Otoczenie rynkowe

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 2021 r. i 2020 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 2021 r. i 2020 r.

Wolumen j.m 2021 r. 2020 r. Wzrost/Spadek
1. Zużycie energii elektrycznej GWh 174 402 165 533 8 869 (+5,4%)
2. Produkcja energii elektrycznej w elektrowniach krajowych GWh 173 583 152 306 21 275 (+14,0%)
3. Produkcja energii elektrycznej w elektrowniach opalanych:
1) węglem kamiennym1 GWh 93 037 81 345 11 692 (+14,4%)
2) węglem brunatnym GWh 45 367 37 969 7 398 (+19,5%)
3) paliwem gazowym GWh 13 366 13 924 -558 (-4,0%)
4. Produkcja energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych GWh 14 234 14 175 59 (+0,4%)
5. Saldo wymiany zagranicznej GWh 820 13 224 -12 404 (-93,8%)
6. Średnia cena energii elektrycznej na rynku SPOT w:
1) Polsce PLN/MWh 397,98 208,68 +189,30 (+90,7%)
EUR/MWh 86,93 47,12 +39,81 (+84,5%)
2) Krajach ościennych (na przykładzie Niemiec) EUR/MWh 96,85 30,47 +66,38 (+217,8%)
1 Łącznie z elektrowniami przemysłowymi.

W 2021 r. cena energii elektrycznej na Rynku Dnia Następnego (RDN) TGE ukształtowała się na poziomie 397,98 PLN/MWh i była wyższa o 189,30 PLN/MWh (+90,7%) w stosunku do 2020 r. Średnia cena rozliczeniowa na Rynku Bilansującym (RB) wyniosła 374,56 PLN/MWh i była wyższa o 166,22 PLN/MWh (+79,8%) w porównaniu do 2020 r.

Czynnikami, które wpłynęły na wzrosty cen na RDN i RB były: wzrost zapotrzebowania, silne wzrosty cen uprawnień do emisji CO2, dużo wyższe ceny SPOT w krajach ościennych, jak również niższe saldo wymiany międzysystemowej energii elektrycznej, gdzie w drugim półroczu 2021 r. odnotowano wzrost eksportu energii elektrycznej do krajów ościennych. Na wzrost zapotrzebowania na energie elektryczną istotny wpływ miały odbudowa gospodarki po restrykcjach spowodowanych pandemią COVID-19, uwarunkowania pogodowe (chłodna zima i ciepłe lato) oraz większe zużycie w gospodarstwach.

Najniższe ceny SPOT odnotowano w styczniu 2021 r., a najwyższe w grudniu 2021 r. ze średnią ceną na poziomie odpowiednio: 251,85 PLN/MWh i 823,90 PLN/MWh. Na wysokie ceny w grudniu 2021 r. miały wpływ niskie temperatury utrzymujące się w całej Europie, wyższe zapotrzebowanie na energię elektryczną, wysokie ceny energii w krajach ościennych, a w szczególności problemy z utrzymaniem wystarczającej ilości zapasów węgla energetycznego w kraju, co spowodowało mocne ograniczenie dostępności mocy, w tym rezerw mocy dostępnych dla Operatora Systemu Przesyłowego (OSP).

Wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną oraz znaczące zmniejszenie się importu na połączeniach transgranicznych (import energii netto w 2021 r. ukształtował się na poziomie 0,82 TWh) wpłynęło na zwiększenie produkcji energii elektrycznej w źródłach konwencjonalnych. W 2021 r. odnotowano wzrost produkcji energii elektrycznej z elektrowni opalanych węglem kamiennym do poziomu 93,04 TWh, jak również większą produkcję w elektrowniach opalanych węglem brunatnym wynoszącą 45,37 TWh. Jednocześnie ze względu na wysokie ceny gazu, szczególnie w IV kwartale produkcja energii elektrycznej w elektrowniach gazowych nieznacznie zmalała do poziomu 13,37 TWh.

