Otoczenie rynkowe

Wytwarzanie energii elektrycznej odbywa się na zasadach rynkowych – cena kształtowana jest na rynku w warunkach konkurencyjnych. Dla niektórych technologii – w większości źródeł odnawialnych – stosuje się tzw. mechanizmy wsparcia. Koszt wytwarzania zależy przede wszystkim od kilku kluczowych czynników: kosztów inwestycji, zastosowanej technologii, kosztów zmiennych zależnych od ilości wyprodukowanej energii elektrycznej i kosztu zużytego paliwa oraz kosztów stałych, które ponoszone są niezależnie od tego, czy elektrownia produkuje energię, czy nie (tj. wynagrodzenia pracowników, utrzymania, remontów itp.). Koszty produkcji mają przełożenie na kolejność wchodzenia jednostek do systemu wytwórczego – tzw. stos kosztowy wytwórców (merit order).

Przesył i dystrybucja energii funkcjonują w warunkach monopolu naturalnego – OSP i każdy OSD pełnią funkcje dystrybucyjne na swoim terenie, obsługując tylko klientów z tego obszaru. Klienci nie mają możliwości zmiany sieci i operatora systemu dystrybucyjnego. Koszt przesyłu i dystrybucji energii jest regulowany, a stawki ustalane są przez Urząd Regulacji Energetyki.

Rynek obrotu i sprzedaży energii w 2007 r. został uwolniony w ramach zasady dostępu stron trzecich do rynku – Third Party Access (TPA). Oznacza to, że klienci sami mogą wybrać i podpisać umowę sprzedażową z dowolnym podmiotem obrotu (sprzedawcą). Skutkuje to silną konkurencją – sprzedawcy prześcigają się, oferując kupującym coraz szerszą gamę produktów i usług dodatkowych, powiązanych ze sprzedawaną energią elektryczną. Ceny energii są kształtowane na zasadach wolnego rynku, poza cenami dla gospodarstw domowych, które są regulowane i akceptowane przez Urząd Regulacji Energetyki (URE).

W 2019 r. cena energii elektrycznej na Rynku Dnia Następnego (RDN), Towarowej Giełdy Energii S.A. (TGE) ukształtowała się na poziomie 229,31 PLN/MWh i była wyższa o 2,82% (+6,28 PLN/MWh) w stosunku do 2018 r. Średnia cena rozliczeniowa na Rynku Bilansującym (RB) wyniosła 234,84 PLN/MWh i była wyższa o 3,08% (+7,01 PLN/MWh) w stosunku do 2018 r.

Czynnikami, które wspierały wzrost cen na RDN i RB, były utrzymująca się wysoka cena uprawnień do emisji CO₂ oraz stabilne ceny surowców energetycznych (węgla, ropy).

W związku z oddaniem do eksploatacji nowych jednostek konwencjonalnych, m.in. w Elektrowni Opole, bilans mocy w systemie elektroenergetycznym poprawił się i wzrósł o 1800 MW.

Analizując średnie miesięczne ceny na RDN należy stwierdzić, że najniższe odnotowano w grudniu 2019 r. ze średnią ceną na poziomie 189,45 PLN/MWh i wysoką generacją ze źródeł wiatrowych (1,66 TWh), natomiast najwyższe ceny wystąpiły w sierpniu 2019 r. ze średnią ceną 267,22 PLN/MWh i najniższą generacją ze źródeł wiatrowych (0,55 TWh).

Połączenie spadku zużycia energii elektrycznej z rekordową ilością energii, która została zaimportowana do polskiego systemu elektroenergetycznego oraz wzrostem produkcji energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych, istotnie wpłynęło na spadek produkcji energii elektrycznej w źródłach konwencjonalnych.

