Spis treści
Przez niemal cały 2023 rok ceny energii elektrycznej spadały zarówno na rynku spot, jak i w kontraktach długoterminowych. Na początku 2024 roku spadki jednak wyhamowały i od wielu miesięcy ceny na Towarowej Giełdzie Energii poruszają się w trendzie bocznym. Po zmianach na Rynku Bilansującym, jakie weszły w połowie roku, wyraźnie wzrosła jednak ich zmienność.
W dodatku rośnie odzwierciedlona w kontraktach terminowych wycena energii na kolejne trzy lata – co odróżnia Polskę od rynków Europy Zachodniej. Kontrakt na 2025 rok wyceniany były w pierwszym tygodniu października na rynkach nordyckich średnio po 40 euro/Mwh, w Hiszpanii po 68 euro, we Francji po 71, Niemczech 86, Czechach 90, Węgrzech 98, a w Polsce po niemal 100 euro. Drożej jest już w niewielu krajach UE – np. po 111 euro we Włoszech.
Może wynikać to z obaw polskiego rynku o spadające moce dyspozycyjne (likwidację starych bloków węglowych), których nie skompensuje rozwój magazynów energii, czy ciągle utrzymujące się na wysokich poziomach koszty CO2 (nawet pomimo chwilowej korekty), jak również wysokie ceny gazu ziemnego w Polsce i w Europie (mimo wysokiej podaży surowca). Dodatkowym czynnikiem ryzyka dla niektórych odbiorców jest wzrost cen gwarancji pochodzenia energii z OZE na polskim rynku.
To może zachęcać odbiorców do powrotu do kontraktowania przynajmniej części wolumenu energii na rynku długoterminowym.
Odbiorcy wrócą do kontraktów długoterminowych?
– Z uwagi na niezwykle zmienne otoczenie rynkowe w nieodległej przyszłości, można się spodziewać, że w najbliższym czasie klienci biznesowi będą chcieli zabezpieczyć dostawy energii, korzystając ze stabilności rynku – mówi Ireneusz Sawicki, Prezes Zarządu Polenergia Sprzedaż. – Czarne łabędzie, które w ostatnich latach momentalnie wpłynęły na globalną sytuację gospodarczą, pandemia i wojna w Ukrainie, przypomniały, jak szybko zdestabilizować może się rynek energii.
Rośnie też popyt na zieloną energię i gwarancje pochodzenia. Dla wielu firm troska o środowisko to jeden z kluczowych aspektów wizerunku, ale coś, co do niedawna było wewnętrzną decyzją korporacji, staje się koniecznością. Wprowadzony przez Unię Europejską obowiązek raportowania ESG obejmuje obecnie spółki giełdowe i duże podmioty zatrudniające powyżej 500 pracowników, ale już niedługo dołączą do nich małe i średnie przedsiębiorstwa. Więcej podmiotów będzie szukać sposobów na „zazielenienie się”. Według ekspertów z firmy doradczej Enerace ryzyko polega nie na tym, że gwarancji zabraknie, ale że ich ceny wzrosną lub będą się mocno wahać.
Ceny gwarancji pochodzenia rosną w Polsce, spadają na Zachodzie
− Aktualnie podaż gwarancji pochodzenia w Polsce jest nadal niewielka. Zainteresowanie jednak rośnie. Nasi klienci przychodzą do nas z konkretnymi wymaganiami, jakie w kontekście zielonej energii muszą spełnić, aby mogli wziąć udział w przetargu czy też dalej obsługiwać swoich klientów − mówi Bartosz Palusiński z Enerace. – Możemy spodziewać się sporej dynamiki w kształtowaniu cen za gwarancje, szczególnie jeżeli nie przystąpimy do AIB – dodaje.
AIB, czyli Association of Issuing Bodies, to międzynarodowe stowarzyszeni zajmujące się handlem europejskimi gwarancjami pochodzenia. Polska nie przystąpiła do AIB, pozostając tym samym – razem z Bułgarią i Rumunią – w mniejszości europejskich państw. Przystąpienie Polski do AIB zwiększyłoby transparentność cenową i dostępność gwarancji pochodzenia dla odbiorców Polsce, a ceny gwarancji zrównałyby się z tymi notowanymi w państwach należącymi do stowarzyszenia. Do niedawna oznaczałoby to wzrost cen naszych gwarancji, ale po spadkach na giełdzie EEX, polskie gwarancje, których ceny ostatnio rosną, mogłyby spaść.