Poniższy rysunek przedstawia średnie miesięczne ceny energii elektrycznej na rynkach SPOT i RB oraz średnie temperatury w 2021 r.

Na rynku terminowym energii elektrycznej referencyjny kontrakt terminowy z dostawą w 2022 r. (BASE_Y-22) przez cały 2021 r. znajdował się w trendzie wzrostowym. Zmiany poziomów cenowych były zgodne ze zmianami cen surowców, a w szczególności cen uprawnień do emisji CO2. Szczególnie gwałtowny wzrost cen nastąpił pod koniec roku, gdzie cena rozliczeniowa kontraktu osiągnęła poziom 926,40 PLN/MWh. Oprócz wysokich cen surowców oraz uprawnień do emisji CO2 przyczyną tak gwałtownych wzrostów były problemy z bilansowaniem systemu elektroenergetycznego w Polsce na skutek niskiej podaży węgla energetycznego, jak również bardzo wysokich cen w krajach ościennych.

Średnia cena ważona wolumenem obrotu kontraktu BASE_Y-22 notowanego w 2021 r. ukształtowała się na poziomie 384,80 PLN/MWh i była wyższa o 153,12 PLN/MWh (+66,1%) w stosunku do notowań kontraktu BASE_Y-21 na rok przed dostawą. Łączny wolumen obrotu BASE_Y-22 na rok przed dostawą wyniósł 104,4 TWh, a więc o ok. 12 TWh mniej niż wolumen obrotu produktem BASE_Y-21 w analogicznym okresie.

Podobną zmiennością charakteryzował się kontrakt PEAK5_Y-22, którego średnia cena ważona wolumenem obrotu na rok przed dostawą wyniosła 428,45 PLN/MWh i była wyższa o 156,47 PLN/MWh (+57,5%) od średniej ceny kontraktu PEAK5_Y-21 notowanego w 2020 r.

Poniższy rysunek przedstawia notowania kontraktu BASE_Y-22 na rok przed fizyczną dostawą.

W 2021 r. średnia cena ropy naftowej Brent na giełdzie ICE wyniosła 70,94 USD/baryłkę i była o ok. 28 USD/baryłkę wyższa niż w 2020 r. (+64%). Najniższą cenę ropy odnotowano w I kwartale 2021 r., a najwyższą w IV kwartale 2021 r., kiedy średnie ceny kwartalne wyniosły odpowiednio: 61,32 USD/baryłkę i 79,66 USD/baryłkę. Łączny wolumen obrotu ropy naftowej Brent na giełdzie ICE wyniósł w 2021 r. ok. 67 mld baryłek, a rok wcześniej było to ok. 60 mld baryłek (+11,6%).

Ceny ropy osiągnęły najwyższy poziom od sześciu lat. Głównymi czynnikami, które miały wpływ na sytuację popytowo-podażową na rynkach ropy naftowej były wydarzenia o charakterze globalnym, bezpośrednio związane ze skutkami pandemii COVID-19 w 2020 r. Wzrastająca ilość szczepień przeciwko COVID-19, luzowanie ograniczeń związanych z pandemią i odradzająca się gospodarka spowodowały, że globalny popyt na ropę w 2021 r. rósł szybciej niż jej podaż. Cena ropy Brent rozpoczęła 2021 r. od ok. 50 USD/baryłkę i wzrosła do najwyższego poziomu 86 USD/baryłkę pod koniec października 2021 r., po czym spadła w ostatnich tygodniach roku.

Od lutego do grudnia 2021 r. rosnący popyt oraz mniejsza podaż ropy naftowej spowodowały konsekwentne zmniejszanie jej zapasów i innych paliw płynnych na świecie. Największy spadek zapasów miał miejsce w lutym, kiedy to Stany Zjednoczone doświadczyły wyjątkowo niskich temperatur, które doprowadziły do zamrożenia szybów i spadku wydobycia o 1,3 mln baryłek ropy na dobę. Wolniejszy wzrost produkcji ropy naftowej wynikał również z cięć jej wydobycia w krajach OPEC+, które rozpoczęły się pod koniec 2020 r. OPEC+ ogłosiło w grudniu 2020 r., że ograniczy wzrost produkcji ropy począwszy od stycznia 2021 r. o 0,5 mln baryłek dziennie, tak aby wspierać wyższe ceny tego surowca na rynkach.

