Podstawowym obszarem działalności Grupy Kapitałowej TAURON jest rynek, w ramach którego Grupa korzysta z trendów na nim panujących, jak również odczuwa skutki zmian rynkowych i regulacyjnych. Sytuacja makroekonomiczna, zarówno w poszczególnych sektorach gospodarki, jak i na rynkach finansowych, jest istotnym czynnikiem mającym wpływ na osiągane przez Grupę wyniki. Kondycja polskiej gospodarki pozostaje w dużym stopniu powiązana z koniunkturą panującą w Unii Europejskiej i na rynkach światowych. Nieustanna analiza zmian lub analiza zmian następujących w makrootoczeniu pozwala na identyfikację szans i zagrożeń i elastyczne dostosowanie się do nich.
Główne obszary makrootoczenia, mające znaczący wpływ na działalność Grupy i kształtujące jej rozwój, analizujemy w ramach tzw. analizy PEST: otoczenie polityczne, otoczenie ekonomiczne (w tym sytuacja na rynku surowców energetycznych), otoczenie społeczne i otoczenie technologiczne.
Na temat zmian w otoczeniu politycznym przeczytasz tutaj.
Otoczenie ekonomiczne
Koniunktura gospodarcza w Polsce w 2018 r.
Koniunktura światowej gospodarki była w 2018 r. pomyślna. Dobra sytuacja i wzrost gospodarczy były wynikiem popytu konsumpcyjnego i rosnących inwestycji w gospodarce światowej. Jednakże z końcem 2018 r. zwiększyło się zróżnicowanie wzrostu PKB między wiodącymi gospodarkami na świecie – o czym świadczy spadek głównych wskaźników koniunktury gospodarczej, tj. PMI, wskaźników produkcji przemysłowej oraz dynamiki światowego handlu towarami. Sytuacja ta może stanowić pierwsze symptomy nieznacznego spowolnienia wzrostu aktywności gospodarczej w przyszłości.
Sytuacja gospodarcza w Polsce charakteryzowała się stabilną koniunkturą i relatywnie wysokim wzrostem na tle krajów europejskich. Utrzymujący się wzrost gospodarczy w powiązaniu z niską inflacją, implikowały dobre warunki na rynku pracy – spadek poziomu bezrobocia i wzrost wynagrodzeń. Poziom bezrobocia w grudniu 2018 r. wyniósł 5,8%. W porównaniu z grudniem roku 2017 (6,6%) nastąpił spadek o 0,8 punktu procentowego. Natomiast średnie miesięczne wynagrodzenie brutto w Polsce w ostatnim miesiącu roku ukształtowało się na poziomie 5 274,95 zł (wzrost o 6,1% r/r).
Umiarkowana inflacja była powiązana z rosnącym popytem wewnętrznym, który jest głównym czynnikiem wzrostowym polskiej gospodarki i bardzo niską inflacją u głównych partnerów handlowych Polski. Według danych Głównego Urzędu Statystycznego inflacja w grudniu 2018 r. wyniosła 1,1% r/r wobec 1,3% r/r w listopadzie 2018 r.
Produkt Krajowy Brutto
W 2018 r. gospodarka Polski rozwijała się w tempie 5,1% (wobec 4,8% w 2017 r.). Pozytywny wpływ na wzrost PKB miały takie czynniki, jak: wzrost inwestycji publicznych (finansowanych również ze środków Unii Europejskiej) oraz inwestycji w sektorze dużych i średnich przedsiębiorstw, co jest konsekwencją przyspieszenia dynamiki eksportu oraz zwiększającego się importu, będącego skutkiem rosnącego popytu wewnętrznego.
Według danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A., w 2018 r. nastąpił wzrost krajowego zużycia energii elektrycznej brutto do poziomu 170,93 TWh (+ 1,66% r/r). Został on pokryty produkcją w elektrowniach krajowych, która wyniosła 165,22 TWh (- 0,38% r/r) oraz rekordowo wysokim importem z krajów ościennych – na poziomie 5,72 TWh (+ 150%).
Siła nabywcza w Polsce
Siła nabywcza Polaków w ostatnich latach ulega ciągłej poprawie – spadające bezrobocie, wzrost wynagrodzeń i socjalne programy rządowe przekładają się na stały wzrost zamożności społeczeństwa.
