Otoczenie rynkowe

Energia elektryczna

Poniższa tabela przedstawia wolumeny zużycia, produkcji i importu energii elektrycznej w Polsce oraz średnie ceny energii elektrycznej na rynku SPOT zarówno w Polsce, jak i krajach ościennych w 2022 r. i 2021 r.

Wolumeny zużycia, produkcji i importu energii elektrycznej w Polsce oraz średnie ceny energii elektrycznej na rynku SPOT w Polsce i w krajach ościennych w 2022 r. i 2021 r.

Wolumen	j.m.	2022	2021	Wzrost/Spadek
1. Zużycie energii elektrycznej	GWh	173 479	174 402	-923 (-0,5 %)
2. Produkcja energii elektrycznej w elektrowniach krajowych	GWh	175 157	173 583	1 574 (+0,9 %)
3. Produkcja energii elektrycznej w elektrowniach opalanych:
1. węglem kamiennym*	GWh	87 761	93 037	-5 276 (-5,7 %)
2. węglem brunatnym	GWh	46 978	45 367	1 611 (+3,6 %)
3. paliwem gazowym	GWh	10 002	13 366	-3 364 (-25,2 %)
4. Produkcja energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych	GWh	18 305	14 234	4 071 (+28,6 %)
5. Saldo wymiany zagranicznej**	GWh	-1 679	820	-2 499 (-304,8 %)
6. Średnia cena energii elektrycznej na rynku SPOT w:
1. Polsce	PLN/MWh	787,45	397,98	+389,47 (+97,9 %)
1. Polsce	EUR/MWh	167,72	86,93	+80,79 (+92,9 %)
2. krajach ościennych (na przykładzie Niemiec)	EUR/MWh	235,46	96,85	+138,61 (+143,1 %)

* Łącznie z elektrowniami przemysłowymi.
**Wartość dodatnia oznacza import, a wartość ujemna eksport per saldo.

W 2022 r. cena energii elektrycznej na Rynku Dnia Następnego (RDN) TGE ukształtowała się na poziomie 787,45 PLN/MWh i była wyższa o 389,47 PLN/MWh (+97,9 %) w stosunku do 2021 r. Średnia cena rozliczeniowa na Rynku Bilansującym (RB) wyniosła 756,51 PLN/MWh i była wyższa o 381,95 PLN/MWh (+102,0 %) w porównaniu do 2021 r.

Czynnikami, które wpłynęły na wzrosty cen na RDN i RB były wysokie ceny surowców, w szczególności węgla energetycznego i gazu, jak również wciąż utrzymujące się na wysokim poziomie ceny uprawnień do emisji CO₂. Wyższe, niż w Polsce, ceny SPOT odnotowano w krajach Europy Zachodniej i Południowej, co spowodowało, że Polska eksportowała per saldo energię elektryczną w I półroczu 2022 r. do krajów ościennych. W drugiej połowie roku, ze względu na dużą liczbę remontów oraz odstawień bloków energetycznych, Polska znacząco ograniczyła eksport energii per saldo.

Utrzymujący się wzrost zapotrzebowania oraz saldo eksportowe wymiany transgranicznej w I półroczu 2022 r. spowodowały w Polsce wyższą produkcję energii elektrycznej ze źródeł na węgiel brunatny. W II półroczu 2022 r. zapotrzebowanie na energię elektryczną było już niższe, niż w analogicznym okresie roku poprzedniego, co w połączeniu z prawie zerowym saldem wymiany transgranicznej, zmniejszyło również produkcję ze źródeł na węgiel brunatny. Elektrownie opalane węglem kamiennym, jak również na paliwo gazowe, odnotowały spadki produkcji w 2022 r., z powodu utrzymujących się wysokich cen gazu oraz niższych zapasów węgla energetycznego, jak również na skutek wysokiej produkcji energii elektrycznej ze źródeł wiatrowych, jak i fotowoltaicznych. Odnotowano również nieznaczny spadek zużycia energii elektrycznej r/r.

Poniższy rysunek przedstawia średnie miesięczne ceny energii elektrycznej na rynkach SPOT i RB w 2022 r.

