A combination of solar and wind power in practice

OZE@Risk

Przyhamowanie rozwoju elektrowni wiatrowych na lądzie w Niemczech kosztowało utratę 10 tys miejsc pracy w 2018 r.

OZE coraz bardziej konkurencyjne

Potwierdzeniem wzrastającej roli fotowoltaiki w globalnym rozwoju OZE jest zwiększenie dostaw paneli fotowoltaicznych już w roku 2015 do 43,5 GW z 22,7 GW w roku 2011. Katalizatorem tego wzrostu jest radykalne zwiększenie celów dla rozwoju elektrowni słonecznych w Chinach i Indiach, które praktycznie zostały podwojone. Wcześniej głównymi rynkami dla producentów fotowoltaiki były państwa europejskie – Niemcy, Czechy, Włochy i Hiszpania, gdzie trafiało nawet 80% wyprodukowanych paneli fotowoltaicznych, obecnie poniżej 40%. 

Jednakże zmiana polityki środowiskowej w niektórych państwach Azji oraz wzrost wsparcia dla rozwoju OZE stworzyły możliwości poszukiwania zwiększenia sprzedaży producentom elementów do elektrowni słonecznych na nowe rynki (szczególnie do Indii i Chin). 

W 2019 r. w Indiach elektrownie słoneczne (moc zainstalowana 38 MW w 2019 r.) po raz pierwszy były już bardziej konkurencyjne niż elektrownie opalane węglem, dzięki radykalnej redukcji kosztów inwestycji (uśredniony koszt energii elektrycznej LCOE, Levelized Cost Of Energy szacowany jest na 38 USD/MWh). Podobny proces obserwowany jest też w innych państwach regionu. W Australii koszty instalacji fotowoltaicznych obniżyły się o 42% w tym czasie – LCOE do 48 USD/MWh.

Elektrownie wiatrowe w Europie

W 2018 r. w Europie zainwestowano w elektrownie wiatrowe 27 mld. euro (wzrost o 20% rdr), chociaż mniej niż w 2016 r., kiedy zainwestowano 27,5 mld. euro. Jednak redukcja kosztów inwestycyjnych pozwoliła wybudować rekordowe 16,7 GW mocy – 1 MW mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych na lądzie kosztował 1,4 mln. euro (inwestycje o mocy 12,5 GW), a na morzu 2,5 mln. euro (inwestycje o mocy 4,2 GW). Największymi inwestorami na morzu były Wielka Brytania i Szwecja. Warte podkreślenia jest, że elektrownie wiatrowe w 2018 r. to 60% wszystkich przedsięwzięć inwestycyjnych w nowe moce produkcyjne w europejskiej elektroenergetyce.

Ryzyko pogodowe - blackout

Katastrofa klimatyczna (inaczej zmiany klimatyczne) => czy przyczynią się do blackout?

Virtual PPA

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.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.

Energia@Risk

"Energia prawdopodobnie będzie najcenniejszym „aktywem” w przyszłości." i jak się z tym nie zgodzić, gdy Polska przestaje być dobrym krajem dla przemysłu, np. ostatni przypadek = przemysł stalowy, głównie ze względów na wysokie koszty energii.

Kłopoty handlowców energią (zalecenie pokory)

Z historii, ale może warto się temu poprzyglądać. Upadek Enronu w połączeniu z pogorszeniem się koniunktury gospodarczej w USA wpłynęło na zasadniczą zmianę wśród przedsiębiorstw tradingowych w USA (głownie handlowców sprzedających na rynek produkcję ich elektrowni). Dotychczasowi liderzy w branży jak  Dynegy, El Paso i William odnotowali radykalne pogorszenie ratingów - koncerny te zostały zmuszone do deinwestycji, restrukturyzacji i ograniczenia tradingu. A Mirant i NRG Energy złożyły wniosek o upadłość. Wcześniej koncerny te przewidywały, że ceny energii będą stale już utrzymywać się na wysokim poziomie, czego efektem była nadpodaż produkcji i zbyt wiele powstałych elektrowni. W momencie redukcji cen na rynku terminowym po upadku Enronu efektywność ich inwestycji została niestety negatywnie zweryfikowana. 

Taka radykalna redukcja cen energii elektrycznej na rynku terminowym została także odnotowana na innych rynkach. Chociaż należy także stwierdzić, że i zaskakujące długotrwałe wzrosty mogą kreować kłopoty. Zależy to od pozycji zajmowanej przez przedsiębiorstwo - czy zajmuje pozycję długą, czy krótką...

Istotne jest jednak zachowanie pokory i pamięć o tym, że nic nie jest dane, a jeżeli dziś są wysokie ceny, to nie można wykluczyć, że niedługa mogą być dramatycznie niskie - i odwrotnie. Także przy przygotowywaniu inwestycji. Zalecane jest zatem korzystanie z teorii opcji realnej przy analizie inwestycji. 

Ryzykowna zima w Europie

Poniżej bardzo o ryzyku:

If we do not anything, we  could have bad surprises. Look at what is happening in Belgium, whichhas a slightly older [nuclear] park and ends up with shutdowns for safety issues.

