Podstawowym obszarem działalności Grupy TAURON jest rynek polski, w ramach którego Grupa korzysta z pozytywnych trendów na nim panujących, jak również odczuwa skutki ich zmian. Sytuacja makroekonomiczna zarówno w poszczególnych sektorach gospodarki, jak i na rynkach finansowych, jest istotnym czynnikiem mającym wpływ na osiągane przez Grupę wyniki.
Otoczenie ekonomiczne
Rok 2019 był pozytywny pod względem światowej koniunktury gospodarczej, chociaż widoczne było spowolnienie niektórych światowych gospodarek. Tempo wzrostu gospodarczego w strefie euro stabilizuje się na relatywnie niskim poziomie. Spowolnienie wzrostu gospodarczego zanotowano m.in w Stanach Zjednoczonych, głównie w wyniku osłabienia przemysłu i niepewności dotyczącej polityki handlowej, a także w Chinach ze względu na napięcia handlowe i słaby popyt globalny oraz w Niemczech i we Włoszech.
W Polsce zanotowano wysoki wzrost gospodarczy, chociaż nasilają się sygnały jego osłabienia. Według danych Głównego Urzędu Statystycznego (GUS) wskaźnik Produktu Krajowego Brutto (PKB) Polski w 2019 r. ukształtował się na poziomie 4,1%, jednak w kolejnych kwartałach spodziewane jest stopniowe osłabienie jego dynamiki ze względu na utrzymujące się obniżenie aktywności gospodarczej w strefie euro.
Głównym czynnikiem podtrzymującym koniunkturę w Polsce będzie konsumpcja prywatna, korzystna sytuacja pracowników na rynku pracy w tym: wysoka dynamika wynagrodzeń (na poziomie ok. 7% r/r), podwyżka płacy minimalnej, czy utrzymanie się niskiego poziomu bezrobocia (na poziomie 5,2% w 2019 r.). Siłę nabywczą gospodarstw domowych ograniczy natomiast wyższa inflacja. Wskaźnik cen konsumpcyjnych (Wskaźnik CPI) za 2019 r. wyniósł 2,3% (r/r).
Czynnikami wpływającymi negatywnie na wzrost krajowego PKB jest spowolnienie dynamiki wzrostu inwestycji sektora instytucji rządowych i samorządowych oraz inwestycji sektora prywatnego, a także przewidywany nieznaczny ujemny wkład eksportu netto.
Według danych Narodowego Banku Polskiego (NBP) w sektorze energetycznym zakłada się utrzymanie cen surowców energetycznych. W grudniu 2019 r. i styczniu 2020 r. Prezes URE zatwierdził taryfy dla energii elektrycznej dla gospodarstw domowych. Wzrosty cen łącznych energii i dystrybucji wynoszą ok. 10%. Prognozuje się, że ta podwyżka cen nie będzie miała wpływu na poziom zużycia energii w tym sektorze.
Według danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A. (PSE) 2019 r. był pierwszym od 2012 r. kiedy zanotowano spadek krajowego zużycia energii elektrycznej brutto. W 2019 r. zużycie energii elektrycznej wyniosło 169,39 TWh i było o 1,54 TWh niższe niż w 2018 r. (-0,9% r/r). Popyt na energię został pokryty produkcją w elektrowniach krajowych, która wyniosła 158,77 TWh (-3,9% r/r), rekordowo wysokim importem z krajów ościennych na poziomie 10,62 TWh (+85,7%) oraz zwiększoną generacją z OZE. Jedynie w elektrowniach wiatrowych, ze względu na dobre warunki wietrzne, w 2019 r. wyprodukowano o 2,23 TWh więcej energii niż w 2018 r. (+19,1% r/r). Dodatkowo szybki rozwój mocy w źródłach fotowoltaicznych wpływa na wzrost autokonsumpcji energii zmniejszając zapotrzebowanie na dostawy z sieci. W 2019 r. zanotowano o 11,76 TWh (-8,9% r/r) spadek generacji energii w krajowych elektrowniach na węgiel kamienny i brunatny.
