Pandemia COVID-19 miała znaczący wpływ na krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną oraz ceny na światowych rynkach węgla, energii elektrycznej i CO2. W 2021 r. spodziewany jest szybszy wzrost cen surowców energetycznych oraz cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych.
ENERGIA ELEKTRYCZNA
Wolumeny zużycia, produkcji i importu energii elektrycznej w Polsce oraz średnie ceny energii elektrycznej na rynku SPOT w Polsce i w krajach ościennych w latach 2019-2020
Eksportuj do Excela| Wolumen | j.m. | 2020 r. | 2019 r. | Spadek/Wzrost |
|---|---|---|---|---|
| 1. Zużycie energii elektrycznej | GWh | 165 533 | 169 390 | -3 857 (-2,3%) |
| 2. Produkcja energii elektrycznej w elektrowniach krajowych | GWh | 152 306 | 158 767 | -6 461 (-4,1%) |
| 3. Produkcja energii elektrycznej w elektrowniach opalanych: | ||||
| 1) węglem kamiennym | GWh | 71 547 | 78 190 | – 6 643 (-8,5%) |
| 2) węglem brunatnym | GWh | 37 969 | 41 500 | – 3 531 (-8,5%) |
| 3) węglem gazowym | GWh | 13 924 | 12 104 | 1 820 (+15,0%) |
| 4. Produkcja energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych | GWh | 14 175 | 13 903 | 272 (+2,0%) |
| 5. Import energii elektrycznej | GWh | 13 224 | 10 623 | 2 601 (+24,5%) |
| 6. Średnia cena energii elektrycznej na rynku SPOT w: | ||||
| 1) Polsce | PLN/MWh
EUR/MWh |
208,68
47,12 |
229,31
53,48 |
-20,63 (-9,0%)
-6,36 (-11,9%) |
| 2) Krajach ościennych (na przykładzie Niemiec) | EUR/MWh | 30,47 | 37,67 | -7,20 (-19,1%) |
W 2020 r. cena energii elektrycznej na Rynku Dnia Następnego (RDN) TGE ukształtowała się na poziomie 208,68 PLN/MWh i była niższa o 20,63 PLN/MWh (-9%) w stosunku do 2019 r. Średnia cena rozliczeniowa na Rynku Bilansującym (RB) wyniosła 208,34 PLN/MWh i była niższa o 26,66 PLN/MWh (-11,3%) w porównaniu z 2019 r.
Czynnikami, które wpłynęły na spadki cen na RDN i RB były: ciepły początek roku w stosunku do roku poprzedzającego, wyższa generacja ze źródeł wiatrowych oraz spadek zapotrzebowania na energię elektryczną, szczególnie spotęgowany w okresie od marca do czerwca 2020 r. w związku z restrykcjami wprowadzonymi na skutek pandemii COVID-19.
Najniższe ceny SPOT odnotowano w kwietniu 2020 r., a najwyższe w grudniu 2020 r. ze średnią ceną na poziomie odpowiednio: 151,56 PLN/MWh i 254,93 PLN/MWh. Na wysokie ceny w grudniu 2020 r. miały wpływ niskie temperatury utrzymujące się w całej Europie oraz wyższe zapotrzebowanie na energię elektryczną, co również przełożyło się na wysokie ceny SPOT w krajach ościennych.
Połączenie spadku zużycia energii elektrycznej z ilością energii, która została zaimportowana do polskiego systemu elektroenergetycznego (import energii netto w 2020 r. ukształtował się na poziomie 13,22 TWh) oraz ze wzrostem produkcji energii elektrycznej w elektrowniach wiatrowych, która w 2020 r. osiągnęła poziom14,18 TWh, istotnie wpłynęło na ograniczenie produkcji energii elektrycznej w źródłach konwencjonalnych. W 2020 r. odnotowano spadek produkcji energii elektrycznej z elektrowni opalanych węglem kamiennym do poziomu 71,55 TWh, co spowodowało powstanie dużej nadprodukcji węgla kamiennego wykorzystywanego w elektrowniach. Odnotowano również niższą produkcję w elektrowniach opalanych węglem brunatnym wynoszącą 37,97 TWh. Mniejsza produkcja energii elektrycznej wytwarzanej w powyższych źródłach była także wynikiem większej produkcji energii elektrycznej w elektrowniach gazowych, których produkcja w ujęciu rocznym wzrosła do poziomu 13,92 TWh.
