Inflacyjne makronewsy

Studenci ATH informują

• Według opublikowanych danych Narodowego Banku Polskiego we wrześniu 2021 roku inflacja w relacji rok do roku po wyłączeniu cen za żywność i energii wynosiła 4,2% , w roku 2020 miesiąc wcześniej wynosiła 3,9% . Po wyłączeniu cen administracyjnych wynosiła 5,5%, w roku 2020 miesiąc wcześniej wynosiła 5,1%. Po wyłączeniu cen najbardziej zmiennych wynosiła 3,8%, w roku 2020 miesiąc wcześniej wynosiła 4,1%. Tzw. 15-proc. średnia obcięta, która eliminuje wpływ 15% koszyka cen o minimalnej i maksymalnej dynamice, wyniosła 4,5%, w roku 2020 miesiąc wcześniej wynosiła 4,1%. We wrześniu inflacja CPI przyśpieszyła aż do 6%, już w sierpniu osiągając pułap 5,5% co daje najwyższą wartość od 20 lat.
• Inflacja wrześniowa we Francji napędzana była głównie przez skok cen energii, które wzrosły według danych o ok. 14,9% w ciągu roku. Ceny konsumpcyjne wzrosły o 2,2% w miesiącu wrzesień, po wzroście sierpniowym o 1,9% rok do roku. Wzrost ten wynika z przyśpieszenia średnich cen energii, usług oraz żywności. Porównując poprzedni miesiąc ceny konsumpcyjne spadły o 0,2%, po 0,6% wzroście w sierpniu co wynika ze spadku cen za usługi, żywność. Ceny energii wzrosły głównie ze względu na wzrost cen za gaz.
• Inflacja w okresie popandemicznym jest problemem globalnym. Jednak w USA według najnowszych odczytów mówi się o wzroście cen w tempie 5,4 proc. rocznie. Najbardziej wzrosły ceny energii bo aż o 24.8 proc – jak pokazują dane, ceny benzyny i oleju napędowego wzrosły o 40 proc, a ceny gazu ziemnego wzrosły o 40 proc. Gwałtownie również wzrosły ceny używanych samochodów aż o 24,6 proc. Pozostałe zwyżki oscylowały w granicach 10 proc. w ujęciu rocznym. O ile w porównaniu do energii wzrosty cen nie były tak drastyczne to i tak Amerykanie odczuli je w swoich portfelach.
• Mierzone przez Eurostat tempo wzrostu cen w Polsce jest najwyższe od ponad 20 lat. Litwa i Estonia prowadzą w najnowszym zestawieniu państw o najwyższej inflacji HICP w UE. Jak poinformował Eurostat, wrześniowa inflacja HICP na Litwie i w Estonii wyniosła 6,4 proc. Szczebel niżej uplasowała się Polska z wynikiem 5,6 proc. W przypadku naszego kraju jest to najwyższy wynik od czerwca 2001 r. Grono krajów z inflacją powyżej 5 proc. dopełniają jeszcze Węgry (5,5 proc.) i Rumunia (5,2 proc.). W całej UE inflacja wyniosła 3,6 proc. wobec 3,2 proc. miesiąc wcześniej. W przypadku strefy euro, mieliśmy do czynienia ze wzrostem z 3 proc. do 3,4 proc. To najwyższy wynik od 13 lat. Najwolniejsze tempo wzrostu cen odnotowane zostało na południu: na Malcie (0,7 proc.), w Portugalii (1,3 proc.) i Grecji (1,9 proc.). Należy zaznaczyć, że inflacja HICP jest odmienną miarą wzrostu cen od najpopularniejszego i stosowanego przez GUS wskaźnika CPI. W skrócie: obie miary stosują nieco odmienny system wag i uwzględniają nieco inny zakres wydatków.

Energetyczne problemy przemysłu w Europie

Studenci ATH informują:

