Rok wojny w Ukrainie spowodował wielkie perturbacje na rynku prądu. W 2023 r. państwa interweniowały, by złagodzić szok cenowy dla odbiorców, ale to nie koniec. Na horyzoncie fundamentalne zmiany.
- Skutki kryzysu energetycznego zostały łagodzone przez interwencje państwa, ale to nie koniec perturbacji dla odbiorców energii. Chociaż ceny hurtowe prądu spadły, wyzwaniem staje się przyszły rok.
- Eksperci wskazują, że bez interwencji państwa i dalszego spadku cen hurtowych w 2024 r. ceny prądu dla gospodarstw domowych wzrosną powyżej obecnych maksymalnych.
- Komisja Europejska skończyła konsultacje i planuje reformę rynku energii. Mówi się m.in. o wzmocnieniu roli kontraktów długoterminowych jako czynników cenotwórczych na rynku energii.
Rynek energii elektrycznej już w 2022 rok wchodził z dosyć wysokim cenami prądu. W grudniu 2021 r. średnia ważona wolumenem obrotu cena prądu na Rynku Dnia Następnego (RDN), prowadzonego przez Towarową Giełdę Energii (TGE) wyniosła ponad 800 zł/MWh, w styczniu 2022 r. było to blisko 670 zł/MWh, a nieco ponad rok wcześniej, w grudniu 2020 r. ledwie 258 zł/MWh.
Wówczas ceny hurtowe w kontraktach terminowych nie były jeszcze tak porażająco wysokie jak kilka miesięcy później, ale też już wysokie.
Na TGE w grudniu 2021 r. średnia ważona cena kontraktu rocznego z dostawą pasmową w roku 2022 (BASE_Y-22) wyniosła nieco ponad 720 zł/MWh, a w styczniu 2022 r. cena analogicznego kontraktu w roku 2023 (BASE_Y-23) – niespełna 630 zł/MWh. A jeszcze w grudniu 2020 kontrakt roczny z dostawą pasmową w roku 2021 (BASE_Y-21) był wyceniany na 235,30 zł/MWh.
Kryzys energetyczny jednak dopiero zaczynał narastać i jeszcze w lutym 2022 r., kiedy Rosja zaatakowała Ukrainę, ceny prądu były względnie stabilne, w tym sensie, że na poziomach z końcówki poprzedniego roku.
Nagły zakaz importu węgla z Rosji wystraszył rynek nie na żarty. Ponad 1000 zł/MWh!
Galopada cen prądu zaczęła się wiosną 2022 roku. Po wprowadzeniu przez władze w kwietniu 2022 r. embarga na import węgla z Rosji i Białorusi ceny szybko przekroczyły 1000 zł/MWh.
Notowane na TGE ceny hurtowe energii elektrycznej na 2023 rok w tzw. dostawie pasmowej, czyli po stałej cenie przez całą dobę, od mniej więcej połowy trzeciej dekady kwietnia do połowy maja 2022 r. wzrosły z niespełna 800 zł/MWh do prawie 1070 zł/MWh.
– W obserwowanym od ostatniej dekady kwietnia 2022 r. wzroście cen energii elektrycznej na 2023 rok ujawnia się wzrost cen węgla, ale przede wszystkim strach przed brakami węgla energetycznego i obawy przed tym, że prąd będzie dalej drożał i że mogą wystąpić ograniczenia w dostawach energii. To są obawy o racjonalnym podłożu – mówił WNP.PL Sebastian Jabłoński, prezes zarządu Respect Energy.
– Embargo na import węgla z Rosji oznacza, że powstaje luka podażowa, której nie da się zastąpić produkcją krajową. Jeżeli importu węgla z Rosji nie zastąpimy importem węgla z innych źródeł w wystarczających ilościach, pokrywających popyt energetyki, to zimą węgla może zabraknąć – komentował wówczas Jabłoński.