Na rynku terminowym energii elektrycznej referencyjny kontrakt z dostawą w 2023 r. BASE_Y-23 do sierpnia 2022 r. znajdował się w trendzie wzrostowym, po czym od września wycena kontraktu silnie spadła i do końca 2022 r. ceny utrzymywały się w przedziale pomiędzy 900 PLN/MWh, a 1 300 PLN/MWh.

Zmiany poziomów cenowych były zgodne z tendencjami w zakresie zmian cen surowców, a w szczególności cen węgla energetycznego w portach ARA, jak również cen gazu w Europie i w Polsce. Dodatkową przyczyną początkowych wzrostów były problemy z bilansowaniem systemu elektroenergetycznego w Polsce, na skutek utrzymującej się niskiej podaży węgla energetycznego, jak również bardzo wysokich cen w krajach ościennych, zarówno na rynkach terminowych jak i SPOT .

Spadki cen energii we wrześniu 2022 r., wynikające również ze spadku cen surowców energetycznych i cen CO₂, spowodowane były zapowiedziami wprowadzenia zmian w Rozporządzeniu w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, w którym zaproponowano wprowadzenie limitów cenowych dla ofert bilansujących składanych przez wytwórców na rynku bilansującym. Rozporządzenie zostało opublikowane pod koniec września 2022 r., a pierwsze oferty bilansujące według nowych zasad obowiązywały z dniem 1 października 2022 r.

Średnia cena ważona wolumenem obrotu kontraktu BASE_Y-23 notowanego w 2022 r. wyniosła 1 111,69 PLN/MWh i była wyższa od średniej ceny tego kontraktu notowanego w 2021 r. o 721,71 PLN/MWh (wzrost o 185,1%).

Większą zmiennością charakteryzował się kontrakt PEAK5_Y-23, którego średnia cena ważona wolumenem obrotu w 2022 r. wyniosła 1 451,71 PLN/MWh i była wyższa od średniej ceny tego kontraktu notowanego w 2021 r. o 957,38 PLN/MWh (wzrost o 193,7%).

Poniższy rysunek przedstawia notowania kontraktu BASE_Y-23 w 2022 r.

Węgiel
Gaz ziemny

Średnia cena rocznego kontraktu kontynuacyjnego dla węgla w portach ARA w 2022 r. wyniosła 8,94 USD/GJ i była o 5,15 USD/GJ wyższa w stosunku do średniej ceny tego kontraktu w 2021 r. (wzrost o 136 %). Trendy cenowe na rynku polskim były podobne, jednak tempo wzrostów było znacznie niższe. Średnia wartość indeksu PSCMI1 w 2022 r. wyniosła 19,77 PLN/GJ i była wyższa niż w 2021 r. o 8,35 PLN/GJ (wzrost o 73,1 %).

2022 r. na międzynarodowym rynku węgla rozpoczął się od kontynuacji wprowadzonego w 2021 r. przez Chiny zakazu importu australijskiego węgla oraz zawieszenia eksportu na cały styczeń przez Indonezję. Wzrastające od początku 2022 r. napięcie na linii Rosja – Ukraina, a następnie agresja Federacji Rosyjskiej spowodowały zmiany na światowych rynkach węgla, objawiające się gwałtownymi wzrostami cen tego surowca we wszystkich głównych portach przeładunkowych na świecie.

W I półroczu 2022 r. wiele krajów nałożyło na Rosję sankcje ekonomiczne. Kraje UE podjęły decyzję o wprowadzeniu zakazu zakupu węgla rosyjskiego od 10 sierpnia 2022 roku. Zbliżające się wprowadzenie tego embarga spowodowało, iż kupujące węgiel państwa członkowskie zaczęły intensywnie poszukiwać węgla, co znacznie podniosło jego ceny na rynku europejskim. Również węglowe indeksy cenowe z innych rejonów świata zaczęły osiągać swoje historyczne maksima, którym sprzyjał niski stan zapasów w głównych światowych terminalach węglowych. W tym okresie wystąpiły również zmiany w przepływach węgla drogą morską. Producenci węgla z Indonezji i Australii zwiększali udział sprzedaży do Europy, zmniejszając jednocześnie dostawy do tradycyjnie przez nich obsługiwanych odbiorców w Azji. Cały międzynarodowy rynek węgla skupił się na działaniach zmierzających do dywersyfikacji dostaw, a poszczególni producenci byli skoncentrowani na odbudowaniu własnej bazy zasobowej.