To François de Rugy, minister energii we Francji

Ryzyko rynkowe

Ryzyko rynkowe z rynku energii elektrycznej wpływa na koszty w przemyśle i ceny produktów mleczarskich. 

Dariusz Sapiński Prezes Mlekovity:

Nie mogę jeszcze dokładnie określić jak duży będzie wzrost cen naszych produktów, gdyż nie wiem jak bardzo zdrożeją inne materiały, surowce i usługi naszych kooperantów. To, że zdrożeją jest jednak pewne.

Może się zmaterializować następujące ryzyko - pytanie, czy to jest ryzyko czy już koszt, który powinien być zabudżetowany - wzrost od 01.01.2019 r. cen energii elektrycznej dla przemysłu, w tym także mleczarskiego 66%, a gazu o 45%.

Ryzyko rynkowe = Wyniki@Risk

Zasłyszane w necie: Okazuje się, że wzrost gospodarczy jest problemem, a nie czynnikiem pozytywnym. Historycznie, gdy rosły koszty i inflacja, firmom udawało się to przerzucić na klientów i wszyscy mieli się w miarę dobrze. Tak jest w Stanach Zjednoczonych. U nas marże małych i średnich spółek nadal spadają i nie za bardzo widać szansę na zmianę tego stanu rzeczy. 

Czyli wzrost gospodarczy może stać się problemem - ryzyko niesie zatem nawet pozytywna sytuacja makroekonomiczna. Pojawia się znany w ekonomii od zarania dziejów problem rzadkości (!). Dotyczy to także dużych przedsiębiorstw: Rosnące ceny gazu sprawiają, że producenci nawozów oczekiwaliby także wzrostu cen swoich wyrobów - czyli wybór to: albo podniesienie cen swoich wyrobów, albo ograniczenie produkcji, jeżeli został przekroczony koszt zamknięcia produkcji. Ponadto, rosną ceny praw do emisji gazów cieplarnianych (EUA). W Polsce ceny gazu rdr są o ponad 30% wyższe. Jednak nie da się przenieść całości wzrostu kosztów na klientów, co znajduje wyraz w redukcji wyników operacyjnych. Podobnie w branży budowlanej, gdzie obserwuje się ograniczenie rentowności funkcjonowania przedsiębiorstw (i to tych największych, vide Budimex i jego kurs akcji), które wynika głównie z pogorszenia rentowności w segmencie budowlanym w efekcie wzrostu cen materiałów i usług podwykonawczych oraz braku odpowiedniej indeksacji cen przez zamawiających, jak również istotnego wzrostu kosztów logistyki na kontraktach infrastrukturalnych. 

Czyli ryzyko rynkowe (surowce, robocizna) przekłada się na ryzyko kredytowe (pogorszenie sytuacji finansowej przedsiębiorstw), a te znów na ryzyko rynkowe (giełda).

Innowacyjna Gospodarka Energetyczna

Innowacyjna Gospodarka Energetyczna - studia podyplomowe w Szkole Głównej Handlowej.

Istotne jest takie zarządzanie, aby zmienność wywołana zwiększeniem OZE mogła być źródłem dodatkowych zysków. Pytanie, czy koncerny energetyczne mają odpowiednią ilość mocy produkcyjnych, aby pokryć popyt, powinno zostać zmienione. W nowych warunkach rynkowych należy zadać pytanie, czy posiadają odpowiednią ilość aktywów o takiej elastyczności, aby zabezpieczyć przepływy finansowe przed wzrastającą zmiennością. To pytanie do energetyki i na nie należny szukać odpowiedzi, ale kolejne pytania powinny zadać sobie przedsiębiorstwa - jak w nowych warunkach przemysłu 4.0, dążenia do zielonego przemysłu, czy wymogu innowacyjności dla projektów finansowanych z funduszy europejskich zabezpieczyć swój sukces. I o tym własnie są te studia!  

Mają na celu przekazanie wiedzy i umiejętności, w szczególności  dotyczących:

• zagadnień związanych z polityką środowiskową  i energetyczną, finansowania innowacji w gospodarce energetycznej, efektywności energetycznej, wspierania prosumentów na rynku energii w Europie;
• regulacji i legislacji unijnej związanej  z gospodarką energetyczną, a także prawa regulatora, prawa zamówień publicznych, prawa efektywności energetycznej;
• zagadnień   rynkowych , tj: struktury rynku energii, mechanizmów  funkcjonowania rynku energii elektrycznej, ciepła i gazu, zarządzania ryzykiem i Assets’ management w energetyce, praktycznych  aspektów optymalizacji zakupu energii elektrycznej i gazu, rynku białych certyfikatów;
• zagadnień technicznych: nowych  technologii w energetyce, audytu efektywności energetycznej, inwestycji esco w Polsce, innowacyjności w zarządzaniu charakterystyką energetyczną budynków, zaopatrzenia społeczności lokalnych  w ciepło i gaz,  ich współpracy z operatorem  elektroenergetycznego systemu dystrybucyjnego. 