Surowce naturalne
Gaz ziemny
Rok 2019 przyniósł znacznie niższe ceny gazu w stosunku do 2018 r. Średnia cena na RDN gazu na TGE w 2019 r. wyniosła 68,06 PLN/MWh i była o ok. 37 PLN/MWh niższa niż w 2018 r. Kontrakt z dostawą w dniu następnym był szczególnie nisko wyceniony w czerwcu 2019 r. i wówczas jego średnia miesięczna ważona wolumenem cena wyniosła 50 PLN/MWh, najdroższy był natomiast w styczniu 2019 r., w którym średnia miesięczna ważona wolumenem cena tego kontraktu przekroczyła 100 PLN/MWh. Powodem niskich cen były przede wszystkim rekordowe poziomy napełnienia magazynów, rekordowy import LNG do Polski i Europy oraz stosunkowo łagodna zima. Najniższą cenę, tj. 38,73 PLN/MWh, odnotowano w dniu 7 września 2019 r.
Na RDB średnioważona cena gazu była o ok. 37 PLN/MWh niższa niż w 2018 r. Kontrakt na rynku RDB najtańszy był w czerwcu 2019 r. i wówczas jego średnia ważona wolumenem cena wyniosła 49,52 PLN/MWh, natomiast najdroższy był w styczniu 2019 r., kiedy średnia ważona wolumenem cena osiągnęła poziom 100,65 PLN/MWh.
Na RTT dla gazu najdroższym miesiącem był styczeń 2019 r., kiedy średnioważone ceny niektórych kontraktów miesięcznych, kwartalnych, sezonowych i rocznego osiągnęły wartości maksymalne powyżej 100 PLN/MWh. Najtańszym miesiącem był grudzień 2019 r., kiedy niektóre z kontraktów osiągnęły ceny minimalne zbliżone do 60 PLN/MWh. Przyczyną niskich cen były ciepła końcówka roku oraz nadpodaż na europejskich rynkach gazu, do której przyczyniły się duże i regularne dostawy skroplonego gazu ziemnego.
Analizując łączny wolumen obrotu na RTT, najmniejszy sumaryczny wolumen odnotowano w lutym 2019 r. (poziom poniżej 5 000 tys. MWh), natomiast największy odnotowano w sierpniu 2019 r. (ponad 13 600 tys. MWh).
Średnioważona cena referencyjnego kontraktu rocznego GAS_BASE_Y-20 w 2019 r. wyniosła 89,96 PLN/MWh. Maksymalna wartość została osiągnięta na początku kwietnia 2019 r. i wyniosła 103,43 PLN/MWh, natomiast minimalna została osiągnięta pod koniec 2019 r. i wyniosła 67,63 PLN/MWh. Łączny wolumen obrotu na TGE w 2019 r. wyniósł ponad 146,1 TWh wobec 143,3 TWh w 2018 r., co oznacza wzrost o niemal 2% w ujęciu r/r.
Największy udział w obrocie gazem w 2019 r. miał rynek terminowy, na którym wygenerowany został wolumen na poziomie ponad 123 TWh. Na rynku SPOT łączny obrót kontraktami na dzień następny wyniósł niemal 17,0 TWh (spadek 3,7% r/r). Spadek miał miejsce również na RDB, na którym obrót wyniósł niecałe 5,7 TWh wobec 6,1 TWh w 2018 r. (spadek o 6,3% r/r).
Import LNG w 2019 r. (z Kataru, Norwegii i USA) wzrósł o ponad 0,7 mld m3 (wzrost o 32% r/r) i osiągnął poziom ok. 3,3 mld m3 (po regazyfikacji) w stosunku do 2018 r., kiedy sprowadzono ok. 2,5 mld m3 LNG (po regazyfikacji). Był to najwyższy import LNG w historii Polski.
Kluczowymi wydarzeniami na rynku gazu była decyzja rządu holenderskiego o całkowitym wygaszeniu największego lądowego pola gazowego w Europie, w holenderskim Groningen, do końca roku gazowego 2022, jak również niedotrzymanie terminu oddania do końca 2019 r. drugiej nitki gazociągu podmorskiego Nord Stream 2 oraz przedłużenie umowy tranzytowej gazu rosyjskiego przez terytorium Ukrainy.
Poniższy rysunek przedstawia średnie miesięczne ceny SPOT oraz kontraktu Y-20 w 2019 r. na TGE.
Ropa naftowa i węgiel
Rok 2019 charakteryzował się względnie niskimi cenami ropy na światowych rynkach. Średnia ważona wolumenem cena ropy naftowej Brent na giełdzie ICE w 2019 r. wyniosła 64,06 USD/baryłkę i była o 7,8 USD/baryłkę niższa w stosunku do 2018 r., co oznacza spadek jej ceny o 10,9% w ujęciu r/r. Ropa naftowa Brent była najtańsza w IV kwartale 2019 r., kiedy jej średnia ważona wolumenem cena wyniosła jedynie 62,01 USD/baryłkę. Maksimum notowań (68,22 USD/baryłkę) zostało osiągnięte w II kwartale 2019 r.