Średnia cena rocznego kontraktu kontynuacyjnego węgla w portach ARA wyniosła w 2021 r. 99,47 USD/t i była o 42,16 USD/t wyższa w stosunku do średniej ceny tego kontraktu w 2020 r. (+73,6%).

Początek 2021 r. na międzynarodowym rynku węgla stłumił nastroje sporej części jego uczestników. Ceny surowca w terminalach węglowych w Europie obniżyły się gwałtownie na skutek nałożenia większych restrykcji w celu powstrzymania rozprzestrzeniania się pandemii COVID-19.

W I połowie 2021 r., po niemal półtorarocznej stagnacji wywołanej pandemią COVID-19 rynek wszedł w fazę silnego odrabiania strat, czemu towarzyszyło umacnianie się największych światowych gospodarek. W czerwcu 2021 r. wszystkie kluczowe indeksy cen węgla (Australia, RPA, Europa, Rosja) wzrosły do poziomów ponad dwukrotnie wyższych w stosunku do najniższych odnotowanych w 2020 r. Sytuacja ta wynikała z jednej strony ze zwiększonego popytu na energię i surowce w obszarze Azji-Pacyfiku wskutek cieplejszej niż przeciętnie pory letniej, natomiast z drugiej strony w części Atlantyku główną siłą napędową były odbudowujące się gospodarki krajów po pandemii COVID-19 oraz ograniczenia dostaw z Kolumbii i Rosji, co szczególnie przełożyło się na wzrost cen w europejskich portach ARA.

W II połowie 2021 r. międzynarodowy rynek węgla znajdował się w fazie najsilniejszych wzrostów cen od ponad dekady. Wzmocnienie na rynku towarów oraz wzrost cen gazu to kluczowe czynniki wzrostu popytu na węgiel w obszarze rynku europejskiego. Silny popyt na gaz w Azji w miesiącach letnich spowodował wycofanie wolumenów morskich z rynku atlantyckiego, co spowodowało przerwę w uzupełnianiu europejskich magazynów do elektrowni, które rozpoczęły sezon letni z niższymi zapasami niż zwykle. Natomiast sytuacja w obszarze Azji-Pacyfiku w znacznym stopniu zdeterminowana była niewystarczającą podażą surowca australijskiego i dodatkowo zakłóceniami dostaw wywołanymi anomaliami pogodowymi w Indonezji, będącej kluczowym producentem surowca w tym obszarze. W III kwartale 2021 r. sytuacja na międzynarodowym rynku węgla stawała się coraz bardziej napięta. Znacznie ograniczona podaż wszystkich gatunków surowca zarówno w obszarze Europy jak i Azji, nie zaspokajała rosnącego popytu, który rósł nie tylko z powodu wzrostu gospodarczego, ale również z powodu czynników o charakterze sezonowym. Spadek cen nastąpił w październiku 2021 r., jednak listopad był kolejnym miesiącem zmagań z turbulencjami kryzysu energetycznego w Chinach, który oddziaływał na cały międzynarodowy rynek węgla. Największy wpływ na tę sytuację miał obowiązujący od marca 2020 r. nieformalny zakaz importu węgla australijskiego do Chin.

Pod koniec 2021 r. kolejna fala pandemii COVID-19 i obawy szybkiego rozprzestrzeniania się wariantu Omicron, znacząco wpłynęły na nastroje uczestników międzynarodowego rynku węgla. Jednak sytuacja na rynku dostaw fizycznych w Europie w grudniu 2021 r. sprzyjała perspektywom silnego popytu na energię z węgla w tym obszarze. Czynnik korzystnych marż generacji w przypadku produkcji energii z węgla, faworyzowały węgiel w stosunku do gazu.