• Rosnące ceny gazu pociągnęły za sobą wzrost cen energii elektrycznej. W tym roku ceny energii elektrycznej w Hiszpanii wzrosły o 300% i aktualnie wynoszą 260 euro za 1 megawatogodzinę. Firmy energetyczne musiały zacząć wykorzystywać gaz ziemny, aby wyprodukować energię elektryczną, a to wiąże się z wysoki nadpłatami. Firma Sinenor to jeden z największych producentów stali w Hiszpanii. Z powodu rosnących cen prądu i gazu zmuszeni zostali do wstrzymania produkcji do końca roku. Przez podwyżkę energii elektrycznej i gazu wzrosły ceny stali o 200 euro, a co za tym idzie również koszty produkcji wzrosły o 25%. Taka sytuacja spowodowała znaczące straty i uniemożliwiła zachowanie dotychczasowego tempa produkcji stali. Sinenor wychodzą z założenia, że czasowe zatrzymanie produkcji ograniczy wpływ rosnących kosztów energii.
• Amoniak jest potrzebny w przemyśle chemicznym do produkowania nawozu azotowego, kwasu azotowego, a także węglanu sodu. Z tego powodu koncern norweski „Yara” zmniejszył produkcję amoniaku – aż o 40 procent, a to za sprawą sporych podwyżek gazu ziemnego, który jest niezbędnym elementem do produkcji nawozu azotowego. Taki obrót sytuacji jest bardzo niebezpieczny dla rolnictwa. Branże nawozowe stoją przed wielkim dylematem, czy ograniczyć produkcję nawozów, czy może podnieść ceny w górę, opłacalność produkcji stanęła pod wielkim znakiem zapytania. Spora część producentów nawozów mocno ograniczyła swoje produkcje, jednak pomimo rekordowo wysokich cen, na dobrym poziomie utrzymuje się Grupa Azoty, która za wszelką cenę utrzymuje produkcję nawozów oraz dba w tym czasie w szczególności o polskich klientów ograniczając wysyłki do klientów zagranicznych oraz dostarczając niezbędne nawozy szczególnie do klienta krajowego. Jest to jeden z nielicznych koncernów Europie, który nie zamknął, ani nie ograniczył znacznie produkcji w kryzysowym czasie na rynku gazowym. Mimo wszelkich starań polskie rolnictwo zaczyna upadać, pojawiają się protesty, ceny nawozów kosmicznie rosną. Taki obrót wydarzeń odbije się także na konsumentach i gospodarstwach domowych, ponieważ ceny produktów w najbliższym czasie znacznie wzrosną.

Włoski rząd planuje dopłacić do zakupu samochodu elektrycznego

Studenci ATH informują

Włoski rząd planuje dopłacić 40% do zakupu samochodu elektrycznego. Warunkiem na uzyskanie dotacji jest wybór modelu, którego moc nie przekracza 150 kW (204 KM), a cena jest do 30 tysięcy euro (ok. 136,6 tys. zł). Włoskie Ministerstwo Rozwoju Gospodarczego ogłosiło zakończenie prac nad dopłatami do zakupu samochodów elektrycznych. Teraz projekt trafił do Ministerstwa Gospodarki, gdzie ma zostać ostatecznie zaakceptowany. Jeżeli wszystko pójdzie zgodnie z planem, to od 31.12.2021 r., Włosi będą mogli ubiegać się o pomoc od państwa. Zgodnie z założeniami o zapomogę mogą ubiegać się osoby ze wskaźnikiem ISEE (wskaźnik równoważnej sytuacji finansowej) nie przekraczającym 30 tysięcy euro.

Zielone finanse EBI i Azja

Na początku 2021 r. prezes Europejskiego Banku Inwestycyjnego wskazał, że należy zakończyć finansowanie projektów związanych z paliwami kopalnymi (także gazowych). EBI zaapelował także do Banku Światowego o zaprzestania finansowania projektów gazowych, podobnie do węglowych i naftowych. 

Presja wywierana przez rządy państw rozwiniętych oraz organizacje międzynarodowe ogranicza finansowanie projektów związanych z paliwami kopalnymi, które zastępowane zostają przez OZE. Ponadto, już obecnie szereg krajów w Azji, w tym Bangladesz, Pakistan i Indonezja, doświadcza nadwyżki mocy w elektrowniach węglowych, co sprawia, że dostępna podaż przewyższa zapotrzebowanie, a elektrownie pracują poniżej optymalnych wskaźników wykorzystania. Stąd przykładowo Pakistan zapowiedział w grudniu 2020 r. zatrzymanie budowy elektrowni węglowych. ​

Rynek PPA

Wsparciem dla rynku PPA jest rozwój tzw. transgranicznych umów PPA (cross-border PPA), w których przedsiębiorstwo kupuje produkcję z OZE na innym rynku niż funkcjonuje i pobiera energię elektryczną. Oznacza to, że energia elektryczna ze źródeł odnawialnych może być wytwarzana w Europie w lokalizacjach, w których można ją wytwarzać najbardziej efektywnie: oferując większą elastyczność podmiotom kupującym i sprzedającym energię z OZE. Oczywiście oprócz korzyści w zakresie efektywności i elastyczności transgraniczne umowy PPA z natury rzeczy wprowadzają nowe ryzyka do kontraktów w porównaniu z typowymi PPA. Jednak transgraniczne umowy PPA mogą potencjalnie znacznie zwiększyć wykorzystanie odnawialnej energii elektrycznej w Europie. Rynki odnawialnej energii elektrycznej w Europie wciąż się rozwijają i dojrzewają, stąd przy wzrastającej presji na udział w zielonej transformacji coraz więcej przedsiębiorstw może preferować transgraniczny model PPA ze względu na wynikające z niego korzyści[1]. Transgraniczne umowy PPA przyczyniły się do wzrostu zarówno ilości, jak i wolumenu zakontraktowanego w PPA w 2020 r., zapewniając przedsiębiorstwom elastyczne rozwiązania i wspierając wykorzystanie energii odnawialnej w miejscach o największym potencjale wytwórczym. Stąd transgraniczne PPA mają potencjał, aby stanać się niezbędnym instrumentem do pozyskiwania finansowania inwestycji w OZE.

[1] Przykładem jest PPA zawarta przez Norsk Hydro (Norwegia) ze szwedzkimi elektrowniami wiatrowymi na okres 20 lat i dłużej.