Najnowsze badania GfK Purchasing Power Europe 2018, potwierdzają dobrą koniunkturę w gospodarce. W 2018 r. wysokość średniej siły nabywczej w Polsce wynosiła 7 228 EUR na mieszkańca, czyli o 518 EUR więcej niż przed rokiem. W porównaniu do pozostałych państw Europy, roczny rozporządzalny dochód przeciętnego Polaka stanowi ok. połowę siły nabywczej przeciętnego Europejczyka (każdy Europejczyk dysponował średnio kwotą 14 292 EUR na wydatki i oszczędności w ciągu roku). Wielkość siły nabywczej klasyfikuje Polskę na 29. miejscu w Europie.
Surowce naturalne
Węgiel kamienny
Na rynku węgla obserwuje się kontynuację tendencji wzrostu cen, która rozpoczęła się w 2016 r. W pierwszym kwartale 2018 r. wystąpiła korekta – w tym okresie ceny węgla ARA z dostawą w 2019 r. spadły o ok. 20% – do poziomu 72,5 USD/Mg. Następnie, w okresie od kwietnia do października 2018 r., ceny dość dynamicznie wzrosły, skutkiem czego cena kontraktu rocznego w październiku osiągnęła poziom 100,45 USD/Mg.
Wysokie ceny węgla związane były z sytuacją podażowo-popytową w Europie i na świecie.
Począwszy od kwietnia 2018 r., w Chinach występowały bardzo wysokie temperatury, co spowodowało mniejszą produkcję energii z elektrowni wodnych. Przy relatywnie niskiej podaży węgla i wysokiej konsumpcji i zapotrzebowaniu na energię z węgla, skutkowało to wzrostem cen paliwa importowanego. Duże zapotrzebowanie na importowany surowiec zgłaszały również takie kraje, jak Indie, Japonia, Wietnam, Korea Południowa. Upały i niekorzystna sytuacja hydrologiczna utrzymywały się również w Europie. Dopiero w ostatnim kwartale 2018 r. bilans popytowo-podażowy poprawił się. Indonezja oraz Chiny znacznie zwiększyły wydobycie węgla. Zwiększyła się również generacja z elektrowni wodnych, zapotrzebowanie na węgiel spadło w związku z łagodną jesienią i łagodnym początkiem zimy. W ostatnim kwartale 2018 r. ceny węgla ARA obniżyły się o ok. 15% – do poziomu 85 USD/Mg.
W Europie, wskutek rekordowo niskiego poziomu rzek, w szczególności Renu, niemożliwy stał się transport węgla drogą rzeczną. Zapasy w portach ARA urosły do rekordowych poziomów – ok. 7 mln Mg w grudniu 2018 r.
W Polsce w 2018 r. produkcja węgla była niższa od zapotrzebowania rynku. W miesiącach od stycznia do grudnia w Polsce wydobyto 63,38 mln Mg (spadek o 3% r/r). W powiązaniu z wysokimi cenami węgla na rynku światowym, spowodowało to wzrost wskaźnika Polskiego Indeksu Rynku Węgla Energetycznego (PSCMI1) do poziomu 11,10 zł/GJ w miesiącach od stycznia do grudnia 2018 r. (wzrost o ok. 15% r/r). Indeks cen węgla w sprzedaży do ciepłowni przemysłowych i komunalnych (PSCMI2) również wzrósł i wyniósł w grudniu 2018 r. 12,82 zł/GJ (wzrost o ok. 13,4% r/r).
W sezonie zimowym 2017/2018 występowało poważne zagrożenie niedotrzymania strategicznego poziomu zapasów węgla przez elektrownie zawodowe. W związku z tą sytuacją, w 2018 r. obserwowaliśmy wzmożony import węgla do Polski, w tym również do elektrowni zawodowych. Szacuje się, że w trakcie 2018 r. importowano do Polski ok. 19,7 mln Mg węgla kamiennego, w tym 13,5 mln Mg z Rosji.
Ropa naftowa
Na rynku ropy naftowej Brent trzy pierwsze kwartały 2018 r. były kontynuacją trendu wzrostowego z lat 2016-2017. W październiku 2018 r. cena osiągnęła najwyższy poziom od 2014 r.: 86,74 USD/bbl. W ostatnim kwartale roku ceny spadły do poziomu nieco poniżej 50 USD/bbl, co było wynikiem korekty na rynku. Ostatecznie rok 2018 zamknął się na poziomie 53,8 USD/bbl.