W 2021 r. na europejskim rynku gazu wystąpiły niespotykane dotąd poziomy cenowe tego surowca. Ceny gazu były wypadkową odbudowywania się popytu na surowce energetyczne oraz napiętej sytuacji podażowej. W Europie za wzrost cen gazu ziemnego odpowiadały przede wszystkim niskie, względem lat poprzednich, poziomy napełnienia magazynów w 2021 r., szybko odbudowujący się popyt po pandemii COVID-19, bardzo wysokie ceny CO2, rosnące ceny węgla (ARA, Australia, RPA, Chiny/Indie, Pacyfik) oraz ropy Brent, a także wzrosty cen gazu ziemnego w Azji (Japan Korea Marker) istotnie wpływające na wycenę kontraktów terminowych w zachodnioeuropejskich hubach gazowych. Do wzrostu cen gazu ziemnego w Europie przyczyniła się także trwająca od kwietnia 2021 r. (z wyłączeniem IV kwartału 2021 r.) tendencja spadkowa w dostawach gazu ziemnego do Europy, jak również czynniki meteorologiczne jak długa zima i chłodna wiosna oraz wysokie temperatury panujące w okresie letnim w Europie. Dodatkowo, na wzrost cen wpłynęły: niższa generacja ze źródeł wiatrowych w okresie letnim w Europie, brak ofert w zakresie rezerwacji dodatkowych przepustowości przesyłu gazu ziemnego z Rosji przez Ukrainę i dalej na Słowację, niższe przepływy na Gazociągu Jamalskim począwszy od października 2021 r. oraz huragan Ida, który nawiedził wybrzeże Zatoki Meksykańskiej w sierpniu 2021 r. zatrzymując pracę instalacji naftowych i gazowych, co przełożyło się na niższą podaż w USA oraz niższy eksport gazu ziemnego z USA do Europy.

Kluczowym wydarzeniem na rynku gazu w 2021 r. było ukończenie drugiej nitki Nord Stream II i spór pomiędzy Rosją, a niektórymi krajami europejskimi i USA o jego uruchomienie.

W 2021 r. średnia ważona wolumenem cena Rynku Dnia Następnego (RDN) gazu na TGE wyniosła 223,72 PLN/MWh i była o 165,91 PLN/MWh wyższa niż w 2020 r. Najniższą cenę kontraktu z dostawą w dniu następnym odnotowano w lutym 2021 r., a najwyższą w grudniu 2021 r., kiedy średnia cena miesięczna ważona wolumenem wyniosła odpowiednio: 95,37 PLN/MWh i 538,48 PLN/MWh. Najwyższą cenę, tj. 828,64 PLN/MWh odnotowano 23 grudnia 2021 r. Na Rynku Dnia Bieżącego (RDB) średnioważona cena gazu była o ok. 182,19 PLN/MWh wyższa niż w 2020 r. i wyniosła 236,71 PLN/MWh. Najniższą cenę kontraktu na rynku RDB odnotowano w lutym 2021 r., a najwyższą w grudniu 2021 r., kiedy średnia ważona wolumenem cena wyniosła odpowiednio: 71,35 PLN/MWh i 844,58 PLN/MWh.

Najniższy sumaryczny wolumen obrotu na rynku terminowym odnotowano w kwietniu 2021 r. na poziomie ponad 5 TWh, a najwyższy we wrześniu 2021 r. na poziomie ok. 23,2 TWh. Średnioważona cena referencyjnego kontraktu rocznego GAS_BASE_Y-22 w 2021 r. wyniosła 169,04 PLN/MWh. Najniższą wartość tego kontraktu odnotowano na początku stycznia 2021 r., a najwyższą w grudniu 2021 r., kiedy wyniosły odpowiednio: 82 PLN/MWh i 671,5 PLN/MWh.

