Sytuacja na rynku

Sytuacja na rynku energii elektrycznej

Produkcja energii elektrycznej

Zgodnie z danymi publikowanymi przez Polskie Sieci Energetyczne krajowa produkcja energii elektrycznej w 2016 r. wyniosła 162.626 GWh.

Struktura produkcji energii elektrycznej w krajowych elektrowniach [GWh]

Rodzaje elektrowni

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Zawodowe na węglu kamiennym

92 111

93 133

86 550

84 274

89 212

90 811

84 492

84 566

80 284

81 883

81 348

Zawodowe na węglu brunatnym

53 518

51 142

53 798

50 797

49 459

53 623

55 592

56 959

54 212

53 564

51 204

Przemysłowe

8 280

8 216

8 045

8 204

8 923

9 000

8 991

9 171

9 020

9 757

10 130

Gazowe

4 046

3 908

3 988

4 052

4 166

4 355

4 485

3 149

3 274

4 193

5 776

Zawodowe wodne

2 822

2 682

2 516

2 751

3 268

2 529

2 264

2 762

2 520

2 261

2 399

Wiatrowe

69

436

672

821

1 300

2 798

3 954

5 823

7 184

10 041

11 623

Inne odnawialne

1

10

8

14

11

35

71

72

73

73

146

Źródło: http://www.pse.pl/index.php?modul=8&y=2016&m=12&id_rap=212

Krajowe zużycie energii

Zgodnie z danymi publikowanymi przez Polskie Sieci Energetyczne krajowe zużycie energii elektrycznej w 2016 r. ukształtowało się na poziomie wyższym o 1,97% niż w 2015 r.

Wymiana międzysystemowa

W 2016 r. bilans wymiany międzysystemowej osiągnął wartość ujemną, co wynikało z nadwyżki energii pobranej z zagranicy ponad energię oddaną w wysokości 1.990 GWh. Dla porównania w 2015 r. saldo międzysystemowej wymiany energii elektrycznej wyniosło +334 GWh.

Ceny rynkowe węgla

  • Od maja 2016 r. obserwowano stały wzrost cen węgla na światowych rynkach. Dla producentów węgla kamiennego rozpoczął się okres hossy, gdzie transakcje były po cenie nawet ponad 100 USD/t.
  • W 2016 r. indeksy cen węgla energetycznego w portach ARA generalnie wykazywały tendencję wzrostową. Amplituda wzrostu między najniższą wartością miesięczną, a najwyższą wynosiła przeszło 100%. Średnioroczny indeks za 2016 r. wyniósł 60 USD/t. Znaczący wpływ na taki rozwój sytuacji na rynkach światowych miały przede wszystkim Chiny – jako największy eksporter tego surowca na świecie i jednocześnie jego największy konsument.
  • Wzrostowo kształtowały się także ceny w portach Richards Bay notując w IV kwartale 2016 r. wzrosty rzędu 66,4% r/r, z najwyższą średniomiesięczną cena transakcyjną w listopadzie 2016 r. na poziomie 103,44 USD/t.
  • Wskaźnikowe ceny australijskiego węgla energetycznego w I połowie IV kwartału 2016 r. wzrosły do prawie 5-letnich maksimów. Benchmark spot FOB Newcastle osiągnął wartości niewidziane od I kwartału 2012 r., notując nawet 110 USD za tonę w listopadzie – przy średniej za ten miesiąc 102 USD/t.
  • Znaczne ożywienie na amerykańskim rynku węgla i wzrosty rzędu 72% r/r w IV kwartale 2016 r. wykazał reprezentatywny  benchmark cenowy surowca w Nowym Orleanie.
  • Główne czynniki powodujące wzrost cen węgla w 2016 r. to decyzje polityczne w Chinach, gdzie w 2016 r. ograniczono zdolności produkcyjne kopalń o kolejne 100 mln ton, strukturalne problemy indonezyjskich producentów oraz czasowe przerwy w dostawach z Australii i Indonezji wskutek intensywnych opadów deszczu.

Mimo panującej zimy oraz dynamicznych wzrostów na globalnych rynkach spot, indeks polskiego węgla PSCMI1 w IV kwartale 2016 r. spadł do poziomu 46,85 USD/t, tj. -17,34% r/r. Wartość indeksu wskazuje na dwa zasadnicze cechy krajowego rynku węgla:

  • niski wpływ sytuacji na spotowych rynkach węgla na polski rynek zdominowany przez kontrakty długoterminowe i nikłą zawartość w tych kontraktach elementów elastycznych
  • krajowi wytwórcy energii i ciepła, w sytuacji wysokich wzrostów na rynkach spotowych, poszukują węgla o jakości odbiegającej „w dół” od parametrów wzorcowych, lecz za to tańszego, który można wykorzystać do mieszanek i tym samym obniżenia kosztu paliwa

Ceny hurtowe energii elektrycznej

Średnia cena na rynku SPOT 2016 r. była wyższa o 1,4% w porównaniu do analogicznego okresu 2015 r. Przyczyniły się do tego wyższe ceny w styczniu i kwietniu, ale przede wszystkim w czerwcu i grudniu 2016 r., na które wpływ miały następujące czynniki:

  • brak mocy w systemie KSE
  • niska generacja wiatrowa
  • problemy hydrologiczne
  • wzrost zapotrzebowania na energię

Średnie ceny na rynku SPOT (TGE Rynek Dnia Następnego)

Okres

Średnia cena [zł/MWh]

Zmiana [%]

2015

156,95

-

2016

159,2

1,4%

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych z TGE

Na rynku terminowym obserwowaliśmy spadki cen energii elektrycznej. W trakcie 2016 r. cena najbardziej istotnego produktu BASE Y-17 spadła z poziomu 165,00 zł/MWh na początku stycznia do 162,00 zł/MWh na koniec grudnia.