− Nie przystępując do AIB, będziemy bardziej podatni na zmienność cen wynikającą z lokalnych regulacji (pamiętamy ustawę z 2023, która między innymi spowodowała olbrzymi popyt na gwarancje i wywindowanie ich cen powyżej 30 zł/MWh) i kwestii, jak szybko podaż nadąży za niewątpliwym wzrostem popytu – wyjaśnia Palusiński.
Jak szybko rozwiną się OZE i magazyny?
Teoretycznie szybki wzrost udziału OZE mógłby obniżać zarówno ceny gwarancji pochodzenia, jak i średnią cen giełdowych energii elektrycznej, przyczyniając się do spadków całkowitych kosztów energii dla odbiorców końcowych. Zwłaszcza, gdyby towarzyszył im dynamiczny wzrost zdolności magazynowania energii, który pozwoliłby na „ścinanie” cen w wieczornych szczytach zapotrzebowania. Jednak w tym przypadku niepewnością jest tempo rozwoju wszystkich tych technologii.
Według projektu Krajowego Planu na rzecz energii i klimatu (KPEiK) do 2030 r. udział OZE w finalnym zużyciu energii brutto został wynieść 33,6 proc. A wraz ze wzrostem produkcji w OZE będzie w sieci coraz mniej prądu z węgla. Z podanych przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska informacji wynika, że w 2030 r. elektrownie na węgiel kamienny wyprodukują 32 TWh, a na brunatny ok. 11,5 TWh. Dla porównania – w 2023 r. z węgla kamiennego wyprodukowaliśmy prawie 66 TWh, a z brunatnego 34 TWh.
Elektrownie węglowe muszą ustąpić miejsca odnawialnym źródłom energii, jednak branża OZE wciąż narzeka na problemy z przyłączaniem nowych mocy. Jednocześnie rośnie – szczególnie dotkliwe dla fotowoltaiki – zjawisko nierynkowego redysponowania mocy. Infrastruktura energetyczna w Polsce została zaprojektowana z myślą o sterowalnych i scentralizowanych elektrowniach węglowych, co daje o sobie znać dobie przyspieszonego przechodzenia na zieloną energię.
PSE „obcina” odnawialne źródła energii z powodów bilansowych. O ile w samej sieci energia z OZE by się zmieściła, to system musi się dostosować do pracy najważniejszych źródeł – czyli mało elastycznych elektrowni węglowych, które wolno się „rozpędzają”. Gdyby PSE pozwoliło na pełną produkcję z PV, to większość elektrowni węglowych trzeba by wyłączyć całkowicie. Po zachodzie słońca nie zdążyłyby się „podnieść” bo uruchomienie bloku węglowego zajmuje kilka godzin.
Na liberalizację przepisów wciąż czeka branża wiatrowa. Opublikowany pod koniec września projekt ustawy znosi zasadę 10 H, która na lata zatrzymała rozwój wiatraków w Polsce. Nowa wzajemna i minimalna odległość między elektrowniami wiatrowymi a zabudową mieszkaniową ma wynosić 500 m, co pozwoli uwolnić pod inwestycje 32 500 km2., a więc zwiększyć dopuszczalny do budowy wiatraków obszar aż o 44 proc.
Brak koordynacji w transformacji energetycznej może oznaczać lukę inwestycyjną, a zapotrzebowanie na energię rośnie – w sierpniu 2024 było wyższe o 2,3 % rdr.
Starzejące się bloki węglowe to rosnące ryzyko dla systemu
Do wskazanych ryzyk związanych z tempem pokrywania rosnącego popytu odbiorców przez elektrownie odnawialne, gazowe i magazyny, dochodzi także niepewność związana z pracą bloków węglowych, które są wciąż niezbędne do zbilansowania systemu, podczas gdy wraz z godzinami pracy, wiekiem i ilością wyłączeń oraz zaniżeń, ich awaryjność się zwiększa.
„Z roku na rok rośnie niedyspozycyjność jednostek konwencjonalnych. Poziom rezerw mocy pozostaje niski (w ubiegłym roku wyniósł minimalnie 1,4 GW, czyli nie poprawił się względem 2022 r.). Spada udział mocy dyspozycyjnych, elastyczność źródeł nie rośnie, dlatego bezpieczeństwo krajowego systemu elektroenergetycznego nie ulega poprawie” – czytamy w raporcie Forum Energii „Transformacja energetyczna w Polsce”.
To ryzyka, które odbiorcy energii muszą wziąć pod uwagę planując strategie zakupów energii elektrycznej na 2025 roku i kolejne lata.