W 2019 r. odnotowano spadek produkcji energii z elektrowni na węgiel kamienny do poziomu 78,19 TWh (-4,19 TWh r/r i -5,08%). Nastąpił również wyraźny spadek produkcji w elektrowniach opalanych węglem brunatnym do poziomu 41,50 TWh, czyli o 7,57 TWh mniej niż w 2018 r. (-15,43% r/r), głównie z powodu trwałego wyłączenia bloku BEL 2-01 w Elektrowni Bełchatów o mocy zainstalowanej 370 MW oraz remontu 3 bloków w Elektrowni Turów. Spadek produkcji energii elektrycznej na węglu kamiennym i brunatnym był również wynikiem większej produkcji w elektrowniach gazowych, których produkcja w ujęciu rocznym wzrosła o 2,51 TWh do poziomu 12,10 TWh. Produkcja energii z elektrowni wiatrowych w 2019 r. osiągnęła również rekordowe 13,90 TWh (wzrost o 19,05% r/r). Zmiana struktury wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w 2019 r. wywołała silny trend spadkowy w odniesieniu do cen energii zarówno na rynku SPOT, jak i Rynku Terminowym Towarowym (RTT).

Na terminowym energii elektrycznej referencyjny kontrakt terminowy z dostawą w 2020 r. (BASE_Y-20) przez niemal cały 2019 r. znajdował się w wyraźnym trendzie bocznym. Pod koniec 2019 r., w związku silną presja cenową wywołaną niskimi cenami na rynku SPOT, nastąpiło przełamanie cen i spadek poniżej ważnego poziomu wsparcia 250 PLN/MWh. BASE_Y-20 w 2019 r. notowany był w przedziale z maksimum 285,02 PLN/MWh (w dniu 2 sierpnia 2019 r.) oraz z minimum 239,90 PLN/MWh (w dniu 9 grudnia 2019 r.)

Średnia cena ważona wolumenem obrotu kontraktu BASE_Y-20 notowanego w 2019 r. mimo wyraźnego spadku pod koniec 2019 r. ukształtowała się na relatywnie wysokim poziomie 266,46 PLN/MWh, i tym samym była wyższa o 24,84 PLN/MWh (+10,3%) w stosunku do notowań kontraktu BASE_Y-19 w analogicznym okresie 2018 r. Łączny wolumen obrotu BASE_Y-20 na rok przed dostawą wyniósł 115,68 TWh, a więc o niemal 10 TWh mniej niż obrót produktem BASE_Y-19 na rok przed dostawą w 2018 r.

Podobną zmiennością cen charakteryzował się kontrakt PEAK5_Y-20, którego średnia cena ważona wolumenem obrotu na rok przed dostawą wyniosła 323,94 PLN/MWh i była niższa o 22,83 PLN/MWh (-6,58%) niż średnia cena kontraktu notowana w ubiegłym roku PEAK5_Y-19. Niższa średnia cena PEAK5_Y-20 to efekt niskich cen PEAK na rynku RDN oraz istotnego wzrostu mocy zainstalowanej w fotowoltaice.

Rok 2019 dla rynku uprawnień do emisji CO₂ charakteryzował się znaczną zmiennością notowań. Ceny uprawnień do emisji CO₂ kształtowały się w zakresie od 18,40 EUR/Mg do 29,95 EUR/Mg. W okresie zaledwie kilku dni od początku roku notowania powyższych uprawnień spadły z 25 EUR/Mg do poziomu 21,86 EUR/Mg, pomimo ograniczenia podaży w aukcjach pierwotnych.

Istotnymi wydarzeniami, które wpłynęły na notowania EUA w styczniu 2019 r. było m.in. głosowanie przez parlament brytyjski za odrzuceniem umowy w sprawie brexitu, co bezpośrednio przełożyło się na wzrost niepewności na rynku oraz przedstawienie przez niemiecką komisję węglową wstępnego planu określającego termin wycofania węgla w energetyce w Niemczech.

Kolejnymi istotnymi wydarzeniami wywołującymi dużą zmienność cenową na rynku były m.in. przyjęcie przez Komisję Europejską zaktualizowanej listy sektorów narażonych na ucieczkę emisji, która zacznie obowiązywać w IV okresie rozliczeniowym systemu EU ETS, przegłosowanie w dniu 26 lutego 2019 r. przez Komisję ds. Środowiska Parlamentu Europejskiego projektu rezolucji dotyczącej długoterminowej ścieżki niskoemisyjnego rozwoju UE do 2050 r. oraz poinformowanie w dniu 27 lutego 2019 r. przez ministra ds. energetyki i zielonego wzrostu Wielkiej Brytanii o prowadzonych pracach zmierzających do utworzenia osobnego (dedykowanego wyłącznie Wielkiej Brytanii) systemu handlu uprawnieniami do emisji CO₂, który ma być gotowy w 2021 r. i połączony z systemem EU ETS. Przedmiotowe działanie wynika z faktu iż po brexicie, Wielka Brytania straci decyzyjność w ramach zasad funkcjonowania systemu handlu emisjami w Europie.