Ryzyko VPPA

Z zawarciem kontraktu VPPA związane jest ryzyko prawne. Negocjowanie kontraktu VPPA charakteryzowane jest przez wysokie wymagania odnośnie kompetencji w zakresie rynku energii i instrumentów finansowych, co kreuje wysokie ryzyko prawne oraz ryzyko operacyjne. Kolejne ryzyko, ryzyko kredytowe związane jest z możliwością niewywiązania się przez którąś ze stron takiego kontraktu z jej zobowiązań, gdyż VPPA jest zawierane na rynku OTC. Przykładowo, producent zielonej energii może zbankrutować, kupujący VPPA może nie być w stanie pokryć nadwyżki ceny powyżej ceny wykonania VPPA (dla kontraktu swap), lub zapłacić za dostarczoną zieloną energię (dla kontraktu forward). Zaś jednym z najważniejszych ryzyk operacyjnych jest konieczność właściwego ujęcia w księgach kontraktu VPPA, co wiąże się nie tylko z jego ujęciem w księgach rachunkowych, ale także właściwą wyceną na koniec miesiąca (ryzyko modelu). Strony kontraktu narażone są także na ryzyko regulacyjne, które wynika z możliwości zmiany przez regulatora systemów wsparcia OZE. W 2019 r. banki hiszpańskie poluzowały wymogi w zakresie ryzyka kredytowego dla finansowania projektów zabezpieczanych przez PPA, dopuszczając finansowanie nawet 70%-75% przedsięwzięcia z kontrahentami, których rating finansowy jest poniżej BBB.

Rynek PPA

Rynek PPA jest rynkiem kupujących, którzy – jak już zostało wskazane wcześniej - zabezpieczają się przed ryzykiem rynkowym. Ich liczba jest ograniczona do dużych przedsiębiorstw technologicznych, wielkich podmiotów zajmujących się handlem detalicznym i energochłonnych przedsiębiorstw przemysłowych, takie jak huty aluminium lub zakłady chemiczne. Przedsiębiorstwa te mają przewagę negocjacyjną w stosunku do inwestorów OZE. Stąd inwestorzy rozważają inne sposoby radzenia sobie z ryzykiem cenowym bez angażowania długoterminowego wsparcia cen energii elektrycznej w drodze umów PPA. Oczywistym sposobem jest pełne sfinansowanie projektu z własnego kapitału inwestora. Obecnie większość projektów OZE jest finansowana kapitałem obcym. Aby przyciągnąć niezbędne finansowanie dłużne, warunkiem wstępnym dla pożyczkodawców jest posiadanie jednego lub więcej podpisanych umów PPA, zapewniających przewidywalny strumień przychodów od kupującego posiadającego zdolność kredytową. Jeśli więc projekt mógłby być finansowany z kapitału własnego inwestora, PPA nie jest już wymagana.

Zielone finanse - NextEnergy

Przykładem sytuacji, że korporacyjne umowy PPA mogą nie być konieczne, jest NextEnergy Capital Ltd., która zarządza funduszami o łącznej wartości 1,5 miliarda USD i posiada 160 inwestycji w elektrownie słoneczne w Wielkiej Brytanii, Włoszech i USA o mocy 300 MW, których ryzyko rynkowe jest zabezpieczane przez krótkoterminowe umowy PPA i sprzedaż energii na rynek. Ich włoski portfel nie posiada jakiegokolwiek finansowania dłużnego. W Wielkiej Brytanii budują aktywa wolne od dotacji. Celem NextEnergy jest budowa aż 1,2 GW mocy w inwestycjach dotyczących energii słonecznej bez dotacji rządowych lub długoterminowych umów PPA. Zamiast tego OZE będą budowane wyłącznie bazując na kapitale własnym, bez zadłużenia, po redukcji kosztów inwestycji i kosztów operacyjnych.

Sztuczne słońce

 

Sztuczne słońce

Początkiem grudnia chiny uruchomiły własny reaktor nuklearny. Naukowcy w dalszym ciągu próbują zapanować nad fuzją termojądrową zachodzącą na słońcu, gdyż obecnie nie ma wystarczającej ilości energii aby doprowadzić do fuzji natomiast są olbrzymie koszty przekraczające zyski. Naukowcy szacują, że osiągnięcie fuzji jest kwestią czasu i będzie to możliwe przypuszczalnie w latach czterdziestych. Reaktor został zbudowany w Chengdu w Chinach i został nazwany HL-2M. Wykorzystuje on potężne pole magnetyczne, aby móc wytworzyć wewnątrz słup gorącej plazmy. Takie zjawisko pozwala na wytworzeniu dużo więcej energii niż w przypadku elektrowni jądrowej. Reaktor odtwarza reakcje zachodzące w jądrze ziemi. Temperatura jaką możemy uzyskać wynosi 150 mln stopni Celsjusza.

Reaktor jest częścią projektu, w którym uczestniczy 35 krajów pod nazwą Międzynarodowy Eksperyment Reaktora Termojądrowego (ITER) z siedzibą w Francji. Budżet tego przedsięwzięcia to 20 mld Euro. Planowana data zakończenia projektu szacowana jest na koniec 2025r.