Takie wtedy były nastroje. Polski system elektroenergetyczny stał i nadal energetyką węglową stoi, a nikt nie wiedział, czy i jak szybko da się zastąpić lukę po rosyjskim węglu, a tym bardziej – czy zima będzie ostra, czy – jak się okazało – wręcz przeciwnie.
Galopada cen surowców energetycznych szła w parze z wysokimi kosztami CO2
Fatalne nastroje pogarszały oskarżenia o to, że dominujące na rynku wytwarzania energii elektrycznej w Polsce, kontrolowane przez państwo, firmy wykorzystują kryzys do podnoszenia marż.
Energy Solution, firma zajmująca się – ogólnie rzecz ujmując – m.in. doradztwem energetycznym, w październiku 2022 r. poinformowała, że złożyła do Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów zawiadomienie o podejrzeniu stosowania praktyk ograniczających konkurencję przez PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna oraz Eneę Wytwarzanie.
– W naszej opinii PGE i Enea wykorzystały swoją dominującą pozycję na rynku wytwarzania energii elektrycznej, oferując zakup tej energii z rażąco wygórowaną marżą. Możliwość zastosowania takiej marży wynikała ze struktury rynku wytwarzania energii elektrycznej w Polsce – wskazywał Artur Sarosiek, prezes Energy Solution.
Krytykowana była także oligopolistyczna struktura rynku, wprowadzenie embarga na węgiel bez przygotowania, kiedy ceny węgla i gazu rosły przy wysokich cenach CO2. W kwietniu 2022 r. w ramach kontraktu jamalskiego Rosja przestała Polsce dostarczać gaz.
Polski Komitet Energii Elektrycznej (PKEE) wyliczał na początku września 2022 r., że na TGE cena gazu wzrosła z 80-120 zł/MWh przed sezonem zimowym 2021/2022 do ponad 1200 zł/MWh.
PKEE wskazywał, że cena węgla energetycznego (ARA) wzrosła z 60-100 dolarów za tonę na początku 2022 r. do około 350 dolarów, a ceny uprawnień do emisji CO2 regularnie utrzymywały poziom 80 euro za tonę, sięgając rekordowych 100 euro.
Doszło do tego, że we wrześniu 2022 r. ceny prądu oferowanego firmom z segmentu małego i średniego biznesu przez sprzedawców z grup PGE, Enea, Tauron, Energa przekroczyły 2000 zł/MWh, rosnąc z poziomu około 1450 zł/MWh obowiązujących jeszcze w cennikach z sierpnia 2022 r.
Koszmar wysokich cen prądu dotknął całą UE. W Polsce, patrząc przez pryzmat rynku hurtowego, nie było najdrożej.
Państwo zdecydowało się na interwencję o wielkiej skali, mrożąc ceny prądu
– Znam kilka firm, które za cel stawiają sobie to, żeby nie upaść przez ceny prądu. Interwencjonizm państwa na rynku energii elektrycznej jest teraz niezbędny do zapanowania nad paniką, bo mamy energetyczną panikę w gospodarce – mówił WNP.PL Maciej Owczarek, wiceprezes Business Centre Club, w październiku 2022 r.
W końcu doszło do interwencji państwa na rynku energii elektrycznej i to na dużą skalę, w tym na rynku bilansującym, co przełożyło się jesienią 2022 r. na spadek cen hurtowych notowanych na TGE.
Ceny sprzedaży prądu dla gospodarstw domowych w 2023 r. do określonych ustawowo limitów zużycia zostały zamrożone na poziomie z 2022 roku, czyli nieco ponad 400 zł/MWh netto, a dla zużycia powyżej limitów została ustalona cena maksymalna na poziomie 693 zł/MWh netto.
Została też ustalona maksymalna cena sprzedaży prądu w 2023 r. dla innych odbiorców, w tym małych i średnich przedsiębiorstw, w wysokości 785 zł/ MWh. No i zostały wprowadzone limity cen sprzedaży energii elektrycznej, a nadwyżki ponad te limity firmy są zmuszone odprowadzać na specjalny fundusz, z którego mają być finansowane rekompensaty dla spółek obrotu za sprzedaż prądu odbiorcom po zamrożonych cenach.