W II półroczu 2022 r. główni światowi producenci węgla starali się zwiększyć podaż surowca, do czego skłaniał rosnący popyt oraz utrzymujące się wysokie ceny. Poziomy zapasów w głównych hubach handlu węglem wzrosły w stosunku do I półrocza 2021 r., natomiast stan zapasów w portach ARA sukcesywnie wzrastał, aby w sierpniu 2022 r. osiągnąć wysokość nienotowaną od sierpnia 2019 r. (7,2 mln ton).

W całym 2022 r. ceny na światowych rynkach węgla były w znaczący sposób wspierane przez sytuację na europejskich rynkach gazu. Odkrycie we wrześniu 2022 r. wycieków gazu w rurociągach Nord Stream spowodowało wzrost cen tego paliwa, co przełożyło się na odbicie cen węgla w Europie, które w ostatnim tygodniu września przekroczyły pułap 300 USD/t. Dopiero pod koniec 2022 r. ceny tych surowców zaczęły spadać. Znacznie wyższe temperatury, pełne magazyny gazu w Europie oraz spore zapasy węgla, zarówno w terminalach przeładunkowych, jak i w elektrowniach, uspokoiły sytuację na europejskich rynkach węgla i gazu.

W 2022 r. na europejskich rynkach gazu wystąpiły niespotykane dotąd wysokie ceny tego surowca. Głównym powodem gwałtownych wzrostów cen była napięta sytuacja na linii Rosja – Ukraina, a następnie inwazja Federacji Rosyjskiej i konsekwencje wynikające z tego wydarzenia.

W I kwartale 2022 r. kraje członkowskie UE nałożyły sankcje na paliwa sprowadzane z Rosji oraz wstrzymały certyfikację gazociągu Nord Stream II. Na europejskich rynkach gazu pojawiły się obawy o całkowity brak przepływów błękitnego paliwa z Rosji do krajów Starego Kontynentu, które spowodowały zwiększenie ryzyka wzrostu cen.

W czasie trwania konfliktu na Ukrainie, Rosja ogłosiła, iż płatności za gaz płynący z tego kraju będą przyjmowane wyłącznie w rublach. Wiele państw europejskich nie zgodziło się na ten warunek, co w konsekwencji doprowadziło do wstrzymania przepływów gazu do tych krajów. W szczególności nastąpiło całkowite zatrzymanie dostaw do Polski Gazociągiem Jamalskim. Pomimo działań ze strony Rosji, na europejskich rynkach gazu można było zaobserwować w II kwartale 2022 r. trend spadkowy (efektem tego był chwilowy powrót cen do poziomów sprzed wybuchu wojny w Ukrainie), spowodowany głównie wypełnianiem luki popytowej w Europie poprzez zwiększone ilości dostaw gazu w postaci ciekłej z USA i Kataru oraz szybkim napełnianiem się magazynów gazowych. Jednak z powodu znacznego ograniczenia dostaw gazu przez Nord Stream I i obaw o tranzyt surowca w okresie zimowym oraz prognoz nadchodzącej suszy w Europie, pod koniec czerwca 2022 r. ceny na europejskich rynkach gazu zaczęły ponownie rosnąć, osiągając poziomy z początku konfliktu ukraińsko-rosyjskiego.

Już od połowy czerwca 2022 r. dostawy za pośrednictwem Nord Stream I osiągały zaledwie 40 % całkowitej przepustowości. W lipcu 2022 r. najpierw przepływ na tym gazociągu został całkowicie wstrzymany z powodu corocznego postoju konserwacyjnego, a następnie, po wznowieniu pracy gazociągu, dostawy na nim zostały ograniczone do zaledwie 20 % całkowitej przepustowości. Pod koniec września 2022 r. doszło do fizycznego uszkodzenia na obu gazociągach Nord Stream I i II, na skutek czego dostawy gazu zostały całkowicie wstrzymane. Rosyjski gaz docierał do Europy tylko gazociągiem Turk Stream i przez Ukrainę.