W 2019 r. łączny wolumen obrotu wyniósł ponad 62 800 tys. baryłek, podczas gdy w 2018 r. wyniósł ponad 66 100 tys. baryłek, co oznacza 5% spadek.
Głównymi czynnikami, które miały wpływ na sytuację popytowo-podażową na rynkach ropy naftowej, były wydarzenia o znaczeniu globalnym.
W 2019 r. prowadzono negocjacje handlowe pomiędzy USA a Chinami, które uległy intensyfikacji pod koniec IV kwartału 2019 r. Na początku sierpnia 2019 r. USA nałożyły na Chiny dodatkowe cła, konsekwencją czego było nałożenie przez Chiny swoich ceł na wybrane towary amerykańskie. Obawy przed ogólnoświatową recesją spowodowaną słabością gospodarczą w Chinach i zaognieniem konfliktu handlowego na całym świecie spowodowały, że cena ropy naftowej spadła na początku 2019 r. do wartości nieco ponad 52 USD/baryłkę.
W IV kwartale 2019 r. wydobycie ropy naftowej w USA osiągnęło rekordowy poziom 12 900 tys. baryłek dziennie. W grudniu 2019 r. na posiedzeniu OPEC zwiększono ograniczenie produkcji ropy naftowej z 1 200 tys. do 1 700 tys. baryłek dziennie, które powinno zacząć obowiązywać w I połowie 2020 r. Równocześnie Arabia Saudyjska zdecydowała się na kolejne cięcia o 400 tys. baryłek dziennie, dzięki czemu efektywna redukcja zwiększyła się sumarycznie do liczby 2 100 tys. baryłek dziennie.
Kolejnym istotnym wydarzeniem wpływającym na ceny ropy naftowej był atak na rafinerie ropy naftowej w Arabii Saudyjskiej, w wyniku którego we wrześniu 2019 r. nastąpił wzrost ceny ropy naftowej do poziomu niemal 72 USD/baryłkę. Jednak po przywróceniu pełnej produkcji cena po kilkunastu dniach ponownie spadła do poziomu poniżej 65 USD/baryłkę.
W I kwartale 2019 r. zanotowano spadek cen węgla ARA w granicach od 86,60 USD/Mg do 71,5 USD/Mg. Spadki cen były spowodowane głównie przez działania Chin polegające na zwiększeniu krajowego wydobycia połączonego z uruchamianiem nowych zdolności wytwórczych elektrowni atomowych, jak również konflikt handlowy pomiędzy USA a Chinami, który wywarł wpływ na wycenę surowców energetycznych.
Wzrost wydobycia węgla w Chinach, spadek zapotrzebowania na węgiel w Niemczech, Francji, Hiszpanii oraz Wielkiej Brytanii spowodowany spadkiem produkcji energii elektrycznej na węglu kamiennym do poziomu 4,7 TWh (14,4 TWh w kwietniu 2018 r.) doprowadziły do wzrostu zapasów w portach ARA do rekordowych poziomów. Wpłynęło to na przyspieszenie spadków notowań cen węgla ARA, które w maju 2019 r. osiągnęły poziom ok. 62 USD/Mg, natomiast ceny węgla importowanego z Rosji osiągnęły najniższy poziom od początku 2019 r. sięgający 48,08 USD/Mg.
W Europie wskutek czerwcowych prognoz pogody dla okresu letniego nastąpił wzrost notowań kontraktów ARA, w obawie przed ryzykiem pojawienia się niskiego stanu wód, który mógłby podobnie jak w 2018 r., doprowadzić do uniemożliwienia transportu węgla do elektrowni drogą rzeczną. Powyższy wzrost został zanegowany przez uczestników rynku w rezultacie czego, już w sierpniu 2019 r. cena węgla zbliżyła się ponownie do 62 USD/Mg.