Na początkowy wzrost cen wpływało m.in. ograniczenie produkcji ropy przez kartel OPEC i Rosję, jak również niecelowe ograniczenie podaży przez Wenezuelę i Syrię. Ograniczona podaż skutkowała spadkiem zapasów ropy na światowym rynku do poziomu pięcioletniej średniej, co z kolei wpływało na wzrost ceny.
W USA wydobycie ropy wzrosło o 1 mln baryłek na dzień w trakcie pierwszego półrocza 2018 r., natomiast w skali całego roku 2018 wzrost wyniósł blisko 2 mln baryłek na dzień – z 9,7 mln baryłek na dzień w grudniu 2017 r. do 11,7 mln baryłek na dzień w grudniu 2018 r.
Istotnym wydarzeniem wpływającym na ceny ropy było wycofanie się USA w maju 2018 r. z porozumienia nuklearnego, dotyczącego kontroli irańskiego programu rozwoju broni jądrowej. USA jednostronnie zapowiedziały nałożenie sankcji gospodarczych na Iran, w tym całkowity zakaz eksportu ropy. Zakaz miał obowiązywać od 15 listopada 2018 r. i miał całkowicie ograniczyć handel irańskim surowcem. Jednocześnie Prezydent USA przekonywał dotychczasowych odbiorców irańskiej ropy do zaprzestania jej zakupu oraz nakłaniały OPEC do ponownego zwiększenia produkcji ropy w celu zastąpienia wypadającego z rynku wolumenu. OPEC oraz Rosja zaczęły istotnie zwiększać produkcję, przy czym w dalszym ciągu trwały rozmowy na temat kształtu restrykcji dotyczących eksportu ropy. Ostatecznie administracja USA zgodziła się, by irańską ropę nadal mogły importować takie kraje, jak Japonia, Korea Północna, Turcja, Chiny. Wskutek tej sytuacji, na rynku ponownie wytworzyła się nadpodaż ropy i jej zapasy zaczęły rosnąć.
Kolejnym istotnym wydarzeniem było rozpoczęcie tzw. wojny handlowej pomiędzy USA a Chinami. USA nałożyły cła handlowe na niektóre towary importowane z Chin, a druga strona odpowiedziała tym samym działaniem. Strony konfliktu zadeklarowały wolę współpracy w celu wypracowania kompromisu na przełomie listopada i grudnia 2018 r.
Wyżej opisane czynniki były przyczyną spadku cen ropy. Ropa Brent staniała o około 42% tylko w trakcie ostatniego kwartału 2018 r.
Gaz ziemny
2018 r. przyniósł wzrosty cen na rynku gazu w stosunku do 2017 r. Średnia cena RDN gazu na TGE w 2018 r. wyniosła 106,29 PLN/MWh i była o około 22 PLN/MWh wyższa niż w 2017 r. Kontrakt z dostawą w dniu następnym szczególnie wysoko wyceniony był na samym początku marca 2018 r., kiedy to cena gwałtownie wzrosła, ustanawiając maksymalną wartość w 2018 r. na poziomie 208,39 PLN/MWh. Powodem były bardzo niskie, utrzymujące się przez kilka dni, temperatury powietrza, liczne odstawienia bloków jądrowych we Francji (co przełożyło się na większą generację ze źródeł wykorzystujących paliwo gazowe), a także niskie stany zapasów w magazynach. Z kolei w styczniu, kwietniu i maju 2018 r. średnioważona cena dla danego miesiąca ukształtowała się poniżej 100 PLN/MWh – były to najtańsze miesiące na RDN gazu w 2018 roku.
Na rynku terminowym towarowym (RTT) dla gazu najdroższym miesiącem był wrzesień 2018 r., kiedy poszczególne kontrakty miesięczne i kwartalne osiągnęły ceny/MWh. Analizując łączny wolumen obrotu na RTT, najmniejszy sumaryczny wolumen odnotowano w kwietniu 2018 r. (wolumen sumaryczny poniżej 4 mln), a największy we wrześniu i październiku 2018 r. (odpowiednio 18,6 i 19,5 mln).
Średnioważona cena w 2018 r. referencyjnego kontraktu rocznego GAS_BASE_Y-19 wyniosła 106,02 PLN/MWh. Najwyższa wartość została osiągnięta pod koniec września 2018 r. i wyniosła 124,09 PLN/MWh. Łączny wolumen obrotu na TGE w 2018 r. wyniósł ponad 143,3 TWh wobec 138,5 TWh w 2017 r., co oznacza wzrost o 3,4% r/r i stanowi najlepszy wynik w historii notowań na TGE.