Przeprowadzone próby kontrolowanej syntezy okazały się zbyt kosztowne. Dzięki wykorzystywanej mocy w wyniku fuzji termojądrowej, można uzyskać praktycznie nieograniczoną ilość czystej energii. Budowa reaktora została zakończona w 2019r. a badania nad fuzją rozpoczęły się w 2006r.

Fuzja jądrowa polega na łączeniu jąder lżejszego atomu z jądrem jednego cięższego. Taki proces powoduje wydzielanie się ogromnych ilości energii bez uwalniania się jakichkolwiek gazów cieplarnianych. Na obecną chwilę technologia jest zbyt droga gdyż pochłania więcej energii niż wytwarza

 

Skala Kardaszowa czyli skala zaawansowania technologicznego cywilizacji wskazująca na ilość wykorzystywanej energii. Nasza cywilizacja w dalszym ciągu wskazuje typ 0 natomiast cały czas dążymy do typu 1. Osiągnięcie typu pierwszego będzie jednoznaczne z przynajmniej częściową kontrolą zasobów energii takich jak powstrzymywanie huraganów czy też trzęsień ziemi.
Skala przewiduje również kontrolowanie i wykorzystywanie reakcji termojądrowych nad czym pracujemy od ponad 100 lat i nie wykorzystujemy potencjału jeszcze w stu procentach. Zapoczątkowały ten etap elektrownie atomowe a obecnie przypuszczalnie będą wykorzystywane reaktory fuzji jądrowej.

Źródła:

https://www.o2.pl/informacje/chiny-zbudowaly-sztuczne-slonce-jest-10-razy-mocniejsze-od-prawdziwego-6583076360522368a

https://businessinsider.com.pl/technologie/chinczycy-odpalili-sztuczne-slonce-tokamak-osiaga-temperature-wieksza-niz-prawdziwe/mksmp1v

https://next.gazeta.pl/next/7,172690,26598102,chiny-uruchomily-reaktor-fuzji-jadrowej-sztuczne-slonce-goretsze.html

 

 

 

Od nowego roku gospodarstwa domowe z tańszym gazem

Studenci ATH informują:

Urząd Regulacji Energetyki zatwierdził taryfę PGNiG na obrót detaliczny w 2021 roku dzięki temu ceny gazu spadną o 4,5% opłaty abonamentowe zostają na tym samym poziomie .To już trzecia taka obniżka cen w tym roku związane jest to z najniższą od wielu lat ceną zakupu gazu na rynku towarowym, po szybkiej kalkulacji możemy zauważyć, że najwięcej zaoszczędzą ci którzy używają gazu do ogrzewania mieszkania, kwota ta może sięgać nawet 7 zł miesięcznie.

Zdekarbonizuje nas EKONOMIA?

• 
  Już dzisiaj koszt produkcji w dużych, przemysłowych farmach fotowoltaicznych jest niższy niż produkcja w elektrowniach konwencjonalnych i atomowych. Zaś koszty produkcji w domowych instalacjach fotowoltaicznych często stają się niższe niż zakup energii od dostawcy dla klientów detalicznych.
• OZE stają się podstawą dla niskoemisyjnego wzrostu gospodarczego w skali globu.
• W roku 2020 elektrownie wiatrowe i słoneczne były najtańszymi źródłami energii elektrycznej w regionach, które wypracowały ponad 71% światowego PKB i wytwarzały 85% energii elektrycznej.
• Średni koszt wytwarzania energii z lądowych farm wiatrowych w skali globalnej w ujęciu LCOE (Levelised Cost of Electricity) obniżył się przeciętnie o 9% w porównaniu do drugiej połowy 2019 r., stając się najtańszym źródłem energii elektrycznej m. in. w Kanadzie, USA, Brazylii, Argentynie, Turcji, Wielkiej Brytanii, Hiszpanii, Włoszech, Szwecji, Niemczech i Polsce.
• Koszt średni koszt produkcji energii z przemysłowych elektrowni fotowoltaicznych w skali globalnej zmalał odpowiednio średnio o 4%.
• W Chinach w 2020 r. koszt LCOE zrównał się z kosztem z elektrowni węglowych, a elektrownie słoneczne na konstrukcjach nadążnych (tzw. trackery) są najtańszym źródłem produkcji energii elektrycznej m.in. w Kolumbii, Chile, RPA i Australii.
• Oczekiwać należy, że do 2030 r. koszty elektrowni wiatrowych i słonecznych będą się dalej obniżać (w porównaniu do 2019 r. morskie elektrownie wiatrowe o 50%, elektrownie wiatrowe na lądzie o 45%, elektrownie słoneczne do 62%).
• Czynnikami wpływającymi na redukcję kosztów inwestycji są postęp technologiczny, efekt skali i wzrastające doświadczenie w OZE oraz dążenie kolejnych państw do rozwoju czystej energetyki, która jest obecnie konkurencyjna w stosunku do tradycyjnej energetyki, i zapewnienia konkurencyjności przemysłu.
• OZE staje się domyślnym wyborem dla nowych mocy produkcyjnych w elektroenergetyce, odpowiadając w 2020 r. już prawie za 30% produkcji energii elektrycznej na świecie. W 2010 r. za 1 mln USD można było uzyskać:
• ok. 210 kW mocy w elektrowniach słonecznych, gdy w 2019 r. już ponad 1 MW;
• ok. 514 kW mocy w elektrowniach wiatrowych na lądzie, gdy w 2019 r. już 680 kW.
• W roku 2023 moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych i słonecznych na świecie powinna przekroczyć moc elektrowni gazowych, a w 2024 r. elektrowni węglowych.
• Posiadanie elektrowni węglowej wymaga dużych nakładów kapitałowych, które w warunkach pogarszającej się konkurencyjności elektrowni węglowych są nieuzasadnione, a transformacja aktywów produkcyjnych w kierunku OZE zapewnia wyższe stopy zwrotu z inwestycji.
• W Australii do 2050 r. zobowiązano się wyeliminować węgiel – przemysł, administracja i instytucje finansowe. W Australii rozwijana jest fotowoltaikę jako źródło zapewniające w połączeniu z magazynami energii bezpieczeństwo zasilania.
• Szacuje się, że od 2022 r. całość zapotrzebowania na energię elektryczną w Południowej Australii będą mogły zaspakajać dachowe instalacje PV.
• Fotowoltaika w Azji Południowo-Wschodniej staje się podstawą rozwoju systemu elektroenergetycznego.
• Apple i Google zapewniają, że korzystają na świecie wyłącznie z OZE i gwarantują odkup zielonej energii wykorzystując PPA. W ten sposób „kolorują” kupioną energię z sieci lokalnego dostawcy, gwarantując odkup zielonej energii od jej producentów, lub wręcz produkując ją w swoich instalacjach. Inne koncerny także zmierzają w tę stronę.