Zmiana struktury wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w 2020 r. oraz czynniki opisane powyżej wywołały silny trend spadkowy w odniesieniu do cen energii zarówno na rynku SPOT, jak i rynku terminowym OTF.
Średnie miesięczne ceny energii na rynkach SPOT i RB oraz średnie temperatury w 2020 r.
Na rynku terminowym energii elektrycznej referencyjny kontrakt terminowy z dostawą w 2021 r. (BASE_Y-21) przez większość 2020 r. znajdował się w trendzie bocznym. Zmiany poziomów cenowych były zgodne ze zmianami cen surowców, w szczególności cen uprawnień do emisji CO2, których wyceny zależne były od sytuacji związanej z pandemią COVID-19. Szczególnie gwałtowny spadek cen nastąpił w marcu 2020 r., w którym cena kontraktu osiągnęła poziom 211,65 PLN/MWh. W II kwartale 2020 r. miała miejsce zdecydowana odbudowa cen związana ze wzrostem cen surowców, uprawnień do emisji CO2 oraz poprawą nastrojów związaną ze znoszeniem ograniczeń wprowadzonych na skutek pandemii COVID-19. Od lipca 2020 r., w związku ze wzrostem zakażeń COVID-19, wystąpił ponowny spadek cen ww. kontraktu. Pod koniec października 2020 r. nastąpił wzrost cen związany z ogłoszeniem przez kilka firm farmaceutycznych opracowania szczepionek przeciwko COVID-19, wzrostem optymizmu na rynkach finansowych, silnym wzrostem cen CO2 powyżej poziomu 30 EUR/Mg oraz odbudową zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce i w pozostałych krajach UE.
Średnia cena ważona wolumenem obrotu kontraktu BASE_Y-21 notowanego w 2020 r. ukształtowała się na poziomie 231,68 PLN/MWh i była niższa o 34,78 PLN/MWh (-13,1%) w stosunku do notowań kontraktu BASE_Y-20 na rok przed dostawą. Łączny wolumen obrotu BASE_Y-21 na rok przed dostawą wyniósł 116,43 TWh, a więc o ok. 0,75 TWh więcej niż wolumen obrotu produktem BASE_Y-20 w 2019 r.
Podobną zmiennością cen charakteryzował się kontrakt PEAK5_Y-21, którego średnia cena ważona wolumenem obrotu na rok przed dostawą wyniosła 271,98 PLN/MWh i była niższa o 51,96 PLN/MWh (-16%) niż średnia cena kontraktu PEAK5_Y-20 notowana w 2019 r. Niższa średnia cena PEAK5_Y-21 była efektem niskich cen PEAK na rynku RDN oraz istotnego wzrostu mocy zainstalowanej w fotowoltaice.
Obrót kontraktem BASE_Y-21
W 2020 r. średnia cena ropy naftowej Brent na giełdzie ICE wyniosła 43,21 USD/baryłkę i była o ok. 21 USD/baryłkę niższa niż w 2019 r. (-32,7%). Najniższą cenę ropy odnotowano w II kwartale 2020 r., a najwyższą w I kwartale 2020 r., kiedy średnia cena kwartalna wyniosła odpowiednio 33,39 USD/baryłkę i 50,82 USD/baryłkę. Łączny wolumen obrotu ropą naftową Brent na giełdzie ICE wyniósł w 2020 r. ok. 60 mld baryłek, a rok wcześniej było to ponad 64 mld baryłek (-7,2%).