W kwietniu 2019 r., notowania EUA kształtowały się w zakresie od 21 EUR/Mg do 27,85 EUR/Mg. Przyczyną tak dużej zmienności rynkowej była wydłużająca się niepewność dotycząca brexitu, jak również termin corocznego rozliczenia emisji w systemie. Na podstawie danych pochodzących z rozliczenia systemu, w dniu 15 maja 2019 r. Komisja Europejska ogłosiła szacunkową wartość nadwyżki uprawnień do emisji CO₂ znajdujących się w obiegu w 2018 r., która wyniosła 1,65 mld uprawnień.

Z uwagi na prognozowane wysokie temperatury w Europie dla okresu letniego w czerwcu 2019 r. zanotowano trend wzrostowy cen EUA, przy jednoczesnym pojawieniu się informacji o spadku emisyjności systemu o 3,9%. W dniu 12 czerwca 2019 r. Polska ogłosiła sprzedaż dodatkowych aukcji uprawnień w kolejnym roku, których wolumen został określony na 49,52 mln uprawnień do emisji CO₂. W lipcu 2019 r. notowania osiągnęły poziom 29,95 EUR/Mg, który był historycznie najwyższy w trakcie II i III fazy systemu EU ETS. Dodatkowym czynnikiem, który w tym okresie szczególnie wpłynął na wzrost notowań, była informacja o możliwej kasacji uprawnień w Niemczech dla elektrowni, które w ramach planu przedstawionego przez komisję węglową miały zostać wyłączone.

We wrześniu 2019 r. na rynek powróciły standardowe wolumeny aukcyjne dzięki czemu podaż przewyższyła popyt a notowania kontynuowały korektę. W październiku 2019 r. notowania EUA kształtowały się pod wpływem informacji związanych z Wielką Brytanią. W grudniu 2019 r. notowania EUA osiągnęły poziom 24,64 EUR/Mg.

Ze względu na trwające prace nad nowelizacją Ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, w 2019 r. ceny certyfikatów PMOZE_A (zielone certyfikaty) były wrażliwe na każdą informację, dotyczącą dotychczasowego systemu wsparcia OZE. W I kwartale 2019 r., po pojawieniu się w projekcie nowelizacji propozycji nowego sposobu liczenia opłaty zastępczej, ceny zielonych certyfikatów spadły o 50%. Indeks TGEozea od początku 2019 r. obniżył się z poziomu 152,50 PLN/MWh do 80,82 PLN/MWh. W II i III kwartale 2019 r., po wstrzymaniu powyższej propozycji, ceny zielonych certyfikatów oscylowały w przedziale od 124,15 PLN/MWh do 135,99 PLN/MWh. IV kwartał 2019 r. był dla cen zielonych certyfikatów okresem wzrostowym, w którym  ceny oscylowały w przedziale od 134,60 PLN/MWh do 150,27 PLN/MWh. Średnioważona cena zielonych certyfikatów w 2019 r. wyniosła 132,19 PLN/MWh (wzrost o ponad 27% wobec 2018 r.) i była wyższa od obowiązującej opłaty zastępczej o niecałe 2%. Wartość opłaty zastępczej w 2018 r. wynosiła 129,78 PLN/MWh, przy obowiązku przedstawienia certyfikatów PMOZE_A do umorzenia na poziomie 18,5%. Wolumen obrotu w tym okresie wyniósł 11 226 GWh i był niższy o ponad 23% w stosunku do 2018 r. Bilans rejestru PMOZE_A na koniec grudnia 2019 r. osiągnął nadwyżkę w wysokości 32,16 TWh. Przy uwzględnieniu certyfikatów zablokowanych do umorzenia bilans ten spada o ponad 7,67 TWh, do poziomu 24,49 TWh (wzrost o 10,2% r/r).