Czyli czy Zdekarbonizuje nas EKONOMIA?

 

Rekordowa produkcja wiatraków

Studenci ATH proponują:

Zgodnie z informacjami podanymi przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne z uwagi na silne wiatry 7 grudnia odnotowany został tymczasowy rekord produkcji prądu z wiatraków, wynoszący 5,7 GW. Warto podkreślić, że dzień wcześniej zanotowano również rekordową średnią produkcję godzinową. Polskie Sieci Elektroenergetyczne skalkulowało, że polskie farmy tylko i wyłącznie w miniony poniedziałek wyprodukowały w sumie 113,4 GWh energii elektrycznej. Rekord, który padł 7 grudnia wprowadził Polskę na trzecie miejsce w Europie pod względem wielkości produkcji energii wytworzonej z wiatru. Przed Polską w rankingu znajdowała się jedynie Hiszpania i Niemcy. Warto zaznaczyć, że na takie rekordowe wyniki możemy liczyć tylko przy silnych wiatrach, co nie zmienia faktu, że energetyka wiatrowa zajmuje coraz istotniejsze miejsce w krajowym systemie energetycznym.

Ekonomia wspiera transformację energetyczną

Chociaż w Stanach Zjednoczonych administracja federalna wspierała przemysł węglowy, to OZE wypierają w coraz większym stopniu elektrownie węglowe z produkcji: koncerny elektroenergetyczne ograniczają pracę elektrowni węglowych i planują ich zastępowanie elektrowniami słonecznymi, które stają się najtańszym źródłem energii elektrycznej. Podobna sytuacja dotyczy także elektrowni gazowych, które nie są konkurencyjne w momencie produkcji w stosunku do elektrowni słonecznych. Potwierdza to prognozę Międzynarodowej Agencji Energii, która wskazała, że do 2022 r. liderami rozwoju OZE na świecie będą Chiny[1], Stany Zjednoczone i Indie[2]. Jednym z największych potencjałów do wzrostu mocy zainstalowanej w OZE ma Japonia, gdzie w 2019 r. elektrownie wiatrowe na morzu posiadały 68 MW mocy produkcyjnych, jednak cztery planowane projekty powinny dodać 770 MW mocy produkcyjnych. Zainteresowanie japońskim rynkiem OZE zgłosiły Orsted[3], Equinor, RWE, WPD i CIP otwierając swe oddziały w Japonii. Szacuje się, że do 2030 r. moc elektrowni wiatrowych ma wodach terytorialnych Japonii może osiągnąć nawet 3,8 GW (ok. 33% całości mocy elektrowni wiatrowych w Japonii)[4]. Japonia będzie promować wykorzystanie morskiej energetyki wiatrowej i magazynowania baterii w swoich nowych działaniach na rzecz neutralizacji emisji dwutlenku węgla do 2050 r. Morska moc elektrowni wiatrowych w Japonii może wzrosnąć do 90 GW do 2050 r., co odpowiada 60% instalacji paliw kopalnych i jądrowych, które mają zostać zamknięte do tego czasu. Uzupełniająco wykorzystanie amoniaku i wodoru jako alternatywy dla paliw kopalnych będzie również częścią programu dekarbonizacji energetyki. W USA w 2019 r. moc w OZE zwiększyła się o 55 GW dla elektrowni wiatrowych osiągając moc 214 GW oraz o 110 GW dla elektrowni słonecznych, co dało moc 265 GW (dodatkowo dodano 54 GW mocy magazynów energii, co daje 97 GW. Nowe moce OZE są tańsze niż eksploatowane elektrownie węglowe. Już w 2018 r. Gubernator Kalifornii określił cel dla OZE na poziomie 60% w 2030 r., a od 2025 r. budynki komercyjne powinny mieć zainstalowane panele fotowoltaiczne. Jednak już w 2015 r. w Kalifornii przyjęto regulacje, które zobowiązały fundusze emerytalne do Calpers i CalSTRS do wyjścia z inwestycji w przedsiębiorstwach zaangażowanych w węgiel. Jest to odpowiedź na zidentyfikowaną pilną potrzebę przeciwdziałania zmianom klimatu, co znajduje wyraz w coraz częściej występujących ekstremalnych zjawiskach pogodowych. W Kalifornii przykładem materializacji ryzyka klimatycznego są pożary lasów w listopadzie 2018 r., które kosztowały 11,4 mld