Głównymi czynnikami, które miały wpływ na sytuację popytowo-podażową na rynkach ropy naftowej, były wydarzenia o znaczeniu globalnym, bezpośrednio związane z pandemią COVID-19. Wpływ pandemii uderzył w przemysł naftowy, co spowodowało – po raz pierwszy w historii – spadek cen ropy WTI poniżej zera w kwietniu 2020 r. Producenci stanęli w obliczu dużej nadpodaży surowca i zaczęli szukać miejsca na przechowywanie nadwyżki, dopłacając odbiorcy, by ten poniósł wysokie koszty przechowywania surowca. Dodatkowo drastycznie obniżył się globalny popyt na ropę.
Do spadku cen ropy naftowej przyczyniła się również pośrednio wojna cenowa pomiędzy Arabią Saudyjską a Rosją, zapoczątkowana w marcu 2020 r. Spór zakończył się w kwietniu 2020 r., kiedy OPEC i jej sojusznicy zgodzili się na zmniejszenie całkowitej produkcji ropy naftowej o 9,7 mln baryłek dziennie początkowo na okres dwóch miesięcy, zaczynając od maja 2020 r., a następnie na ograniczenie jej produkcji do 7,7 mln baryłek dziennie w okresie od 1 lipca 2020 r. do 31 grudnia 2020 r. W listopadzie 2020 r. w związku z ogłoszeniem przez kilka firm farmaceutycznych opracowania szczepionek przeciwko COVID-19 ceny ropy naftowej Brent wzrosły średnio do ok. 44 USD/baryłkę. W grudniu 2020 r. OPEC i jej sojusznicy ogłosili, że dobrowolnie obniżą produkcję o 0,5 mln baryłek dziennie, tj. z 7,7 mln do 7,2 mln baryłek dziennie począwszy od stycznia 2021 r.
Średnia cena rocznego kontraktu kontynuacyjnego węgla w portach ARA wyniosła w 2020 r. 57,31 USD/t i była o 12,20 USD/t niższa w stosunku do średniej ceny tego kontraktu w 2019 r. (-17,5%).
Początek 2020 r. na międzynarodowym rynku węgla charakteryzował się słabymi nastrojami spowodowanymi w dużej mierze pandemią COVID-19. W trudnej sytuacji znajdował się cały sektor węglowy w USA, ponieważ nałożone ograniczenia w przemyśle wywołane pandemią COVID-19 znacząco zmniejszyły popyt na energię w USA oraz spowodowały spadek wolumenów zamówień na ten surowiec z innych części świata.
W I połowie 2020 r. rejon Atlantyku był pogrążony w coraz większym zastoju. Konsumpcja węgla w krajach Europy Zachodniej obniżała się w konsekwencji działań wprowadzonych w celu spowolnienia rozprzestrzeniania się pandemii COVID-19.
Istotnymi wydarzeniami, które miały wpływ na międzynarodowe rynki węgla w II połowie 2020 r., były w szczególności:
- decyzja Chińskiej Krajowej Komisji Rozwoju i Reform, która kilkukrotnie zakazała państwowym spółkom energetycznym importu australijskiego węgla energetycznego, co miało na celu podniesienie cen krajowego surowca,
- zakłócenia dostaw węgla z północno-zachodniej Rosji, z portu Murmańsk, gdzie zerwany został most kolejowy wykorzystywany do transportu surowca,
- zaniżony popyt ze strony Indii,
- strajk w kolumbijskiej kopalni Cerrejón, który trwał 3 miesiące, co zaważyło na obniżeniu podaży tego surowca w rejonie Atlantyku oraz konieczność zabezpieczenia w okresie jesiennym zapasów węgla przed zimą zarówno w Europie, jak i w Azji.
Pod koniec 2020 r. ceny węgla zaczęły rosnąć, co było efektem m.in. spadku produkcji energii wiatrowej w Niemczech, poprawiającej się marży generacji dla energetyki węglowej, rosnących cen gazu ziemnego i ropy naftowej oraz przedłużającego się impasu dotyczącego wznowienia produkcji w Kolumbii.