Największy udział w obrocie 2018 r. miał rynek terminowy, na którym wygenerowany został wolumen na poziomie blisko 120 TWh. Na rynku spotowym łączny obrót kontraktami na dzień następny oraz kontraktami weekendowymi wyniósł prawie 17,6 TWh i było to o 1,4 TWh mniej niż w 2017 r. (spadek 7,4% r/r).
Import LNG (z Kataru, Norwegii i USA) w 2018 r. wzrósł o prawie 1 mld m3 (wzrost o 58,2% r/r) i osiągnął ponad 2,71 mld m3 (po regazyfikacji) w stosunku do 2017 r., kiedy sprowadzono ok. 1,72 mld m3 LNG (po regazyfikacji). Import LNG stanowił ponad 20% struktury importu. Resztę importu pokrywa kierunek zachodni i południowy.
Kluczowym wydarzeniem na rynku gazu w 2018 r. było podpisanie przez PGNiG trzech kontraktów długoterminowych na zakup LNG z amerykańskimi firmami Venture Global i Cheniere o łącznym wolumenie niemal 70 mln ton (95 mld m3 po regazyfikacji). Dostawy od Cheniere mają rozpocząć się w 2019 r., z kolei Venture Global rozpocznie je w latach 2022 i 2023.
Otoczenie społeczne
Otoczenie technologiczne
Obecnie energetyka konwencjonalna w Polsce jest oparta o elektrownie opalane węglem kamiennym i brunatnym. W 2018 r. z tych paliw wyprodukowano prawie 80% energii elektrycznej zużywanej w naszym kraju (odpowiednio 50% i 30%). W większości są to bloki wyeksploatowane i o stosunkowo małych sprawnościach, ale spełniające obowiązujące normy środowiskowe lub będące w fazie modernizacji. Nowe jednostki konwencjonalne cechują się sprawnością do 46% i mocą ok. 1 000 MW. Obecnie w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym pracują nowe węglowe bloki energetyczne na parametry nadkrytyczne o mocy około 2,4 GW (od 2009 r. blok 460 MW w Elektrowni Łagisza, od 2011 r. blok 858 MW w Elektrowni Bełchatów i od 2017 r. blok 1 075 MW w Elektrowni Kozienice). W tym roku do eksploatacji zostaną oddane kolejne bloki na parametry nadkrytyczne: w Elektrowni Opole 2 x 900 MW, oraz w Elektrowni Jaworzno blok 910 MW. Pod koniec 2019 r. w Systemie Elektroenergetycznym moc bloków na parametry nadkrytyczne wyniesie ok. 5,1 GW.
Zobacz naszą inwestycję: Budowa Bloku MW 910 w Jaworznie
Ze względu na dostępność i ceny paliwa, energetyka gazowa nie odgrywała dotąd w Polsce znaczącej roli; w 2018 r. z gazu wyprodukowano prawie 6% energii elektrycznej zużywanej w naszym kraju, ale zauważalny jest wzrost wykorzystania tej technologii (w porównaniu z rokiem 2017, w 2018 r. odnotowano wzrost produkcji energii z gazu o prawie 2 punkty procentowe). W latach 2017-2018 Grupa PKN Orlen S.A. oddała do eksploatacji dwa bloki gazowo-parowe: w 2017 blok gazowo-parowy we Włocławku o mocy 463 MWe, a w 2018 r. oddano blok gazowo-parowy w Płocku o mocy 600 MWe. Grupa TAURON, we współpracy z GK PGNiG, w 2018 r. kontynuowała swoją inwestycję w blok gazowo-parowy w Stalowej Woli o mocy 450 MWe. Blok ma zostać oddany do eksploatacji w kolejnym kwartale 2020 r.
Wysokosprawne układy gazowo-parowe osiągają sprawność rzędu 60%, a ze względu na wykorzystane paliwo nie ma konieczności stosowania dodatkowych instalacji ochrony środowiska. Zaletom, jakimi są elastyczność jednostek gazowych/gazowo-parowych i stosunkowo niskie nakłady inwestycyjne, towarzyszy uzależnienie opłacalności ich eksploatacji od ceny gazu.
Polska ze względu na położenie geograficzne nie ma najkorzystniejszych warunków do rozwoju energetyki wiatrowej i słonecznej. W 2018 r. produkcja energii elektrycznej z elektrowni wiatrowych w Polsce wynosiła ok. 12 TWh, co daje ok. 7,5% krajowej produkcji ogółem. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych wynosiła na koniec grudnia ok. 5864 MW, a moc zainstalowanych źródeł fotowoltaicznych przekroczyła 146 MW.