Rosja stopniowo ograniczała dostawy gazu do Europy. Doprowadziło to do wdrożenia przez wiele krajów planów awaryjnych dotyczących zapasów gazu, a państwa członkowskie UE w lipcu 2022 r. uzgodniły inicjatywę dobrowolnej redukcji zapotrzebowania na gaz o 15 %. Pomimo działań ze strony Rosji, na europejskich rynkach gazu we wrześniu 2022 r. obserwowano trend spadkowy, spowodowany wypełnianiem luki popytowej w Europie, poprzez zwiększone ilości dostaw gazu w postaci ciekłej, temperaturami znacznie przekraczającymi normę sezonową w okresie jesiennym oraz szybką odbudową stanów magazynowych.

W 2022 r. średnia ważona wolumenem cena gazu na Rynku Dnia Następnego (RDN) TGE wyniosła 557,25 PLN/MWh i była o 331,88 PLN/MWh wyższa niż w 2021 r. Najniższą cenę kontraktu na rynku SPOT odnotowano w listopadzie 2022 r., a najwyższą w sierpniu 2022 r., kiedy średnie ceny miesięczne ważone wolumenem wyniosły odpowiednio: 478,61 PLN/MWh i 1 110,29 PLN/MWh.

Najwyższą cenę, tj. 1 480,81 PLN/MWh, na Rynku Dnia Bieżącego (RDB) odnotowano w dniu 26 sierpnia 2022 roku, natomiast średnioważona cena gazu na RDB dla sierpnia 2022 r. wyniosła 1 085,44 PLN/MWh i była o 874,56 PLN/MWh wyższa, niż w analogicznym okresie 2021 r. Najniższą cenę, tj. 130,65 PLN/MWh na RDB odnotowano w dniu 1 listopada 2022 roku, a średnia ważona wolumenem cena dla tego miesiąca wyniosła 496,14 PLN/MWh i była o 106,37 PLN/MWh wyższa niż w analogicznym okresie 2021 r.

Najniższy sumaryczny wolumen obrotu na rynku terminowym odnotowano w lipcu 2022 r. na poziomie ok. 6 TWh, a najwyższy w styczniu 2022 r. na poziomie ok. 15,6 TWh. Średnioważona wolumenem cena referencyjnego kontraktu rocznego GAS_BASE_Y-23 w 2022 r. wyniosła 546,55 PLN/MWh. Najniższą wartość tego kontraktu odnotowano w styczniu 2022 r., a najwyższą w sierpniu 2022 r. i wyniosły one odpowiednio: 216,17 PLN/MWh i 1 468,17 PLN/MWh.

Łączny wolumen obrotu naTGE w 2022 r. wyniósł ok.140 TWh wobec ok. 177,7 TWh w 2021 r. (spadek o 26,9 %). Największy udział w obrocie gazem w 2022 r. miał rynek terminowy, na którym wygenerowany został wolumen na poziomie ok. 117,3 TWh. Na rynku SPOT łączny obrót kontraktami na dzień następny wyniósł ok. 18 TWh (spadek o 21,1 %). Spadek miał miejsce również na RDB gazu, na którym obrót wyniósł ok. 4,7TWh wobec 6,8 TWh w 2021 r. (spadek o 44,7 %).

Według danych stowarzyszenia Gas Infrastructure Europe na dzień 31 grudnia 2022 r. polskie magazyny gazu o całkowitej pojemności ok. 3,2 mld m³ były wypełnione w 96,55 %, a rok wcześniej w 84,41 % (wzrost o 12,14 p.p.). W Europie poziom ten wyniósł na koniec 2022 r. 83,35 %, a rok wcześniej 55,93 % (wzrost o 27,42 p.p.).

Poniższy rysunek przedstawia średnie miesięczne ceny gazu na rynku SPOT oraz notowania kontraktu BASE_Y – 23 na rok przed fizyczną dostawą na TGE.

Uprawnienia do emisji CO₂

W 2022 r. ceny rozliczeniowe uprawnień do emisji CO₂ dla referencyjnego kontraktu z dostawą w grudniu 2022 r. (EUA DEC-22) na giełdzie ICE Endex kształtowały się w zakresie od 58,30 EUR/Mg do 98,01 EUR/Mg.