W 2020 r. średnia ważona wolumenem cena RDN gazu na TGE wyniosła 57,81 PLN/MWh i była o 16,57 PLN/MWh niższa niż w 2019 r. Najniższą cenę kontraktu z dostawą w dniu następnym odnotowano w czerwcu 2020 r., a najwyższą w grudniu 2020 r., kiedy średnia miesięczna ważona wolumenem cena wyniosła odpowiednio 27,90 PLN/MWh i 81,29 PLN/MWh.
Powodem niskich cen była przede wszystkim pandemia COVID-19, co przełożyło się na zmniejszony popyt na paliwo gazowe oraz panująca przez większą część roku nadpodaż na światowych rynkach gazowych. Najniższą cenę, tj. 20,09 PLN/MWh odnotowano 5 maja 2020 r.
Na Rynku Dnia Bieżącego (RDB) średnioważona cena gazu była o ok. 14,60 PLN/MWh niższa niż w 2019 r. i wyniosła 54,52 PLN/MWh. Najniższą cenę kontraktu na rynku RDB odnotowano w czerwcu 2020 r., a najwyższą w grudniu 2020 r., kiedy średnia ważona wolumenem cena wyniosła odpowiednio 28,06 PLN/MWh i 81,59 PLN/MWh.
Na rynku terminowym OTF najniższą cenę gazu odnotowano w czerwcu 2020 r., a najwyższą w grudniu 2020 r., kiedy miesięczne średnioważone ceny niektórych kontraktów terminowych osiągnęły odpowiednio poziom poniżej 30 PLN/MWh i ponad 85 PLN/MWh. Przyczyną niskich cen były dobrze zaopatrzone magazyny, pandemia COVID-19 oraz niskie ceny produktów powiązanych, m.in. ceny ropy naftowej Brent oraz uprawnień do emisji CO2.
Najmniejszy sumaryczny wolumen obrotu na rynku terminowym odnotowano w czerwcu 2020 r. na poziomie ponad 7,4 TWh, a największy we wrześniu 2020 r. na poziomie 12,1 TWh.
Średnioważona cena referencyjnego kontraktu rocznego GAS_BASE_Y-21 w 2020 r. wyniosła 69,16 PLN/MWh. Najniższą wartość tego kontraktu odnotowano na początku czerwca 2020 r., a najwyższą na ostatniej sesji w 2020 r., kiedy wyniosły odpowiednio 61,70 PLN/MWh i 87,50 PLN/MWh. Łączny wolumen obrotu na TGE w 2020 r. wyniósł ponad 151,1 TWh wobec 146,1 TWh w 2019 r. (+3,4%).
Największy udział w obrocie gazem w 2020 r. miał rynek terminowy, na którym wygenerowany został wolumen na poziomie ponad 125 TWh. Na rynku SPOT łączny obrót kontraktami na dzień następny wyniósł ok. 20,0 TWh (+17,6% r/r). Spadek miał miejsce również na RDB gazu, na którym obrót wyniósł prawie 5,9 TWh wobec 5,7 TWh w 2019 r. (+3,3% r/r).
Kluczowymi wydarzeniami na rynku gazu w 2020 r. były m.in.:
- nałożenie przez polski UOKiK na Gazprom i innych inwestorów spornego projektu Nord Stream II kary w wysokości 7,6 mld USD,
- decyzja o budowie w Ostrołęce bloku gazowego o mocy 750 MWe zamiast budowy bloku opalanego węglem kamiennym,
- oddanie do użytkowania bloku gazowo-parowego w Stalowej Woli oraz nieukończenie drugiej nitki gazociągu wspomnianego już projektu Nord Stream II.
Średnie miesięczne ceny SPOT oraz kontraktu Y-21 w 2020 r. na TGE
UPRAWNIENIA DO EMISJI CO2
W 2020 r. ceny rozliczeniowe uprawnień do emisji CO2 dla referencyjnego kontraktu z dostawą w grudniu (EUA-DEC) kształtowały się w przedziale od 15,30 EUR/Mg do 33,44 EUR/Mg. Średnia cena rozliczeniowa w 2020 r. wyniosła 24,77 EUR/Mg i była o 0,11 EUR/Mg niższa w stosunku do 2019 r.