Większość działających obecnie instalacji dysponuje mocami od 0,5 do 3 MW dla lądowych turbin wiatrowych, natomiast dla turbin offshore moce zawierają się w zakresie od 6 do nawet 8 MW. Rozwój produkcji energii z tych źródeł przez najbliższe lata nadal będzie ściśle związany z systemem wsparcia, ale systematycznie spadające jednostkowe nakłady inwestycyjne mogą skutkować tym, że już w następnej dekadzie źródła te będą mogły konkurować na rynku bez mechanizmów wsparcia.
Bazując na deklaracji spółek energetycznych, w perspektywie długoterminowej (do 2030 r.) na Morzu Bałtyckim mogą zostać uruchomione farmy wiatrowe offshore o łącznej mocy ponad 7 GW.
Więcej o długoterminowych planach inwestycyjnych: tutaj
Technologie biogazowe oparte są na produkcji metanu z odpadów, ścieków oraz surowców rolniczych. W Polsce są mało rozpowszechnione, na koniec 2018 r. sumaryczna moc takich instalacji wynosiła 238 MW. Dostępne moce takich instalacji wynoszą od kilkudziesięciu kW do ponad 2 MW. Przewiduje się rozwój biogazowni w kierunku optymalizacji wykorzystania substratów, wysokosprawnej kogeneracji, czy produkcji nawozów.
Spalanie jest jednym z możliwych sposobów zagospodarowania odpadów komunalnych. Na początku 2018 r. działało siedem spalarni odpadów komunalnych. Łączna zainstalowana moc elektryczna tych spalarni to ok. 63 MW, a termiczna 170 MW. Spalarnie rocznie spalają ok. 1 mln ton odpadów. Rozwój technologii w kierunku automatyzacji i dokładności segregacji odpadów (np. segregacja laserowa), z pewnością przyczyni się do wzrostu powtórnego wykorzystania odpadów – recyklingu.
Cele unijne na 2030 r. wskazują na konieczność recyklingu 70% odpadów i 80% odpadów opakowaniowych. Może to stanowić barierę rozwoju spalarni ze względu na ograniczoną podaż paliwa.
Inteligentne sieci stają się powoli rzeczywistością. W celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw oraz komfortu odbiorców, dystrybutorzy stale zwiększają nakłady na rozwiązania SMART. Rozwój automatyzacji sieci pozwala również na znaczną poprawę efektywności kosztowej oraz lepsze monitorowanie sieci, a także przewidywanie awarii. Rozwiązania SMART dla gospodarstw domowych są dostępne niemal dla każdego. Już dzisiaj producenci artykułów gospodarstwa domowego oferują inteligentne rozwiązania, polegające np. na komunikowaniu się ze sobą sprzętów domowych (Internet of Things / Internet rzeczy). Przy coraz większej popularyzacji mikroinstalacji PV w gospodarstwach domowych i rozwoju przydomowych stacji ładowania samochodów elektrycznych, dalszy rozwój inteligentnej sieci pozwoli na rozszerzenie oferty dla grup klienckich i bardziej świadome korzystanie z energii elektrycznej. Wpłynie to również na bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego poprzez wzrost jakości i niezawodności dostaw.
Aby zmaksymalizować produkcję z niestabilnych źródeł energii, konieczne są efektywne systemy jej magazynowania. Jest to jeden z głównych kierunków badań i rozwoju firm z branży energetycznej na całym świecie. Znane dostępne technologie magazynowania energii to między innymi: mechaniczne (elektrownia szczytowo-pompowa, sprężone powietrze, koło zamachowe), elektrochemiczne, chemiczne, elektryczne, czy cieplne. Niestety, pomimo dużej różnorodności form magazynowania energii, ich niska efektywność w dalszym ciągu ogranicza komercjalizację tego typu rozwiązań. Obecnie wiele firm skupia się na badaniach i rozwijaniu najbardziej perspektywicznych technologii magazynowania energii elektrycznej.
Magazynowanie, poza akumulacją energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, może również pozwolić minimalizować przerwy w dostawach energii elektrycznej spowodowane uszkodzeniami linii, np. poprzez zabudowę magazynów na infrastrukturze sieciowej, albo stanowić poważny krok do popularyzacji samochodów elektrycznych.
Więcej o technologii technologiach magazynowania energii: tutaj