Średnia cena rozliczeniowa w 2022 r. wyniosła 81,24 EUR/Mg i była o 27,59 EUR/Mg wyższa (+54,1 %) w stosunku do średniej ceny w 2021 r.

Mimo wyższej średniej ceny, trwający od 2017 r. trend wzrostowy został zatrzymany. Najniższa cena zamknięcia w 2022 r. ukształtowała się na ww. poziomie 58,30 EUR/Mg 7 marca 2022 roku. W tym dniu również z uwagi na gwałtowną wyprzedaż, cena CO₂ chwilowo spadła do poziomu 55 EUR/Mg.

Prócz okresu wysokiej zmienności na przełomie sierpnia i września 2022 r., ceny uprawnień do emisji CO₂ były w 2022 r. relatywnie stabilne – jednak ich poziom, mimo trwającej w Europie wojny, pozostawał wysoki, co było spowodowane wpływem wysokich cen gazu, faworyzujących kontraktację wytwarzania z bardziej emisyjnych źródeł oraz dalsze dyskontowanie ambitnej polityki klimatyczno-energetycznej UE pod nazwą Fit for 55.

Zgodnie z komunikacją realizowaną przez Komisję Europejską, wojna wpłynie na przyspieszenie transformacji w kierunku neutralności klimatycznej. Publikacja pakietu RePowerEU w maju 2022 r., mającego w jak najkrótszym czasie uniezależnić Europę od surowców pochodzących z Rosji, wpłynęła na krótkoterminową korektę cen CO₂ w związku z propozycją uwolnienia ok. 200-250 mln EUA z rezerwy MSR w celu finansowania przyśpieszonej transformacji energetycznej Europy.

Najwyższe ceny uprawnień do emisji CO₂ w 2022 r. odnotowano w sierpniu 2022 r. Przedłużająca się w Europie fala upałów, wraz z niską generacją francuskich elektrowni atomowych oraz sezonowo zmniejszoną podażą na rynku pierwotnym (aukcje uprawnień) wywołała silną presję wzrostową. Notowania przez większą część sierpnia zamykały się na rekordowo wysokich poziomach, osiągając poziom niemal 100 EUR/Mg na sesji w dniu 19 sierpnia 2022 roku. Zakończenie lata przyniosło gorsze nastroje na rynku i spadek cen.

Przedłużająca się wojna oraz wysokie ceny surowców przełożyły się na ograniczenie zużycia energii i tym samym na zmniejszenie zapotrzebowania na jednostki EUA. Potencjalny sygnał o zwiększeniu podaży na rynku uprawnień do emisji CO₂, połączony z eskalacją kryzysu energetycznego w Europie (wybuchy gazociągów Nord Stream I oraz II) i zwiększającym się ryzykiem recesji doprowadziły do wyraźnego spadku cen jednostek EUA do poziomu ok. 66 EUR/Mg na koniec III kwartału 2022 r. W IV kwartale 2022 r. trwały prace nad poszczególnymi elementami pakietu Fit for 55 (zrezygnowano m.in. z koncepcji zablokowania uczestnictwa instytucji finansowych w rynku oraz wynegocjowano wyższy niż oczekiwano cel redukcyjny w EU ETS na poziomie 62 % do 2030 r.)

Poniższy rysunek przedstawia wpływ działań politycznych i otoczenia na notowania produktu EUA SPOT w 2022 r.

Prawa Majątkowe

2022 r. dla rynku odnawialnych źródeł energii charakteryzował się dużą zmiennością cen zielonych certyfikatów, szczególnie w I półroczu 2022 r., kiedy trwał proces legislacyjny rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie zmiany wielkości udziału ilościowego sumy energii elektrycznej wynikającej z umorzonych świadectw pochodzenia, potwierdzających wytworzenie energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii w 2023 r.

W okresie od I do III kwartału 2022 r. ceny na rynku zielonych certyfikatów utrzymywały się w tendencji spadkowej, indeks zmienił kierunek dopiero w IV kwartale 2022 r. TGEozea uzyskał maksimum cenowe na początku stycznia 2022 r., które wyniosło 266,85 PLN/MWh, natomiast minimalna cena dla ww. indeksu została odnotowana w połowie września 2022 r. na poziomie 88,19 PLN/MWh. Średnioważona cena PMOZE_A w 2022 r. wyniosła 191,80 PLN/MWh i była nieznacznie, tj. o 0,05%, niższa od średnioważonej ceny w 2021 r. (spadek o 0,09 PLN/MWh).

