowania wynika z konieczności uruchamiania kolejnych jednostek wytwórczych ze stosu wytwórczego, które charakteryzują się wysokimi kosztami zmiennymi. Spadek cen w godzinach pozaszczytowych był związany ze zmieniającą się strukturą produkcji energii elektrycznej, a zwłaszcza dynamicznym wzrostem generacji ze źródeł wiatrowych wynoszącym +23,38% w ujęciu rok do roku (wg PSE S.A.).

* średnia cena arytmetyczna ze wszystkich transakcji na sesji giełdowej (IRDN) oraz rozpiętość cen (sIRDN, offIRDN)

Rynek Transakcji Terminowych

W 2014 roku obserwowaliśmy wzrosty cen zarówno kontraktów BASE, jak i PEAK. Były one wspierane przez pozytywne informacje płynące z polskiej gospodarki, zwłaszcza rosnącą dynamikę wzrostu produktu krajowego brutto oraz produkcji przemysłowej. Na ogólny wzrost cen na rynku, zarówno na rynkach RDN i RTT, wpływ miała aktualizacja sposobu funkcjonowania usługi Operacyjnej Rezerwy Mocy.

Wycena instrumentu terminowego typu pasmo roczne na 2015 rok (BASE_Y-15) osiągnęła w 2014 roku średnią cenę na poziomie 167,92 PLN/MWh, co oznacza 5% wzrost w stosunku do roku poprzedniego. Produkt typu szczyt roczny na 2015 rok (PEAK5_Y-15) był notowany w 2014 roku średnio po 218,69 PLN/MWh, co oznacza, że cena wzrosła o ponad 15% w stosunku do 2013 roku.

Rynek międzynarodowy

W 2014 roku ceny na rynku polskim znajdowały się powyżej wartości notowanych na rynkach szwedzkim, niemieckim, czeskim i słowackim. W 2014 roku średnia cena na rynku niemieckim spadła o 13% w porównaniu do 2013 roku - główną przyczyną spadku cen był wzrost generacji wiatrowej i fotowoltaicznej. Jeszcze większy spadek cen odnotowano na rynku skandynawskim (-20%), zdeterminowany sytuacją hydrologiczną. Wzrost średniej ceny na rynku polskim przy silnych spadkach na rynkach zagranicznych doprowadził do sytuacji, w której rodzimy rynek stał się najdroższym spośród wcześniej wymienionych. Przyczyniło się to w 2014 roku do zmiany salda wymiany zagranicznej na dodatnie.

W 2014 roku sytuacja w zakresie fizycznych przepływów mocy uległa diametralnej zmianie. W związku z niższymi cenami energii elektrycznej na rynkach ościennych oraz ze względu na niską rezerwę mocy saldo wymiany zagranicznej było dodatnie. Zanotowano zdecydowany wzrost importu (niemal 72% wzrost w ujęciu rok do roku) przy spadku eksportu (-5% w ujęciu rok do roku). Niezmiennie, najwięcej energii importowane jest z Niemiec oraz ze Szwecji, natomiast eksport odbywa się głównie do Czech oraz Słowacji.

Prawa Majątkowe „zielone" – Odnawialne źródła energii
W 2014 roku z zgodnie z ustawą Prawo energetyczne oraz odpowiednim Rozporządzeniem Ministra Gospodarki przedsiębiorstwa sprzedające energię były zobowiązane do uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectwa pochodzenia, albo uiszczenia opłaty zastępczej w wysokości nie mniejszej niż 13% całkowitej rocznej sprzedaży odbiorcom końcowym. Wspomniana opłata zastępcza decyzją Prezes URE po waloryzacji wynosiła 300,03 PLN/MWh. Obrót prawami majątkowymi pochodzącymi z odnawialnych źródeł energii („certyfikaty zielone") na TGE był skumulowany w I kwartale 2014 roku, co było spowodowane zakończeniem okresu rozliczeniowego dla 2013 roku do dnia 31 marca 2014 roku. Wzrost ceny certyfikatów zielonych w I kwartale 2014 roku spowodowany był wprowadzeniem przepisów nakładających na jednostki wytwarzające energię elektryczną z wykorzystaniem biomasy na przedstawienie certyfikatów potwierdzających jej pochodzenie. Spowodowało to wstrzymanie przez Prezesa URE wydawania praw majątkowych pochodzących z instalacji spalających i współspalających biomasę. Zmniejszona podaż oraz chwilowy zwiększony popyt spowodował wzrost ceny certyfikatów zielonych, które osiągnęły najwyższe notowania w lutym. Od tego czasu ceny certyfikatów zielonych znajdowały się w trendzie spadkowym osiągając minimum w grudniu.