USD i doprowadziły do bankructwa koncernu elektroenergetycznego PG&E. W wyniku działań rządu stanu Kalifornia 123 przedsiębiorstwa ubezpieczeniowe rozpoczęły wycofywanie się z aktywów zaangażowanych w spalanie węgla zaś 621 kalifornijskich przedsiębiorstw ubezpieczeniowych ogłosiło, że nie posiada zaangażowania w przemyśle związanym ze spalaniem węgla[5]. W USA ośrodkiem rozwoju energetyki słonecznej staje się Teksas. W 2020 r. została podwojona moc zainstalowana w elektrowniach słonecznych zbliżając się do 5 GW. Przykładem ekspansji elektrowni słonecznych jest projekt Invenergy[6] budowy elektrowni o mocy 1,31 GW. Energię odbiorą okoliczne miasta oraz Samson Solar Energy Center, który sprzeda ją do koncernu telekomunikacyjnego ET&T (kontrakt dotyczy 500 MW), Hondy (200 MW), McDonalda (160 MW) i Google (100 MW). 

Ekonomia a środowisko

Studenci ATH proponują:

Alternatywą dla obecnie proponowanego przez rządy globalnego (odgórnego) rozwiązania problemu ocieplenia, jest propozycja rozwiązania oddolnego, opartego na mechanizmach rynkowych. Punktem wyjścia do zaproponowania takiego rozwiązania powinna być konstatacja, że zawsze do realizacji naszych celów mamy ograniczone zasoby. To jest zasada, której uczy się zwykle na podstawach ekonomii: do zaspokojenia stale rosnących (teoretycznie nieograniczonych) ludzkich potrzeb zawsze dysponujemy ograniczonymi zasobami. Przewodnicząca Komisji Europejskiej Ursula von der Leyen przedstawiła propozycję, zgodnie z którą Unia Europejska powinna do 2030 r. obniżyć emisję gazów cieplarnianych o co najmniej 55 proc. poniżej poziomu z 1990 r., a do roku 2050 r. Unia Europejska powinna osiągnąć neutralność klimatyczną. 

Wiele analiz ekonomicznych pokazuje, że wpływ działalności człowieka na pogarszanie się stanu środowiska naturalnego zależy od poziomu rozwoju gospodarczego. Przedstawia to tzw. Środowiskowa krzywa Kuztensa. Krzywa ta pokazuje, jak pogarsza się stan środowiska w przypadku niskiego poziomu rozwoju gospodarczego. Ten negatywny wpływ osiąga swój największy poziom przy dochodach rzędu 6000-8000 dolarów na osobę. Potem ten negatywny wpływ zaczyna spadać, by przy dochodach ok. 20 000 dolarów na osobę osiągnąć poziom pięciokrotnie mniejszy niż w przypadku maksymalnie negatywnego wpływu.

Orlen ogłosił strategie. Głównym jej celem jest zdobycie pozycji lidera zrównoważonej transformacji energetycznej w Europie środkowo-wschodniej. Planują zbudować nowy koncern multienergetyczny, zdolny do konkurowania w obliczu wielkich przemian. Orlen chce łącznie zainwestować ok. 140 mld zł. Gros wydatków będzie dotyczył energetyki odnawialnej i gazowej, efektywnej, niskoemisyjnej produkcji rafineryjno-petrochemicznej, własnego wydobycia ropy i gazu oraz zintegrowanej oferty dla klientów indywidualnych.

Energiewende trwa

Studenci ATH o zielonej transformacji:

Rząd Republiki Federalnej Niemiec postanowił przejść na gospodarkę energetyczną niskoemisyjną. Planują odejść od energetyki jądrowej do 2022 roku oraz od węgla brunatnego do 2038 roku. Pomimo, że Niemcy są największym na świecie konsumentem węgla brunatnego, a energia węglowa zapewnia 1/3 energii elektrycznej, udało się osiągnąć porozumienie wraz z czterema krajami związkowymi Niemiec. Przeciwnicy tego pomysłu zaznaczają natomiast, że duże ilości węgla kamiennego sprowadzane są do Niemiec z Australii, która jest trzecim co do wielkości dostawcą tego surowca dla Niemiec. Ambitny plan jednak nie nabiera wystarczającego tempa i pojawia się coraz więcej wątpliwości na realne wykonanie w tym okresie, dlatego pojawił się pomysł zastąpienia węgla niskoemisyjnym gazem. 