Łączny wolumen obrotu na TGE w 2021 r. wyniósł ponad 182,1 TWh wobec 151,1 TWh w 2020 r. (+20,5%). Największy udział w obrocie gazem w 2021 r. miał rynek terminowy, na którym wygenerowany został wolumen na poziomie ponad 153,5 TWh. Na rynku SPOT łączny obrót kontraktami na dzień następny wyniósł ok. 21,8 TWh (+9,5% r/r). Wzrost miał miejsce również na RDB gazu, na którym obrót wyniósł ponad 6,7 TWh wobec ok. 5,8 TWh w 2020 r. (+15,2% r/r).

Według danych stowarzyszenia Gas Infrastructure Europe na dzień 31 grudnia 2021 r. polskie magazyny o całkowitej pojemności ok. 3,2 mld m3 były wypełnione w 84,4%, a rok wcześniej w 74,3 (wzrost o 10,1 p.p.). W Europie poziom ten wyniósł na dzień 31 grudnia 2021 r. 55,9%, a rok wcześniej 74,1% (spadek o 18,2 p.p.).

Poniższy rysunek przedstawia średnie miesięczne ceny gazu na rynku SPOT oraz notowania kontraktu BASE _Y-22 na rok przed fizyczną dostawą na TGE.

Uprawnienia do emisji CO2

W 2021 r. ceny rozliczeniowe uprawnień do emisji CO2 dla referencyjnego kontraktu z dostawą w grudniu (EUA-DEC) kształtowały się w zakresie od 31,84 EUR/Mg do 89,41 EUR/Mg. Średnia cena rozliczeniowa w 2021 r. wyniosła 53,67 EUR/Mg i była o 28,89 EUR/Mg wyższa (+117%) w stosunku do 2020 r. Silny trend wzrostowy trwał przez cały 2021 r., dlatego najniższe ceny w przedziale ok. 33-35 EUR/Mg odnotowano w styczniu 2021 r., natomiast najwyższe ceny w przedziale ok. 74-89 EUR/Mg odnotowano w grudniu 2021 r.

Tak silny wzrost cen CO2 był powodem nałożenia się na siebie kilku istotnych czynników. W styczniu 2021 r. nastąpiło niemal całkowite ograniczenie podaży uprawnień na rynku pierwotnym w postaci aukcji uprawnień. Dodatkowym czynnikiem stymulującym wzrost cen była zmiana faz systemu EU ETS z III na IV – darmowe alokacje uprawnień dla IV fazy, zgodnie z dyrektywą EU ETS nie mogły posłużyć do umorzenia obowiązku powstałego w fazie III, co mocno ograniczyło możliwości zakupu jednostek na rynku wtórnym.

Istotnym czynnikiem powodującym wzrost popytu na uprawnienia na początku 2021 r. były także warunki pogodowe. Chłodny styczeń i luty oraz mniejsza ilość energii ze źródeł odnawialnych dodatkowo stymulowały silny trend wzrostowy na rynku EU ETS. Sygnały wskazujące na silny popyt przejawiały się również w dużym zainteresowaniu uczestników rynku aukcjami uprawnień oraz wzrostem aktywności funduszy hedgingowych.

Trwająca na giełdach hossa stymulowana pakietami finansowymi gospodarek w celu ich odbudowy w związku z pandemią COVID-19 skutkowała ponadprzeciętnymi wzrostami indeksów giełdowych – kontrakty terminowe na jednostki EUA w całym pierwszym kwartale 2021 r. niezwykle silnie reagowały na wydarzenia mające miejsce na rynkach finansowych. Psychologiczna bariera cenowa w postaci 50 EUR/Mg została osiągnięta w trakcie sesji w dniu 4 maja 2021 r.