Rynek energii nie zamarł mimo kryzysu energetycznego
Mimo interwencji rynek energii elektrycznej nie zamarł, ale oczywiście nie działa normalnie. Na przykład ofert sprzedaży prądu dla gospodarstw domowych jest stosunkowo mało. Opublikowane przez Urząd Regulacji Energetyki na początku lutego 2023 r. zestawienie ofert sprzedawców energii elektrycznej dla gospodarstw domowych zawiera propozycje tylko 10 firm.
Niemniej, jak wskazuje Łukasz Czekała, prezes zarządu OE IT, właściciela porównywarki cen prądu i gazu, są dostępne oferty sprzedaży energii elektrycznej dla gospodarstw domowych i firm zarówno na 2023, jak i na 2024 rok, a także na lata następne.
– Oferty sprzedaży energii elektrycznej dla gospodarstw domowych w 2023 r. są na poziomie stawek wynikających z ustaw ograniczających ceny, czyli do limitów zużycia energii w wysokości 414 zł/MWh i powyżej limitów na poziomie 689 zł/MWh, z akcyzą bez VAT-u – mówi Łukasz Czekała.
Z kolei, jak informuje, ceny oferowane obecnie gospodarstwom domowym na 2024 r. są na poziomie około 1000 zł/MWh, czyli nieco niższe od cen zatwierdzonych przez URE na 2023 r. Te jednak, jak zaznacza, są w 2023 r. tylko cenami odniesienia służącymi do obliczania rekompensat dla sprzedawców, bo gospodarstwa domowe rozliczają się po cenach zamrożonych.
– Biorąc pod uwagę oferty sprzedaży detalicznej na 2024 r. i ceny hurtowe na 2024 r., które ostatnio są na poziomie 800 zł/MWh, należy zakładać, że jeśli nie dojdzie do kolejnej interwencji państwa mrożącej ceny, a ceny hurtowe nie będą dalej mocno spadały, to ceny prądu dla gospodarstw domowych w 2024 r. wzrosną powyżej obecnych cen maksymalnych – uważa Czekała.
W przypadku MŚP sytuacja jest podobna jak w przypadku gospodarstw domowych. Łukasz Czekała mówi, że oferowane im obecnie ceny są zwykle na poziomie ceny maksymalnej wynikającej z ustawy, czyli 785 zł/MWh netto, ale bywa, że niższe. Natomiast, jak wskazuje, ceny na kolejne lata, począwszy od 2024 r., przekraczają lekko 1000 zł/MWh, a to i tak dużo mniej niż na przykład we wrześniu 2022 r., kiedy ceny ofertowe przekraczały 2000 zł/MWh.
– Duże firmy, nieobjęte ustawą o maksymalnych cenach energii elektrycznej, płacą obecnie około 1000 zł/MWh lub więcej i rynek pokazuje, że w 2024 r. mogą płacić mniej niż obecnie. A jeśli kupują energię po cenach indeksowanych do giełdowego rynku spot, to najpewniej już obecnie płacą mniej niż 1000 zł/MWh, bo ceny hurtowe spadły poniżej tej granicy – mówi Łukasz Czekała.
Bruksela przymierza się do reformy rynku energii elektrycznej, może być wieloetapowa
Kryzys energetyczny przetacza się przez całą Unię Europejską. Wszystko wskazuje na to, że nie pozostanie to bez konsekwencji dla unijnego rynku energii elektrycznej.
13 lutego 2023 r. zakończyły się konsultacje publiczne Komisji Europejskiej (KE) ws. reformy rynku energii, w ramach których Bruksela zbierała stanowiska interesariuszy. KE, jak mówi Maciej Burny, prezes firmy doradczej Enerxperience, ma 14 marca 2023 r. przedstawić wnioski legislacyjne.