Prawa Majątkowe „żółte", „czerwone", „fioletowe" – Kogeneracja
30 kwietnia 2014 roku przeprowadzono nowelizację ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw przedłużającą do 30 czerwca 2019 roku funkcjonowanie systemu wsparcia dla producentów energii elektrycznej i ciepła w procesie kogeneracji. System ten funkcjonuje w Polsce od 2007 roku i przewiduje, że firmy prowadzące obrót energią muszą przedstawiać do umorzenia świadectwa pochodzenia z wysokosprawnej kogeneracji lub jeżeli nie posiadają certyfikatów muszą wnieść opłatę zastępczą. Certyfikaty można uzyskać: za energię wytworzoną w instalacjach kogeneracyjnych opalanych paliwami gazowymi lub w jednostkach o mocy poniżej 1 MW („certyfikaty żółte", „PMGM"), za energię uzyskiwaną z jednostek kogeneracji opalanych metanem lub gazem uzyskiwanym z przetwarzania biomasy („certyfikaty fioletowe", „PMMET"), za energię wytworzoną w pozostałych źródłach kogeneracyjnych („certyfikaty czerwone", „PMEC").

Zgodnie z nowelizacją w 2014 roku firmy handlujące energią muszą posiadać świadectwa żółte dla 3,9% energii dostarczanej klientom końcowym – udział ten rośnie do 8% w 2018 roku. W przypadku świadectw fioletowych wymagany poziom to 1,1% w 2014 roku - aby w 2018 roku osiągnąć wysokość 2,3%. Natomiast jeśli chodzi o certyfikaty czerwone, ma to być 23,2% co roku w latach 2014-2018. Zmianie uległ także termin uiszczenia opłaty zastępczej i umorzenia świadectw pochodzenia z 31 marca na 30 czerwca każdego roku. W wyniku tych zmian efektywnie rynek zaczął działać w czerwcu 2014 roku, wtedy też rozpoczęły się notowania wspomnianych certyfikatów na TGE.

Ceny certyfikatów kogeneracyjnych żółtych, fioletowych jak i czerwonych utrzymywały się w 2014 roku na poziomach zbliżonych do jednostkowych opłat zastępczych. Średnia cena certyfikatów żółtych wyniosła w 2014 roku 105,20 PLN/MWh (opłata zastępcza 110,00 PLN/MWh), cena certyfikatów fioletowych osiągnęła poziom 60,55 PLN/MWh (opłata zastępcza 63,26 PLN/MWh) natomiast certyfikatów czerwonych 10,31 PLN/MWh (opłata zastępcza 11,00 PLN/MWh). Wysokie ceny były efektem trwałego niedoboru podaży w stosunku do zgłaszanego popytu.

Na rynku dostępne są trzy rodzaje uprawnień do emisji – EUA (European Union Allowances), jednostki CER (Certified Emission Reductions) oraz jednostki ERU (Emission Reduction Units). Jednostki typu CER oraz ERU mogą być umarzane przez przedsiębiorstwa jedynie w ograniczonym zakresie, w okresie rozliczeniowym 2013-2020 do wysokości 11% przydziału uprawnień przyznanych w ramach Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do emisji z lat 2008-2012.

Lata 2013-2020 to trzeci okres rozliczeniowy Europejskiego Systemu Handlu Uprawnieniami do emisji (EU-ETS). Od początku funkcjonowania powyższy okres charakteryzuje się dużą nadwyżką uprawnień do emisji CO₂ (ponad 2 mld ton), skutkującą niskimi wartościami cenowymi nie dającymi impulsu do inwestycji w niskoemisyjne technologie. W związku z powyższym Komisja Europejska („KE") podjęła szereg działań mających na celu zwiększenie poziomu cen uprawnień. Pierwszym z nich jest tzw. backloading, czyli wycofanie z rynku 900 mln uprawnień w latach 2014-2016 poprzez zmniejszenie wolumenu dostępności na aukcjach. Kolejnym krokiem jest uruchomienie mechanizmu Market Stability Reserve („MSR") likwidującego istniejącą nadwyżkę i doprowadzenie do równowagi między popytem a podażą. Dodatkowo KE w ramach nowej polityki klimatycznej do 2030 roku, zaproponowała 40% cel redukcji emisji CO₂ względem 1990 roku. Mając na uwadze powyższe działania KE oraz zmniejszające się corocznie alokacje darmowych uprawnień, należy uznać że wzrost ceny zakupu uprawnień do emisji CO₂ będzie mieć istotny wpływ na finalną cenę energii elektrycznej.