Oprócz uwarunkowań o krótkoterminowym charakterze, na wzrost cen uprawnień do emisji CO2 wpłynęła również publikacja pakietu regulacyjnego przyjętego przez Komisję Europejską pod nazwą Fit for 55, mającego ukierunkować UE na osiągnięcie dwóch celów: redukcji emisji o minimum 55% do 2030 r. w stosunku do 1990 r. oraz osiągnięcia pełnej neutralności klimatycznej państw członkowskich do 2050 r. System EU ETS ma być wiodącym narzędziem wspierającym realizację tego celu. W związku z powyższym, planowane jest stopniowe wzmocnienie oraz rozszerzenie systemu EU ETS na kolejne sektory takie jak transport morski, transport drogowy oraz w późniejszym terminie ogrzewanie indywidualne.

Zaproponowano zwiększenie współczynnika liniowej redukcji uprawnień (LRF) z obecnych 2,2% do 4,2% oraz wprowadzenie podatku granicznego od CO2 (CBAM), dzięki czemu możliwa będzie redukcja bezpłatnych przydziałów uprawnień w sektorach objętych podatkiem granicznym od CO2. Szybszą redukcję nadpodaży na rynku EU ETS ma zapewnić korekta działania mechanizmu Rezerwy Stabilizacji Rynkowej (MSR) i pozostawienie możliwości wycofywania (przenoszenia do rezerwy) aż 24% całkowitej liczby uprawnień w obiegu.

Zmianę fundamentalnych elementów systemu EU ETS rynek dyskontował wzrostem cen. Fundusze inwestycyjne, które mają dostęp do rynku bardzo szybko odnotowały zmianę fundamentów rynkowych systemu. Na sesji w dniu 30 sierpnia 2021 r. cena przekroczyła poziom 60 EUR/Mg. Galopujący kryzys cenowy surowców energetycznych wspierał notowania CO2 również we wrześniu 2021 r. Cena uprawnień do emisji CO2 utworzyła kolejne historyczne maksimum 27 września 2021 r. na poziomie 65,77 EUR/Mg.

Wzrost cen surowców, a głównie paliwa gazowego przyśpieszył jeszcze bardziej w IV kwartale 2021 r. Połączenie niskiej generacji ze źródeł OZE i wysokich cen paliwa gazowego determinowało kontraktacje energii wytwarzanej w oparciu o paliwa emitujące więcej dwutlenku węgla: węgiel kamienny i brunatny. Analitycy zgodnie twierdzą, że prócz zaostrzenia polityki klimatycznej i proponowanych fundamentalnych zmian systemu EU ETS, kluczowym czynnikiem wzrostu cen CO2 do poziomów bliskich 90 EUR/Mg pod koniec 2021 r. były głównie galopujące ceny gazu. Opisane powyżej czynniki wspierały silny trend wzrostowy cen uprawnień do emisji CO2 – jego zmianę może wywołać jedynie załamanie na rynkach finansowych bądź złagodzenie niektórych elementów pakietu Fit for 55.

Poniższy rysunek przedstawia wpływ działań politycznych i otoczenia na notowania produktu EUA SPOT w 2021 r.

grafika 17

Prawa Majątkowe

2021 r. dla rynku odnawialnych źródeł energii charakteryzował się dużą zmiennością cen zielonych certyfikatów, szczególnie w drugiej połowie 2021 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 z odnawialnych źródeł energii w 2022 r.

Minimalny poziom cen wystąpił w I kwartale 2021 r. i wyniósł 141,87 PLN/MWh, natomiast największe wzrosty odnotowano na początku III kwartału, dla którego maksimum osiągnęło cenę 300,42 PLN/MWh (wzrost o 112%).

Rynek w IV kwartale 2021 r. cechował się bardzo dużą zmiennością. Ceny zielonych certyfikatów oscylowały w przedziale od 206,75 PLN/MWh do wspomnianego poziomu maksymalnego 300,42 PLN/MWh. Średnioważona cena zielonych certyfikatów w 2021 r. wyniosła 191,89 PLN/MWh (wzrost o ponad 38,8% wobec 2020 r.) i była wyższa od obowiązującej opłaty zastępczej o ok. 11,1%. Wartość opłaty zastępczej w 2021 r. wynosiła 172,76 PLN/MWh, przy obowiązku przedstawienia certyfikatów PMOZE_A do umorzenia na poziomie 19,5%. Wolumen obrotu w tym okresie wyniósł 8 277 GWh i był niższy o ponad 14,3% w stosunku do 2020 r. Bilans rejestru PMOZE_Ana koniec grudnia 2021 r. osiągnął nadwyżkę w wysokości 24,5 TWh. Przy uwzględnieniu certyfikatów zablokowanych do umorzenia bilans ten był niższy o ponad 9,3 TWh i ukształtował się na poziomie 15,2 TWh (spadek o 39,5% r/r).