Powodem niższej średniorocznej ceny uprawnień do emisji CO2 w 2020 r. była silna korekta cen w marcu. Spadek cen był konsekwencją pojawienia się pierwszych przypadków zakażenia COVID-19 w Europie i USA. Inwestorzy na skutek informacji o zamykaniu połączeń międzynarodowych oraz wielu gospodarek obawiali się zerwania łańcuchów dostaw i silnego spowolnienia gospodarczego, a w konsekwencji spadku popytu na jednostki EUA. Wiele firm w związku z potrzebą utrzymania płynności finansowej wyprzedawała jednostki EUA, aby uzyskać dodatkową gotówkę. Sytuacja uspokoiła się w kwietniu, kiedy finansowe pakiety stymulacyjne uwolniły wiele firm z kryzysu i doprowadziły do gwałtownych wzrostów indeksów giełdowych i odbudowy cen CO2.
Na wzrost popytu nałożyły się również kwietniowe zakupy w celu rozliczenia emisji CO2 za 2019 r. W II połowie 2020 r. komisje Parlamentu Europejskiego prowadziły intensywne prace nad kształtem nowego europejskiego prawa o klimacie, którego celem będzie wprowadzenie prawnie wiążącego celu polegającego na osiągnięciu do 2050 r. zerowej emisji gazów cieplarnianych na poziomie poszczególnych państw Unii Europejskiej – do tego celu niezbędna będzie wysoka cena CO2 i docelowo kolejna rewizja systemu EU ETS.
Istotnym wydarzeniem mającym wpływ na notowania cen CO2 było ogłoszenie w Parlamencie Europejskim propozycji nowego celu redukcji emisji przez Unię Europejską do 2030 r. na poziomie co najmniej 55% w stosunku do 1990 r.
Na początku października 2020 r. liczba zakażeń COVID-19 ponownie zaczęła rosnąć, co podobnie jak w marcu 2020 r. wywołało wyprzedaż na wszystkich rynkach finansowych. Momentem zwrotnym było ogłoszenie wynalezienia skutecznej szczepionki przeciwko COVID-19, co spowodowało, że ceny CO2 ponownie zbliżyły się do poziomu 30 EUR/Mg.
Pod koniec 2020 r. wsparciem dla cen było również kierunkowe zatwierdzenie propozycji podniesienia celu redukcji do 55% w 2030 r. przesz szefów państw i rządów krajów członkowskich Unii Europejskiej w trakcie trwania Szczytu Rady Europejskiej 10-11 grudnia 2020 r. Pandemia COVID-19 przełożyła się również na problemy z przydziałami darmowych uprawnień oraz kalkulacją wolumenów aukcji – w związku z tym rozpoczęcie dystrybucji uprawnień poprzez system aukcyjny musiało zostać przesunięte na 29 stycznia 2021 r., co również jako czynnik ograniczający podaż jednostek, bezpośrednio przełożyło się na silny wzrost cen CO2 na koniec 2020 r.
Kalkulując różnicę cen pomiędzy zamknięciem notowań 31 grudnia 2019 r. (24,74 EUR/Mg), a 31 grudnia 2020 r. (32,72 EUR/Mg) odnotowano wzrost o 33% (+8,08 EUR/Mg).
Wpływ działań politycznych i otoczenia na notowania produktu EUA SPOT w 2020 r.
