Zaprezentowane w niniejszym raporcie analizy przeszłe oraz perspektywy na przyszłość mają charakter ekspercki i naukowy, i są dostarczane na zasadzie „takie jakie są”.
Analizy historyczne oparte są o okres 24 kolejnych miesięcy, gdzie ostatni miesiąc historyczny to lipiec 2024 roku. Perspektywy na przyszłość dotyczą sytuacji na rynku hurtowym EE w miesiącu sierpniu 2024 roku.
Przedstawione perspektywy na przyszłość są wizją kilku z bardzo wielu możliwych stanów przyszłej rzeczywistości. Z tego względu, perspektywy na przyszłość są prezentowane bez żadnej gwarancji (wprost lub dorozumianej) co do ich pewności i materializacji oraz przydatności komercyjnej lub inwestycyjnej.
W szczególności, perspektywy na przyszłość nie stanowią i nie powinny być odczytywane jako forma doradztwa inwestycyjnego.
Autorzy niniejszego opracowania nie mogą odpowiadać za ewentualne decyzje podjęte w oparciu o prezentowane analizy przeszłe oraz perspektywy na przyszłość, niezależnie od tego, czy okazały się trafne czy nie.
W dniu 14 czerwca 2024 roku weszła w życie reforma Rynku Bilansującego w Polsce, czego głównym efektem jest powstanie rynków rezerw mocy bilansujących (na potrzeby kontroli częstotliwości).
Jednocześnie, na skutek reformy dokonane zostały zasadnicze zmiany w zakresie publikacji danych przez PSE, co w krótkim terminie może przekładać się na rozbieżności oraz błędy w zakresie niektórych danych oraz trudniejszy dostęp do niektórych danych.
1. Analiza historyczna: ceny hurtowe energii elektrycznej w Polsce w kontekście czynników fundamentalnych
1.1. Miesięczne ceny rynku spot oraz rynku terminowego
W lipcu 2024 roku średnie miesięczne ceny hurtowe spot na dzień następny (RCE[1]) były o ok. 6 PLN/MWh wyższe niż w miesiącu poprzednim. Wzrost ten był nieznaczny i wynikał ze splotu i zrównoważenia czynników na wzrost cen (wzrost udziału generacji z paliw gazowych oraz z węgla brunatnego, spadek generacji z PV) oraz na spadek cen (spadek zapotrzebowania, spadek cen paliw i CO2)
Ceny terminowe na rok następny (BASE_Y+1[2]) spadły o ok. 16 PLN/MWh, co wynika ze spadku cen terminowych gazu oraz spadku cen uprawnień do emisji CO2.
Średnie miesięczne ceny na obydwóch rynkach prezentuje (Rys. 1).
Rys. 1 Średnie miesięczne ceny hurtowe energii elektrycznej na rynku spot (RCE) oraz terminowym (BASE_Y+1) w Polsce [PLN/MWh]
Źródło: dane PSE i TGE
W lipcu 2024 rynek spot był droższy niż jego wycena przez rynek terminowy w miesiącu bezpośrednio poprzedzającym (kontrakt BASE_M). Wycena najbliższych miesięcy przez rynek terminowy wskazuje na stabilizację cen (Rys. 2).
Rys. 2 Rynek spot i jego uprzednia wycena przez rynek terminowy oraz krzywa forward na kolejne miesiące [PLN/MWh]
BASE_M to notowania w miesiącu bezpośrednio poprzedzającym miesiąc wykonania. Krzywa forward na podstawie notowań z lipca 2024 roku. Źródło: dane PSE i TGE
Czynniki kształtujące ceny RCE oraz BASE_Y+1 omówiono w kolejnych sekcjach, przy czym:
- determinantami cen RCE jest splot czynników fundamentalnych obejmujących stronę popytową, podażową oraz kosztową (poziom zapotrzebowania, ubytki mocy, struktura produkcji energii elektrycznej z OZE oraz źródeł konwencjonalnych, wymiana z zagranicą, ceny paliw i CO2)
- determinantą cen BASE_Y+1 jest przede wszystkim czynnik kosztowy.
1.2. Determinanty cen spot (RCE) oraz cen rynku terminowego (BASE_Y+1)
Lipiec 2024 roku w stosunku do miesiąca poprzedniego cechował się spadkiem zapotrzebowania na energię elektryczną o ok. 0,2 TWh przy jednocześnie niższym wolumenie produkcji EE z fotowoltaiki (PV). Wolumeny i udziały produkcji ze źródeł cenotwórczych (węgiel, gaz) w Polsce były generalnie wyższe niż w miesiącu poprzednim (Rys. 3).
Rys. 3 Zapotrzebowanie i produkcja netto EE w Polsce oraz saldo wymiany z zagranicą [TWh oraz %]
*Różnica między importem a eksportem. Znak (+) oznacza import netto. Znak (-) oznacza eksport netto.