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych z giełdy ICE (ceny zamknięcia)

Rok 2014 był drugim rokiem funkcjonowania trzeciego okresu rozliczeniowego systemu EU ETS. Rok ten charakteryzował się dużą zmiennością cenową uprawnień do emisji CO₂. W tym czasie działania Komisji Europejskiej oraz wydarzenia polityczne i gospodarcze miały istotny wpływ na notowania cenowe uprawnień do emisji CO₂. Od początku 2014 roku, w wyniku wdrażania reformy backloadingu, uprawnienia do emisji CO₂ zyskiwały znacznie na wartości. 24 lutego 2014 roku Parlament Europejski podjął decyzję o wycofaniu z rynku 400 mln uprawnień w 2014 roku, 300 mln w 2015 roku i 200 mln w 2016 roku. Powyższa decyzja spowodowała wzrost cen uprawnień do emisji CO₂ do poziomu ponad 7,00 EUR/t.

W 2014 roku notowania cenowe jednostek poświadczonej redukcji emisji CER charakteryzowały się trendem spadkowym, w ciągu roku straciły znacznie na wartości i ich ceny spadły z poziomu 0,43 EUR/t do 0,04 EUR/t. Główną przyczyną spadków cen jednostek CER jest ich nadpodaż na rynku oraz ograniczone możliwości ich wykorzystania w obecnym okresie rozliczeniowym. Zgodnie z przepisami dyrektywy EU ETS prowadzący instalację mogą wykorzystać do umorzenia jednostki CER pochodzące z różnych typów projektów. Pulę jednostek CER pochodzących z projektów kwalifikujących się do wykorzystania w EU ETS w latach 2008-2012, wydanych za redukcję emisji osiągniętą do końca 2012 roku, można wykorzystać jedynie do 31 marca 2015 roku.

Jednostki redukcji emisji ERU w 2014 roku traciły na wartości i kształtowały się w przedziale cenowym 0,03-0,24 EUR/t.

8 kwietnia 2014 roku przyjęto rozporządzenie Rady Ministrów, w którym zostały określone przydziały uprawnień do emisji na pokrycie produkcji energii elektrycznej dla poszczególnych instalacji w okresie 2013-2020. Analogicznie, przydziały dla wytwórców ciepła zostały uregulowane rozporządzeniem Rady Ministrów z dnia 31 marca 2014 roku.

Przydziały na produkcję ciepła za 2014 rok wpłynęły na konta instalacji PGE, natomiast przydziały dla wytwórców energii elektrycznej Grupa otrzyma do końca kwietnia 2015 roku, po weryfikacji sprawozdań rzeczowo-finansowych z inwestycji ujętych w Krajowym Planie Inwestycyjnym.

Operator	Emisja CO2 w 2014 roku	Przydział uprawnień do emisji CO2 na 2014 rok	Pokrycie emisji przydziałem darmowych uprawnień
Elektrownia Bełchatów	36.886.457	15.535.037	42%
Elektrownia Turów	8.140.080	6.247.900	77%
Elektrownia Opole	6.422.060	3.587.594	56%
Zespół Elektrowni Dolna Odra	5.135.457	2.931.631	57%
Zespół Elektrociepłowni Bydgoszcz	773.842	708.528	92%
Elektrociepłownia Gorzów	444.238	297.971	67%
Elektrociepłownia Lublin Wrotków	364.782	387.687	106%
Elektrociepłownia Rzeszów	237.758	140.185	59%
Elektrociepłownia Kielce	167.182	128.824	77%
Elektrociepłownia Zgierz	93.732	56.103	60%
RAZEM	58.665.588	30.021.460	51%

* dane szacunkowe, emisja niezweryfikowana - emisja zostanie rozliczona oraz poświadczona przez uprawnionego weryfikatora emisji CO₂ na podstawie raportów rocznych z wielkości emisji CO₂

W związku z rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii („KDT"), zgodnie z Ustawą KDT, wytwórcy będący wcześniej stronami tychże umów uzyskali prawo do otrzymywania rekompensat na pokrycie tzw. kosztów osieroconych. Koszty osierocone stanowiły wydatki wytwórcy wynikające z nakładów poniesionych przez tego wytwórcę do 1 maja 2004 roku na majątek związany z wytwarzaniem energii elektrycznej, niepokryte przychodami uzyskanymi ze sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych na rynku konkurencyjnym po przedterminowym rozwiązaniu umowy długoterminowej. Ustawa KDT ogranicza całkowitą kwotę środków, które mogą być wypłacone wszystkim wytwórcom na pokrycie kosztów osieroconych, zdyskontowanych na dzień 1 stycznia 2007 roku, do kwoty 11,6 mld PLN, w tym dla PGE przypada 6,3 mld PLN.

W założonym przepisami Ustawy KDT terminie, tj. do 31 grudnia 2007 roku, spółka PGE S.A. podpisała umowy rozwiązujące długoterminowe umowy sprzedaży mocy i energii z wytwórcami będącymi stronami obowiązujących wówczas KDT. Tym samym wytwórcy uzyskali prawo do otrzymywania środków na pokrycie kosztów osieroconych.