Studia wyposażą Słuchaczy w wiedzę i  umiejętności w  zakresie  kreowania pożądanych   zmian i podejmowania skutecznych działań  w gospodarce energetycznej w odpowiedzi na unijną  politykę środowiskową i energetyczną. Studia obejmują szerokie spektrum zagadnień związanych z regulacjami, mechanizmami rynkowymi i organizacyjnymi oraz praktycznymi aspektami wdrażania innowacyjnych rozwiązań w obszarze gospodarowania energią na szczeblu krajowym i lokalnym.

Ciekawostka z netu

Ryzyko OZE

Marzec 2017 r.:
Pisaliśmy: ...i stało się, ceny OZE rok temu to jeszcze ponad 100 PLN za zielony certyfikat, a dziś poniżej 30 PLN/szt.
Czyli ryzyko materializuje się nawet bardzo drastycznie.

Obecnie:
Cena zielonych certyfikatów przekroczyła 70 PLN/MWh. Ostatnio tak wysoka cena certyfikatów miała miejsce w czerwcu 2016 r.

Czyli ryzyko jest zawsze, a prognozy stają się delikatnie mówiąc trudne...

OZE w Polsce

Moc zainstalowana instalacji OZE, z wyłączeniem instalacji wykorzystujących technologię współspalania biomasy, biopłynów, biogazu lub biogazu rolniczego z innymi paliwami, wyniosła
8.538,34 MW, a łączna moc zainstalowana wszystkich instalacji – 25.737,32 MW według stanu na 30.09.2017 r.

Investment@Risk

Istotna jest odpowiedź na pytanie w co należy inwestować, aby zagwarantować zarówno pewność zasilania w energię elektryczną klientów elektroenergetyki, jak i rentowność samego sektora elektroenergetyki. Budowa elektrowni opalanej paliwem kopalnym, czy atomowej, związana jest z perspektywą jej pracy do czterdziestu, a w drugim przypadku do 60 lat. Analizując  trendy w otoczeniu elektroenergetyki należy zatem rozpatrywać możliwość wzrostu cen EUA – czyli kosztu zmiennego produkcji energii elektrycznej oraz brak korelacji cen energii elektrycznej i EUA, co może sprawić, że produkcja bazująca na węglu po roku 2030 będzie nieopłacalna. Już dziś udział OZE w mikście energetycznym w elektroenergetyce wynosi 14%. Szacuje się, że dalszy rozwój elektrowni wiatrowych do poziomu ok. 6 GW może prowadzić do braku korelacji cen EUA i energii elektrycznej w Polsce (chociaż w 2015 r. już jest obserwowana obniżka cen energii elektrycznej na hurtowym rynku energii elektrycznej w Polsce, przy wzroście cen EUA). Można przyjąć że istotny wolumen energii elektrycznej będzie produkowany w Polsce przez elektrownie wiatrowe usytuowane na Morzu Bałtyckim. Ponadto w dłuższej perspektywie OZE może znaleźć także zastosowanie w ciepłownictwie. Stąd istotne jest znalezienie odpowiedzi na pytanie o przyszłość tzw. elektrowni konwencjonalnych – najistotniejsze zagadnienie to, czy elektrownie te utrzymają w przyszłości swą obecną pozycję (podstawa systemu elektroenergetycznego)? Należy się obawiać, że będą raczej funkcjonowały jako rezerwa ubezpieczająca pracę OZE i źródeł rozproszonych (głównie prosumentów). Kluczem do odpowiedzi na to pytanie jest przyszłość technologii magazynowania energii elektrycznej. Szczególnie, że istnieje szansa, że w perspektywie średniookresowej produkcja energii elektrycznej z paneli fotowoltaicznych, czy farm wiatrowych nie będzie wymagała wsparcia ze strony państwa.

Ceny gazu

Średnia cena gazu ziemnego dla gospodarstw domowych w Unii Europejskiej była w pierwszym półroczu 2017 r. rdr o 6,3% niższa. Zaś w Polsce cena wzrosła (!) rdr.

Ryzyko compliance

Invenergy LLC, amerykańska spółka energetyczna, szacuje, że poniosła szkody na kwotę 700 mln USD w związku z działaniami Polski przekładającymi się na nieopłacalność inwestycji w kilkanaście farm wiatrowych.

TPA - ryzyko

Ok. 7,7 mln zł zaoszczędzi w przyszłym roku Częstochowa na opłatach za energię dzięki przetargowi na sprzedawcę prądu dla miejskich jednostek.

Ryzyko rynkowe - energia elektryczna

Średnia cena sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w III kwartale tego roku wyniosła 167,16 PLN/MWh wobec 165,54 PLN/MWh w II kwartale 2017 r. i 172,34 MWh w III kwartale 2016 r. A ile jest dzisiaj na TGE?

Zużycie energii elektrycznej w Polsce we wrześniu wyniosło 13.564 GWh, co oznacza że wzrosło o 2,65% rdr.