Źródło: dane ENTSO-E oraz PSE
Lipiec 2024 roku cechował się rekordowymi wolumenami generacji mocy z PV w porównaniu do tego samego miesiąca w latach poprzednich (Rys. 3, Rys. 4). W przypadku produkcji z LEW, lipiec 2024 był niższy od tego samego miesiąca w latach poprzednich (Rys. 3, Rys. 5).
Rys. 4 Miesięczna średnia generacja mocy z fotowoltaiki w Polsce [GW]
Źródło: dane PSE
Rys. 5 Miesięczna średnia generacja mocy z LEW w Polsce [GW]
Źródło: dane PSE
W lipcu 2024 roku średniomiesięczna temperatura powietrza była o ok. 2,3°C wyższa niż w miesiącu poprzednim (Rys. 6), czego efektem był spadek zapotrzebowania (obserwowany co roku względem lipca, Rys. 3).
Rys. 6 Poglądowe tendencje w zakresie temperatury powietrza w Polsce [°C]
Źródło: dane wunderground.com
Z punktu widzenia cen paliw do produkcji energii elektrycznej, lipiec 2024 roku w porównaniu do miesiąca poprzedniego cechował się spadkami w przypadku węgla kamiennego (WK) na rynku terminowym (Y+1) oraz na rynku spot (M+1). W przypadku gazu ziemnego w lipcu 2024 roku również wystąpiły spadki cen na rynku spot oraz na rynku terminowym (Rys. 9).
Rys. 9 Średniomiesięczne ceny węgla kamiennego oraz gazu ziemnego [PLN/GJ]
ARA – notowany w USD/Mg – to wskaźnik cen węgla kamiennego w portach Amsterdam-Rotterdam-Antwerpia. Ceny ARA są dostępne codziennie, w odróżnieniu od wskaźnika PSCMI_1 dla węgla polskiego, podawanego z miesięcznym opóźnieniem. Ceny gazu ziemnego – notowane w PLN/MWh – pochodzą z rynku RDN oraz rynku BASE Y+1 prowadzonych dla Polski przez Towarową Giełdę Energii (TGE). W celu porównywalności, ceny paliw zostały przeliczone na PLN/GJ.
Publikacja danych dot. indeksu PSCMI_1 cechuje się opóźnieniem czasowym
Źródło: dane investing.com, polskirynekwegla.pl, stooq.com, TGE
Kolejnym, oprócz paliw, czynnikiem wpływającym na jednostkowe koszty zmienne (JKZ) wytwarzania energii elektrycznej są ceny uprawnień do emisji CO2 (uprawnienia EUA).
W lipcu 2024 roku uprawnienia do emisji CO2 (EUA) spadły średnio o ok. 1,5 EUR/Mg, przełamując wzrosty zapoczątkowane w marcu 2024 roku.
Rys. 10 Średniomiesięczne ceny uprawnień do emisji CO2 [EUR/Mg]
Źródło: dane PSE, stooq.com
Jak wskazano wcześniej, rynek spot warunkowany jest szerszym spektrum czynników fundamentalnych (poziom zapotrzebowania, ubytki mocy, struktura produkcji energii elektrycznej z OZE oraz źródeł konwencjonalnych, wymiana z zagranicą, ceny paliw i CO2) niż rynek terminowy, gdzie ten ostatni odzwierciedla przede wszystkim poziomy oraz tendencje w zakresie szacowanych przyszłych kosztów wytwarzania.
Średniomiesięczne ceny hurtowe energii elektrycznej spot (RCE) oraz terminowe (BASE_Y+1) na tle poglądowych jednostkowych kosztów zmiennych (JKZ) wytwarzania z węgla kamiennego oraz gazu ziemnego przedstawia Rys. 11.
Rys. 11 Średniomiesięczne ceny hurtowe energii elektrycznej spot (RCE) oraz terminowe (BASE_Y+1) na tle poglądowych jednostkowych kosztów zmiennych (JKZ) wytwarzania z węgla kamiennego oraz gazu ziemnego [PLN/MWh]
Źródło: dane PSE, TGE oraz obliczenia własne.
Średnie miesięczne ceny EE na rynku RDN w lipcu 2024 roku były wyższe niż w miesiącu poprzednim w przypadku większości krajów UE (Rys. 12). Niższe ceny wystąpiły w Skandynawii, Belgii, Holandii.
Rys. 12 Średniomiesięczne ceny hurtowe energii elektrycznej spot (RDN) w Europie [EUR/MWh]
Źródło: dane ENTSO-E
Ceny w Europie Środkowej (Austria, Polska, Czechy, Słowacja, kraje bałtyckie, Rumuna, Węgry) są zazwyczaj wyższe niż ceny w Niemczech, Francji czy Hiszpanii. Przyczyną tego stanu rzeczy jest przede wszystkim kwestia infrastrukturalna, tj. niższy poziom mocy przesyłowych na połączeniach transgranicznych pomiędzy Europą Zachodnią a Środkową