Ceny certyfikatów potwierdzających wytworzenie energii z biogazu rolniczego PMOZE_BIO (błękitne certyfikaty), dla których wymiar obowiązku w 2021 r. wynosił 0,5%, plasowały się niezmiennie w okolicach opłaty zastępczej, która wynosiła 300,03 PLN/MWh. Ceny indeksu TGEozebio oscylowały w przedziale od 300,03 PLN/MWh do 306,50 PLN/MWh. Ostatecznie, średnia ważona wartość indeksu na koniec 2021 r. ukształtowała się na poziomie 301,49 PLN/MWh i była nieznacznie wyższa (o prawie 0,5%) od obowiązującej opłaty zastępczej oraz od średnioważonej ceny z 2020 r. (o ponad 0,4%). Łączny wolumen obrotu wyniósł 377,5 GWh (spadek o prawie 23,1% r/r), a bilans rejestru PMOZE_BIO na koniec 2021 r. osiągnął poziom 346,1 GWh. Przy uwzględnieniu certyfikatów zablokowanych do umorzenia bilans ten zmniejszył się do wartości 292,0 GWh.

Ceny indeksu TGEef (białe certyfikaty, tzw. „przetargowe” świadectwa efektywności energetycznej, instrument PMEF) notowały się jedynie w pierwszej połowie 2021 r. i oscylowały między minimalnym poziomem 1 825,01 PLN/toe uzyskanym na ostatniej sesji w czerwcu, a maksymalną ceną uzyskaną pod koniec maja na poziomie 2 100,00 PLN/toe. Średnioważona cena dla omawianego kontraktu za pierwsze półrocze 2021 r. wyniosła 1 914,28 PLN/toe i była wyższa o prawie 4,0% w stosunku do 2020 r. Średnio notowania plasowały się o prawie 5,0% powyżej opłaty zastępczej, która w 2021 r. dla białych certyfikatów wyniosła 1 823,26 PLN/toe. Przeciwnie do wzrostu cen zachował się wolumen obrotu, który spadł o 72,5% w stosunku do 2020 r. W 2021 r. wyniósł on 16 225 toe (w 2020 r.: 59 001 toe).

Podobne zachowanie oraz zakresy cenowe można było dostrzec dla kontraktu PMEF-2020, który także notował się w pierwszej połowie 2021 r. i utrzymywał się w tendencji bocznej. Zakres cenowy zawierał się od 1 890,00 do 1 950 PLN/toe, a średnioważona cena wyniosła 1 919,25 PLN/toe.

Nieco inne zachowanie na rynku można było dostrzec dla rejestru PMEF_F jak i PMEF-2021, które były notowane przez cały 2021 r. Ogólny wydźwięk notowań białych certyfikatów był wzrostowy, w szczególności w drugiej połowie 2021 r.

Średnioważona cena kontraktu PMEF_F dla 2021 r. była wyższa o prawie 30,2% w stosunku do cen w analogicznym okresie 2020 r. i uplasowała się ona na poziomie 2 375,08 PLN/toe. Średnioważona cena dla PMEF-2021 ukształtowała się na poziomie 2 247,86 PLN/toe (kontrakt notowany dopiero w 2021 r.).

Poniższe rysunki przedstawiają indeksy praw majątkowych, tzw. zielonych i błękitnych certyfikatów.

Indeksy praw majątkowych

Wyniki wyszukiwania