We wrześniu 2019 r. zanotowano wzrost wyceny węgla ARA, który był spowodowany przygotowywaniem się uczestników rynku do sezonu zimowego, jednakże wraz z upływem czasu i pojawiającymi się nowymi prognozami pogody, notowania charakteryzowały się większą zmiennością. Ceny gazu, które w zestawieniu z polityką klimatyczno-energetyczną doprowadziły do zmniejszonego zainteresowania węglem w przemyśle i energetyce, doprowadziły do spadku notowań cen węgla poniżej 60 USD/Mg (minimum cenowe dla 2019 r. osiągnęło wartość 56,15 USD/Mg), czyli poziomów nieobserwowanych na rynku od 2016 r.
Otoczenie społeczne
W ostatnich latach w Polsce obserwujemy stopniowy spadek liczby ludności w skali rocznej. Jest to wynikiem niekorzystnej tendencji w zakresie przyrostu naturalnego. W końcu czerwca 2019 r. liczba ludności Polski wyniosła 38 396 tys., tj. o ok. 15 tys. mniej niż w końcu 2018 r. Wpływ na obecny stan demograficzny ma m.in.: spadek liczby urodzeń, wysoka skala emigracji, przyspieszenie procesu starzenia się społeczeństwa.
Od 2013 r. jednak zauważalny jest ubytek naturalny wynikający ze stosunkowo niskiej liczby urodzeń (pomimo wzrostu, jaki miał miejsce w latach 2016-2017), przy jednoczesnym niewielkim, ale systematycznym zwiększaniu się liczby zgonów. Jest to wynikiem wzrostu liczby i odsetka osób w wieku starszym. Obserwowane zmiany demograficzne wskazują jednoznacznie na trwający proces starzenia się ludności Polski będący z jednej strony wynikiem korzystnego zjawiska, jakim jest wydłużanie trwania życia, a z drugiej pogłębiany przez niski poziom dzietności.
Otoczenie technologiczne
Elektrownie Wykorzystujące Odnawialne Źródła Energii
Farmy wiatrowe i fotowoltaiczne:
Polska ze względu na położenie geograficzne nie ma najkorzystniejszych warunków do rozwoju energetyki wiatrowej i słonecznej. W 2019 r. produkcja energii elektrycznej z elektrowni wiatrowych i innych odnawialnych w Polsce wynosiła ok. 14 TWh, co daje ok. 9% krajowej produkcji ogółem. W 2019 moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych wynosiła na koniec grudnia 5 917 MW, a moc zainstalowanych źródeł fotowoltaicznych przekroczyła 477 MW (ponad trzykrotny wzrost w porównaniu z 2018 r.).
Biogazownie:
Technologie biogazowe oparte są na produkcji metanu z odpadów, ścieków oraz surowców rolniczych. W Polsce są mało rozpowszechnione, na koniec 2019 r. sumaryczna moc takich instalacji wynosiła 245 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.
Elektrownie gazowe
Ze względu na dostępność i ceny paliwa, energetyka gazowa nie odgrywała dotąd w Polsce znaczącej roli; w 2019 r. z gazu wyprodukowano prawie 8% energii elektrycznej zużywanej w naszym kraju, ale zauważalny jest wzrost wykorzystania tej technologii (w porównaniu z rokiem 2018, w 2019 r. odnotowano wzrost produkcji energii z gazu o prawie 2 punkty procentowe). W latach 2017-2018 Grupa PKN Orlen oddała do eksploatacji dwa bloki gazowo-parowe: w 2017 blok gazowo-parowy we Włocławku o mocy 463 MWe, a w 2018 r. blok gazowo-parowy w Płocku o mocy 600 MWe. Grupa TAURON, we współpracy z GK PGNiG, w 2019 r. kontynuowała swoją inwestycję w blok gazowo-parowy w Stalowej Woli o mocy 450 MWe. Pierwsza synchronizacja z Krajową Siecią Elektroenergetyczną turbozespołu gazowego nowego bloku parowo-gazowego miała miejsce 4 marca 2020. Blok ma zostać oddany do eksploatacji w drugim 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.
Elektrownie węglowe
Obecnie energetyka konwencjonalna w Polsce jest oparta na elektrowniach opalanych węglem kamiennym i brunatnym. W 2019 r. z tych paliw wyprodukowano ponad 75% energii elektrycznej zużywanej w naszym kraju (odpowiednio 49,25% i 26,14%). 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 2019 roku do eksploatacji zostaną oddane kolejne bloki na parametry nadkrytyczne: w Elektrowni Opole 2 x 900 MW, zaś w połowie 2020 – Elektrowni Jaworzno blok 910 MW.