PRAWA MAJĄTKOWE
Najniższe ceny zielonych certyfikatów odnotowano w II kwartale 2020 r., a najwyższe pod koniec I kwartału 2020 r., kiedy wyniosły odpowiednio 120,93 PLN/MWh i 151,47 PLN/MWh. Przez ostatnie pięć miesięcy 2020 r. ceny zielonych certyfikatów oscylowały w przedziale od 137,63 PLN/MWh do 143,58 PLN/MWh. Średnioważona cena zielonych certyfikatów w 2020 r. wyniosła 138,22 PLN/MWh (wzrost o ok. 4,6% r/r) i była niższa od obowiązującej opłaty zastępczej o niecałe 16,4%. Wartość opłaty zastępczej w 2020 r. wynosiła 165,24 PLN/MWh, przy obowiązku przedstawienia certyfikatów PMOZE_A do umorzenia na poziomie 19,5%. Wolumen obrotu w tym okresie wyniósł 9 662 GWh i był niższy o prawie 14% w stosunku do 2019 r. Bilans rejestru PMOZE_A na koniec grudnia 2020 r. osiągnął nadwyżkę w wysokości 30,2 TWh. Przy uwzględnieniu certyfikatów zablokowanych do umorzenia bilans ten spadł o ponad 5,1 TWh, do poziomu 25,1 TWh (wzrost o 2,38% r/r).
Ceny certyfikatów potwierdzających wytworzenie energii z biogazu rolniczego PMOZE-BIO (tzw. błękitne certyfikaty), dla których wymiar obowiązku w 2020 r. wynosił 0,5%, plasowały się niezmiennie w okolicach opłaty zastępczej, która wynosiła 300,03 PLN/MWh. Ceny indeksu TGEozebio oscylowały w przedziale od 299,62 PLN/MWh do 301,66 PLN/MWh. Ostatecznie, średnia ważona wartość indeksu na koniec 2020 r. ukształtowała się na poziomie 300,15 PLN/MWh i była nieznacznie wyższa (o 0,02%) od średnioważonej ceny z 2019 r. Łączny wolumen obrotu wyniósł 490,6 GWh (spadek o prawie 4,4% r/r), a bilans rejestru PMOZE-BIO na koniec 2020 r. osiągnął poziom 394 GWh. Przy uwzględnieniu certyfikatów zablokowanych do umorzenia stan ten zmniejszył się do 371 GWh.
Ogólny trend notowań tzw. białych certyfikatów był wzrostowy, przy czym w II połowie 2020 r. ceny kontraktu PMEF odnotowały niższe poziomy. Ceny w 2020 r. oscylowały pomiędzy minimalnym poziomem 1 735,61 PLN/toe uzyskanym w styczniu, a maksymalną ceną uzyskaną w połowie lutego na poziomie 2 000,98 PLN/toe. Najwyższe poziomy cenowe utrzymywały się w maju, gdy średnioważona miesięczna cena wyniosła 1 998,80 PLN/toe. Średnioważona cena dla omawianego kontraktu za cały 2020 r. wyniosła 1 841,33 PLN/toe i była wyższa o prawie 82% w stosunku do 2019 r. Średnio notowania plasowały się o ponad 6% powyżej opłaty zastępczej, która w 2020 r. dla białych certyfikatów wyniosła 1 736,44 PLN/toe. Przeciwnie do wzrostu cen zachował się wolumen obrotu, który spadł o prawie 83% w stosunku do 2019 r. W 2020 r. wyniósł on 59 001 toe (w 2019 r. 342 981 toe).
Podobne zachowanie kontraktów w 2020 r. na rynku można było dostrzec dla rejestru PMEF_F, jak i PMEF-2020. Jedynie kontrakt PMEF-2019, który notował się w pierwszej połowie 2020 r., utrzymywał się w tendencji bocznej.
Średnioważona cena kontraktu PMEF_F dla omawianego roku była wyższa o ponad 12% w stosunku do cen w 2019 r. i uplasowała się ona na poziomie 1 824,79 PLN/toe. Średnioważona cena dla PMEF-2020 ukształtowała się na poziomie 1 811,66 PLN/toe (kontrakt notowany dopiero w 2020 r.), natomiast średnioważona cena dla PMEF-2019 w I półroczu 2020 r. wyniosła 1 837,40 PLN/toe .
Indeksy praw majątkowych, tzw. zielonych i błękitnych certyfikatów
POMOZE_A-2020
POMOZE-BIO-2020