Źródła:

https://energia.rp.pl/energetyka-zawodowa/transformacja-energetyczna/23982-koniec-weglakamiennego-w-niemczech https://eko-unia.org.pl/rton-o-projekcie/sytuacja-w-niemczech/ 

https://innpoland.pl/149269,Niemcy-zrezygnuja-z-wegla-brunatnego-Wytracaja-namargument-z-reki 

https://biznesalert.pl/raport-niemcy-wegiel-energiewende-energetyka/ 

Zielony rozwój

Zielony rozwój oznacza rozwój gospodarczy przy redukcji zanieczyszczenia środowiska i emisji gazów cieplarnianych, ograniczeniu ilości odpadów oraz poprawie efektywności energetycznej. Wymaga to zapewnienia sfinansowania zielonej transformacji i inwestycji z nią związanych. Pytanie, czy tradycyjne finansowanie przez fundusze publiczne, jak do tej pory, niezbędnych inwestycji będzie wystarczające. W obecnej sytuacji znaczących obciążeń finansów publicznych zielona transformacja będzie pewnie wymagać także uruchomienia znaczących kapitałów prywatnych i inwestycji prywatnych na wielką skalę. Konieczne zatem staje się mobilizowanie inwestorów prywatnych do rozwoju inwestycji wspierających zielony wzrost. Konieczne jest stworzenie środowiska wspierającego inwestycje zarówno krajowe, jak i międzynarodowe i ograniczenie przeszkód dla przyciągania kapitału, wspierającego przejście na niskoemisyjną, odporną na zmianę klimatu i zasobooszczędną gospodarkę.

Zielona rewolucja wpływa na gospodarkę

W 2019 r. produkcja energii elektrycznej w elektrowniach opalanych węglem została zredukowana o ok. 3% w Niemczech, Hiszpanii i Wielkiej Brytanii, co daje redukcję o ok. 300 TWh. Podobnie w wielu rejonach świata, gdzie taniej jest wykorzystywać OZE i gaz niż węgiel do zaspakajania potrzeb energetycznych[1]. W UE w 2019 r. wyprodukowano więcej rdr o 53 TWh w elektrowniach wiatrowych (w 2018 r. 328 TWh) oraz w elektrowniach gazowych 88 TWh (w 2018 r. 614 TWh). W 2019 r. w UE oddano nowych mocy produkcyjnych 30 GW w elektrowniach wiatrowych i słonecznych, przy redukcji 9 GW mocy w elektrowniach węglowych oraz 2,3 GW w elektrowniach atomowych (Niemcy, Szwecja). Sytuacja taka sprawia, że państwa bazujące w produkcji energii elektrycznej na węglu stają się w coraz większym stopniu importerami energii elektrycznej, a państwa rozwijające OZE redukują import. Potwierdza powyższe stwierdzenie sytuacja na hurtowym rynku energii elektrycznej w Europie w 2020 r., kiedy Polska wyprzedziła Grecję i odnotowała najwyższe ceny energii elektrycznej w Europie – 46 euro/MWh, gdy średnia dla reszty UE-27 wynosiła 31 euro/MWh. Powodem takiej sytuacji były wysokie ceny polskiego węgla, niska cena gazu na rynku europejskim oraz niski udział OZE w produkcji energii elektrycznej w Polsce. W czasie analizy udział OZE o koszcie zmiennym produkcji wynoszącym zero w Polsce w produkcji energii elektrycznej wynosił ok. 13%, co sprawia, że w żadnej godzinie OZE nie stanowi o cenach na rynku, gdy w wielu państwach Europy energia wiatru i słońca wyznacza ceny na rynku regularnie nie tylko dla godzin, a nawet dni. Ponadto, od kwietna 2019 r. w Europie elektrownie gazowe miały przewagę kosztową nad elektrowniami gazowymi (wzrost cen EUA, redukcja cen gazu). Sytuacja ta powoduje wzrost importu energii elektrycznej do Polski oraz redukcję konkurencyjności przemysłu na jej terenie. 

[1] Nawet w Chinach w 2019 r. znacząca część wzrostu popytu na energię elektryczną została zaspokojona przez elektrownie atomowe, wiatrowe i wodne w miejsce elektrowni węglowych. 

W 2019 r. 8 koncernów wydobywających węgiel ogłosiło bankructwo, w tym Murray Energy – największy prywatny koncern węglowy w USA.

Czy pandemia przyczynia się do przyśpieszenia transformacji energetycznej?