Maciej Burny wskazuje, że na podstawie materiałów przedstawionych w ramach konsultacji publicznych można wyróżnić główne elementy nadchodzącej reformy.
Wymienia wśród nich m.in. wzmocnienie roli kontraktów długoterminowych jako czynników cenotwórczych na rynku energii, zaostrzenie celów udziału OZE w produkcji energii, możliwość przedłużenia limitów cenowych dla niegazowych jednostek wytwórczych i utrzymanie możliwości wyznaczania taryf dla odbiorców końcowych poniżej kosztów wytwarzania i zakupu energii po gwarantowanej cenie.
– Brukseli zależy z jednej strony na ograniczeniu wzrostów cen energii poprzez odłączenie ścieżek cenowych prądu od cen gazu ziemnego i zapewnienie przystępnej cenowo energii odbiorcom, a z drugiej na utrzymaniu inwestycji w instalacje niskoemisyjne w Europie. W tym kontekście należy się spodziewać wzmocnionych zachęt do zawierania przez wytwórców kontraktów różnicowych i PPA (ang. Power Purchasing Agreements) oraz większego uzależnienia cen energii od tych ustalonych w kontraktach długoterminowych – mówi Maciej Burny.
UE wywiera coraz silniejszą presję na zwiększenie roli OZE w miksach wytwarzanej energii
– Na rynkach krótkoterminowych nadal obowiązywałyby jednak ceny oparte na kosztach krańcowych, tj. kosztach zmiennych elektrowni konwencjonalnych, które w większości krajów UE są ostatnimi jednostkami domykającymi popyt na rynku. Pytaniem otwartym jest, czy Bruksela przedłuży stosowane obecnie awaryjne limity cen energii na rynku hurtowym, które są bardzo krytykowane przez inwestorów w OZE. Obecnie jest to 180 euro/MWh, limit obowiązuje do czerwca 2023 r., ale niektóre kraje obniżyły go dodatkowo, na przykład Polska – komentuje Maciej Burny.
Jego zdaniem można się spodziewać kolejnego poparcia Brukseli dla zwiększenia celu OZE w zużyciu finalnym energii z obecnych 32 proc. do 45 proc. w 2030 r. oraz wzmocnienia sygnałów rynkowych do inwestycji w magazyny energii i zwiększenia roli DSR.
– Obecnie wygląda na to, że państwa członkowskie podzielą się w negocjacjach na te bardziej interwencyjne jak Hiszpania, Francja czy Polska, a z drugiej strony będą te bardziej liberalne, na czele z Niemcami, Skandynawią czy Holandią. Drugą grupę poprą duże koncerny energetyczne, które oczekują utrzymania mocnych sygnałów cenowych do budowy nowych mocy OZE i optują przeciw przeregulowaniu rynku – ocenia Maciej Burny.
Podkreśla, że obecna reforma nie odrzuci mechanizmu ceny krańcowej na rynkach krótkoterminowych, a jej celem będzie większa rola kontraktów długoterminowych w procesach cenotwórczych na rynku.
– Większa zmiana strukturalna rynku dopiero przed nami, pewnie już w kolejnej rundzie rewizji obecnego modelu. Zmierzamy bowiem do rynku z dominującą rolą źródeł rozproszonych w produkcji – bez kosztów zmiennych w postaci paliwa i kosztów CO2 – a obecny europejski model oparty o duże strefy cenowe i jedną cenę energii wyznaczaną przez koszty krańcowe jednostek konwencjonalnych jest nie do utrzymania na dłuższą metę – mówi Maciej Burny.
– W tym sensie wydaje się, że nieunikniona jest dyskusja na temat stopniowego przejścia na rynek lokalizacyjny i podział w UE na wiele mniejszych stref cenowych, uwzględniających strukturę paliw, koszty sieciowe i relacje podaży – popytu w danym regionie. Ale ta dyskusja jest obecnie przekładana na kolejną kadencję instytucji UE – dodaje Maciej Burny.
Źródło: wnp.pl