Znacznie mniejszy od notowanego w 2021 r. był wolumen obrotu, który spadł o niemal 21%, z poziomu 8 277,4 GWh do 6 540,6 GWh. Bilans rejestru PMOZE_A na koniec grudnia 2022 r. osiągnął nadwyżkę w wysokości 18,32 TWh. Uwzględniając certyfikaty, które są zablokowane do umorzenia, bilans ten spada o 5,82 TWh, do poziomu 12,50 TWh (spadek o 17,6% r/r). Opłata zastępcza ustalona na 2022 r. plasuje się na poziomie 239,86 PLN/MWh, zaś obowiązek przedstawienia do umorzenia zielonych certyfikatów w 2022 r. wynosi 18,5% zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 4 sierpnia 2021 r. w sprawie zmiany wielkości udziału ilościowego sumy energii elektrycznej wynikającej z umorzonych świadectw pochodzenia potwierdzających wytworzenie energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w 2022 r. Dla 2023 r. wspomniany obowiązek, zgodnie z analogicznym rozporządzeniem z dnia 13 lipca 2022 r. spadł o 6,5 p.p., do poziomu 12%.

Ceny certyfikatów potwierdzających wytworzenie energii z biogazu rolniczego PMOZE-BIO (błękitne certyfikaty), dla których wymiar obowiązku w 2022 r. wynosił 0,5% (dla 2023 r. obowiązek został utrzymany na tym samym poziomie) plasowały się niezmiennie na stabilnych poziomach. Indeks TGEozebio notowany był blisko opłaty zastępczej, która dla 2022 r. wynosiła 300,03 PLN/MWh. W 2022 r. ceny wahały się od minimum cenowego na poziomie 299,26 PLN/MWh do maksymalnego poziomu 306,05 PLN/MWh. Średnioważona cena indeksu TGEozebio dla 2022 r. ukształtowała się na poziomie 301,55 PLN/MWh, a wolumen obrotu ukształtował się na poziomie 329,9 GWh i był niższy o 12,6% od wolumenu notowanego w 2021 r. Bilans rejestru PMOZE-BIO na koniec grudnia 2022 r. wyniósł 348,8 GWh. Uwzględniając certyfikaty zablokowane do umorzenia, bilans ten spada o prawie 47,6 GWh do poziomu 301,27 GWh (wzrost o 3,2% w stosunku do 2021 r.).

Ceny białych certyfikatów PMEF_F w 2022 r. oscylowały między minimalnym poziomem 2 000,44 PLN/toe uzyskanym w połowie września 2022 r., a maksymalną ceną uzyskaną w połowie stycznia 2022 r. na poziomie 2 774,26 PLN/toe. Średnioważona cena w 2022 r. wyniosła 2 284,23 PLN/toe i była niższa o 3,8% w porównaniu do 2021 r. Średnio notowania plasowały się o 19,3% powyżej opłaty zastępczej ustalonej na 2022 r. na poziomie 1 914,42 PLN/toe. Wolumen obrotu wzrósł o 17,2% w porównaniu do analogicznego okresu 2021 r. i wyniósł 95 494 toe (81 514 toe w 2021 r.).

Dla rejestru PMEF-2022 ceny utrzymywały się w zakresie cenowym od minimum 2 110,93 PLN/toe, uzyskanego w lipcu 2022 r., do maksymalnej ceny na poziomie 2 600,00 PLN/toe, uzyskanej na początku października 2022 r., natomiast średnioważona cena kontraktu PMEF-2022 w 2022 r. wyniosła 2 287,43 PLN/toe.

Przez I półrocze 2022 r. notowany był także indeks TGEef21 (rejestr PMEF-2021). Ceny utrzymywały się w zakresie od minimum 1 914,43 PLN/toe, uzyskanym w czerwcu 2022 r. do maksymalnej ceny na poziomie 2 799,00 PLN/toe, uzyskanej w styczniu 2022 r. Średnioważona cena kontraktu PMEF-2021 w analizowanym okresie wyniosła 2 400,47 PLN/toe.