Pandemia koronawirusa nie wpłynęła na rozwój OZE negatywnie w podobnym stopniu jak na inne obszary gospodarki. Elektrownie wiatrowe i solarne w tym czasie były w dalszym ciągu atrakcyjne dla inwestorów ze względu na niskie ryzyko zwrotu z inwestycji w bardzo zmiennym otoczeniu globalnej gospodarki. Jednocześnie inwestycje w OZE przestają być postrzegane jako długookresowe, a stają się także sposobem na lokatę kapitału w krótkim okresie, przy przewidywanej sprzedaży inwestycji z określonym zyskiem. W podobny sposób były postrzegane inwestycje w OZE w trakcie kryzysu w latach 2007-2009, kiedy inwestorzy potraktowali OZE jako bezpieczny kierunek inwestowania, którego zwroty nie były skorelowane z sytuacją na rynkach finansowych. 

Sposobem zabezpieczenia rentowności inwestycji stają się w coraz większym stopniu długoterminowe umowy sprzedaży tzw. PPA (ang. (Power Purchase Agreement) zawierane z przedsiębiorstwami o dobrym ratingu kredytowym – zapewnia stabilny zwrot przy niskim ryzyku. Nawet w czasie pandemii koronawirusa wolumen PPA zwiększał się, także dzięki dążeniu przedsiębiorstw do poprawy „ekologiczności” swej oferty, co pozwala realizować cele w zakresie społecznej odpowiedzialności biznesu, jednocześnie ograniczając ryzyko wzrostu cen energii elektrycznej na rynku. Ponadto, w porównaniu do inwestycji w aktywa gazowe, czy naftowe, OZE i PPA zabezpieczają inwestorów przed skokowym ryzykiem zasadniczej obniżki cen oraz stopniową obniżka popytu. Czyli w ten sposób kryzys wywołany pandemią koronawirusa może przyczynić się do przyśpieszenia transformacji energetycznej na świecie.

algorithmic trading @Risk

Handel algorytmiczny (HA) jest szansą dla przedsiębiorstw elektroenergetycznych w warunkach wzrastającej zmienności rynku energii elektrycznej, gdzie coraz szybciej pojawiają się różne informacje rynkowe, co stwarza szczególnie na rynku dnia bieżącego, ale i rynku terminowym problemy dla traderów w nadążeniu za pojawiającymi się informacjami. Zminimalizowanie potrzeby interwencji tradera w ramach HA pozwala na generowanie zysków z dużą szybkością i częstotliwością, których osiągnięcie jest niemożliwe dla handlowca-człowieka i to praktycznie w każdej godzinie doby, siedem dni w tygodniu. Oczywiście HA kreuje także ryzyko, do którego należy zaliczyć awarię systemu HA, utratę połączenia internetowego, problemy z wydajnością przepływu danych (np. opóźnienia czasowe), błędy w algorytmach czy oprogramowaniu oraz negatywny wpływ HA na wydajność systemu ETRM. Innym ryzykiem jest wpływ HA na możliwość dodatkowego zwiększenia zmienności na rynku przez niewłaściwie skonstruowany algorytm.

Świat algorytmów na rynku energii

Globalne rynki energii, w pastwach zmniejszających zależność od węgla, gdzie wzrasta rola OZE oraz rośnie zapotrzebowanie na gaz i inne paliwa bardziej przyjazne dla środowiska niż węgiel, wymagają dynamicznego zarządzania pozycją. Prowadzi to do rozwoju handlu na rynkach spot i dnia bieżącego, które podlegają ciągłym zmianom. Ponieważ dane rynkowe stale się zmieniają, handlowcy nie mogą nadążyć. Podobnie wpływa na przedsiębiorstwa energetyczne wysoka niepewność sytuacji na rynku terminowym. Redukcja marż oraz coraz krótszy czas na reakcję na rynku energii powodują wzrost zainteresowania handlem algorytmicznym (HA). Postępująca integracja rynku energii w Europie oraz rozwój OZE przyczyniają się do wzrostu kompleksowości handlu, zmienności cen oraz szybkości zawierania transakcji. Stwarza to oczywiście zarówno ryzyko, jak i szanse dla przedsiębiorstw handlujących na tym rynku. 

• HA wspiera wykorzystanie powstających szans, pozwalając handlować praktycznie stale w godzinach funkcjonowania rynków, rozpatrując wiele różnych wariantów decyzyjnych w tym samym czasie, znacznie szybciej niż są w stanie traderzy. 
• HA umożliwia także równocześnie zarządzanie wysoką liczbą transakcji równocześnie. Stąd na rynkach energii HA jest stosowany głównie w handlu krótkoterminowym, aby sprostać wyzwaniom, takim jak nieprzewidywalne ruchy cen i krótkie terminy rozliczenia transakcji. 
• HA umożliwia efektywniejsze zarządzanie pozycjami, ponieważ komputery mogą szybko analizować wszystkie dostępne dane w czasie rzeczywistym, biorąc pod uwagę sytuację na wszystkich dostępnych dla HA rynkach, rozpatrując możliwości, trendy i potencjalne ryzyko na rynkach energii na całym świecie w ciągu kilku sekund. Komputer może natychmiast generować transakcje w oparciu o te analizy, generując zyski z prędkością i częstotliwością niemożliwą do osiągnięcia przez traderów.