Ceny certyfikatów potwierdzających wytworzenie energii z biogazu rolniczego PMOZE-BIO-2019 (błękitne certyfikaty), dla których wymiar obowiązku w 2019 r. wynosił 0,5%, plasowały się niezmiennie w okolicach opłaty zastępczej, która wyniosła 300,03 PLN/MWh. W pierwszych pięciu miesiącach 2019 r. ceny tych certyfikatów były stabilne i oscylowały w przedziale od 300,01 PLN/MWh do 302,44 PLN/MWh. W III kwartale 2019 r. zauważalna była większa zmienność cenowa. Od końca czerwca 2019 r. ceny zaczęły spadać, w lipcu 2019 r. wyniosły 285,45 PLN/MWhn, natomiast od sierpnia 2019 r. ceny indeksu TGEozebio utrzymywały się w tendencji wzrostowej i wróciły w okolice opłaty zastępczej. Ostatecznie, średnia ważona wartość indeksu TGEozebio na koniec 2019 r. ukształtowała się na poziomie 300,11 PLN/MWh i była niższa o prawie 4% od średnioważonej ceny z 2018 r. Łączny wolumen obrotu wyniósł 513,11 GWh, a bilans rejestru PMOZE_BIO na koniec 2019 r. osiągnął poziom 440 GWh. Przy uwzględnieniu certyfikatów zablokowanych do umorzenia stan ten zmniejszył się do 397 GWh.

Średnioważona cena praw majątkowych potwierdzających wytworzenie w 2018 r. energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji gazowej PMGM-2018 (żółte certyfikaty) w I półroczu 2019 r. wyniosła 110,48 PLN/MWh. Ceny dla tego kontraktu wahały się od 99,27 PLN/MWh w czerwcu 2019 r. do 114,38 PLN/MWh w maju 2019 r. Obowiązująca opłata zastępcza wynosiła 115 PLN/MWh.

Ceny dla kogeneracji węglowej PMEC-2018 (czerwone certyfikaty) oscylowały nieco poniżej opłaty zastępczej, która wynosiła 9 PLN/MWh, dopiero od drugiej połowy czerwca 2019 r. ceny spadły do 3,96 PLN/MWh. Średnioważona cena ukształtowała się na poziomie 8,58 PLN/MWh.

Dla produkcji energii podczas spalania metanu PMMET-2018 (fioletowe certyfikaty) ceny do końca czerwca 2019 r. notowały się w przedziale cenowym od 55 PLN/MWh do 58,05 PLN/MWh, utrzymując się na stabilnych poziomach. Średnioważona cena dla I półrocza 2019 r. wyniosła 55,22 PLN/MWh, przy obowiązującej opłacie zastępczej na poziomie 56 PLN/MWh.

Ceny certyfikatów PMEF (białe certyfikaty) przez I półrocze 2019 r. utrzymywały się w tendencji spadkowej. W czerwcu 2019 r. ceny powyższych certyfikatów spadły aż o 94,2%, z poziomu 440,47 PLN/toe do 25,56 PLN/toe, natomiast w grudniu 2019 r., ze względu na Ustawę z dnia 13 czerwca 2019 r. zmieniającą ustawę o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, ustawę o efektywności energetycznej oraz ustawę o biokomponentach i biopaliwach ciekłych, która wydłużyła termin ich ważności, ceny białych certyfikatów wzrosły do 1 740,00 PLN/toe. Średnioważona cena certyfikatów PMEF za 2019 r. ostatecznie wyniosła 1 012,39 PLN/toe (wzrost o 57,4% r/r). Poziom ten był znacznie niższy od obowiązującej opłaty zastępczej, która wynosiła w minionym roku 1653,75 PLN/toe.

Ceny dla rejestrów PMEF-2019 i PMEF_F utrzymywały się na wysokich poziomach w okolicach opłaty zastępczej. Jednak ze względu na zmiany regulacyjne w czerwcu 2019 r. ceny spadły do poziomu 1 300 PLN/toe dla kontraktu PMEF-2019 oraz 1 359,14 PLN/toe dla kontraktu PMEF_F. Jednak po wprowadzonych zmianach regulacyjnych ceny obu kontraktów powróciły do poziomów opłaty zastępczej. Średnioważone ceny kontraktów PMEF-2019 oraz PMEF_F w 2019 r. wyniosły odpowiednio 1 565,86 PLN/toe oraz 1 628,09 PLN/toe.