Ceny na rynku terminowym

Produkt

Cena na koniec notowań [zł/MWh]

Zmiana r/r [%]

Średnia cena z okresu notowań [zł/MWh]

Zmiana r/r [%]

BASE Y-14

151

-

160,27

-

BASE Y-15

177

17,2%

168,13

4,9%

BASE Y-16

167,5

 5,4%

166,49

1,0%

BASE Y-17

162

 3,3%

159,31

4,3%

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych z TGE i TFS. 

Na rynku terminowym TGE obserwuje się bardzo niską płynność - gdy porówna się obroty w okresie 2015 r. i 2016 r., wówczas spadek wolumenu obrotu, np. dla produktu typu BASE_Y, wynosi ok. 50%. Główną przyczyną takiego stanu rzeczy może być wygaszenie tzw. 100% obliga giełdowego związanego z kontraktami KDT.  

 

W 2016 r. na rynku terminowym energii elektrycznej obserwowaliśmy powolny wzrost cen. Był on powiązany m. in. z dużą zmiennością cen uprawnień do emisji CO2 (rozpiętość pomiędzy max a min - 4,18 EUR/t). Duże znaczenie dla kształtowania się sytuacji na rynku miał również znacząco zmniejszony, 
w porównaniu do wolumenu obrotu produktem BASE Y-16 w analogicznym okresie roku poprzedniego, wolumen obrotu produktem BASE Y-17 na TGE.

Czynnikami niepewności pozostają:

  • kwestia wyjścia Wielkiej Brytanii z Unii Europejskiej, co może przełożyć się na ewentualne zmiany we Wspólnotowym Systemie Handlu Uprawnieniami do Emisji i kształtowania się cen uprawnień do emisji CO2 (EUA) w dłuższej perspektywie
  • kierunek zmian w systemie i wprowadzenie nowych rozwiązań (m.in. rynku mocy) w zakresie zapewniania odpowiednich poziomów mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym

Stąd też nie można wykluczyć ewentualnych wzrostów cen o umiarkowanej sile.

 

W 2016 r. zawierano również transakcje na produkt BASE Y-18, jednak z uwagi na odległy horyzont dostawy wolumen obrotu był zdecydowanie niższy niż w przypadku BASE Y-17. 

Obowiązki w zakresie uzyskiwania świadectw pochodzenia energii

Zgodnie z obowiązującymi przepisami przedsiębiorstwa energetyczne sprzedające energię elektryczną odbiorcom końcowym w 2016 r. zobligowane były do uzyskania i umorzenia następujących rodzajów świadectw pochodzenia:

  • dla energii wytworzonej w odnawialnych źródłach, tzw. świadectwa „zielone” – obowiązek na poziomie 15,0% sprzedaży odbiorcom końcowym zrealizowanej w I połowie roku oraz 14,35% w II połowie roku
  • dla energii wytworzonej z biogazu rolniczego, nowe świadectwa ustanowione nowelizacją Ustawy 
  • o odnawialnych źródłach energii z dnia 20 lutego 2015 r. – obowiązek na poziomie 0,65% sprzedaży odbiorcom końcowym zrealizowanej w II połowie roku
  • dla energii wytworzonej w kogeneracji opalanej metanem tzw. świadectwa „fioletowe” – obowiązek na poziomie 1,5% sprzedaży odbiorcom końcowym
  • dla energii wytworzonej w jednostkach kogeneracyjnych gazowych lub o łącznej mocy zainstalowanej do 1 MW, tzw. świadectwa „żółte” – obowiązek na poziomie 6,0%
  • dla energii wytworzonej w pozostałych źródłach kogeneracyjnych, tzw. świadectwa „czerwone” – obowiązek na poziomie 23,2%
  • świadectw efektywności energetycznej, tzw. świadectw „białych” – obowiązek na poziomie 1,5%

W tabeli nr 3 przedstawiona została struktura cenowa kontraktacji na rynku sesyjnym TGE na poszczególne prawa majątkowe w 2016 r. W analizie pominięto PM „zielone” PMOZE ze względu na brak obrotu i całkowite zastąpienie ich przez PMOZE_A.

Ceny na rynku świadectw pochodzenia (rynek sesyjny TGE)

 Średnia cena w 2016 r.

Zmiana do IVQ 2015

Cena maksymalna

Cena minimalna

 

%

PLN/MWh

PLN/MWh

PLN/MWh

OZEX_A (PM „zielone”)

73,63

-37,40%

-44,07

118,98

31,13

OZEX_BIO (PM „błękitne”)

295,52

-

-

301,5

271

KGMX (PM „żółte”)

2015

118,85

0,90%

1,09

122

118

2016

121,13

-

-

123,2

114

KECX (PM „czerwone”)

2015

10,77

0,30%

0,03

11

9,2

2016

10,68

-

-

10,76

10

KMETX (PM „fioletowe”)

2015

62,24

0,40%

0,23

63

61,8

2016

61,73

-

-

62,7

61

EFX (PM „białe”) 1)

977,35

1,50%

14,4

1 230,00

930

1) Wartości podane w jednostce zł/toe

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych z TGE.

Limity uprawnień do emisji dwutlenku węgla i ich ceny rynkowe

W 2016 r. na ceny uprawnień do emisji CO2 (EUA), oprócz czynników fundamentalnych, wpływały
m.in. sytuacja makroekonomiczna na świecie, wydawanie darmowych uprawnień dla przemysłu oraz postęp prac w zakresie reformy systemu EU ETS. Istotny wpływ na poziom cen miały również wydarzenia z grudnia 2015 r. tj. konferencja klimatyczna COP21 oraz złożona przez Polskę skarga dotycząca zmiany terminu startu MSR (mechanizm sterowania podażą uprawnień do emisji, którego wprowadzenie ma na celu likwidację nadwyżki, do którego m.in. trafią jednostki wycofane z rynku w ramach backloadingu). Polski rząd wyraził zgodę na złożenie skargi o stwierdzenie nieważności decyzji ustanawiającej funkcjonowanie MSR przed 2021 r. powołując się na naruszenie m.in. zasad: lojalnej współpracy, pewności prawa, ochrony uzasadnionych oczekiwań i proporcjonalności.

Unia Europejska ratyfikowała porozumienie klimatyczne przyjęte podczas COP21 w Paryżu i tym sposobem zrealizowane zostało kryterium uruchamiające wejście
w życie jego założeń (ratyfikowanie porozumienia przez co najmniej 55 krajów generujących co najmniej 55% emisji na świecie). Dla wielu zwolenników zaostrzania polityki klimatycznej przyjęte zobowiązania są niewystarczające, głównie przez niewielkie zaangażowanie największych emitentów (USA, Chiny, Indie) i w efekcie nie przełożą się na rzeczywiste ograniczenie emisji w najbliższych latach.

Druga, gwałtowana przecena uprawnień do emisji CO2 mająca miejsce w czerwcu była efektem referendum w Wielkiej Brytanii, w wyniku którego większość obywateli opowiedziała się za Brexitem. Choć kraj zapowiedział pozostanie w systemie EU ETS, a także, ustalając budżet dla działań ograniczających emisje na lata 2028-2032, potwierdził kontynuację polityki klimatycznej, ceny uprawnień istotnie straciły na wartości. 

Zmiana cen EUA i CER

Produkt

Cena [EUR/t]

Zmiana %

Początek stycznia 2016 r.

Koniec grudnia 2016 r.

EUA Spot

8,04

5,64

29,90%

CER Spot

0,49

0,27

44,90%

EUA Dec-16

8,11

5,09

37,20%

CER Dec-16

0,47

0,32

31,90%

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych ICE.

Zgodnie z najbardziej aktualnymi danymi publikowanymi przez Komisję Europejską wydanych zostało ponad 97% darmowych uprawnień dla przemysłu (pozostało jeszcze ok. 22 mln uprawnień głównie dla Hiszpanii, Włoch i Wielkiej Brytanii). Uprawnienia wydawane były z opóźnieniem. Włochy dopiero w marcu wydały uprawnienia za 2015 r.

Według publikacji Komisji Europejskiej z 19 maja 2016 r. nadwyżka EUA w systemie wyniosła 1,78 mld po realizacji obowiązku za 2015 r. (spadek o 0,3 mld). Emisyjność w Unii spadła o 0,4%. Roczne minimum osiągnięte przez najpłynniejszy z produktów terminowych (Dec-16) ustalono na poziomie 3,93 EUR/t.

Rozpoczęty na początku września trend wzrostowy jest efektem porozumienia pomiędzy komisjami środowiska (ENVI) i przemysłu (ITRE) w zakresie zmian w systemie EU ETS po 2020 r. Najważniejsze zmiany to wycofywanie uprawnień dla utraconych mocy wytwórczych czy anulowanie pewnej puli uprawnień wycofanych z rynku do MSR. 15 lutego 2017 r. odbyło się głosowanie Parlamentu Europejskiego, podczas którego przyjęto pakiet poprawek dyrektywy EU ETS uwzględniając m.in. wycofywanie z rynku 24% a nie 12% uprawnień przez co najmniej 4 lata funkcjonowania MSR, umorzenie 800 mln uprawnień wycofanych z rynku w ramach backloadingu, zwiększenie liniowego współczynnika redukcji do 2,2% (z 1,74%).