W czerwcu weszła w życie reforma rynku bilansującego. Docelowo zachęcić ma ona uczestników rynku do większej elastyczności i dopasowywania produkcji energii elektrycznej do zużycia, co ma pozwolić m. in. na zmniejszenie konieczności sięgania po mechanizm nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych. Proces zmiany mógł być jednym z powodów najwyższych od dawna wzrostów cen energii elektrycznej na spocie.
Disclimer: Wprowadzane przez operatora systemu przesyłowego zmiany w sposobie udostępniania danych sprawiły, że informacje o funkcjonowaniu krajowego systemu elektroenergetycznego za czerwiec są niepełne i/lub błędne. Z tego powodu Miesięcznik Forum Energii prezentowany jest z opóźnieniem i w okrojonej formie. Mamy nadzieję powrotu do pełnego formatu w następnych miesiącach.
W polskim systemie elektroenergetycznym udział OZE w konsumpcji energii elektrycznej (tj. stosunek generacji z OZE do sumy produkcji ze wszystkich źródeł plus import i magazynowanie) jest zwyczajowo wyższy od udziału źródeł odnawialnych w produkcji. W sytuacjach, kiedy suma dostarczanej mocy w danej godzinie jest wyższa niż bieżące zapotrzebowanie, konieczne jest ładowanie magazynów energii elektrycznej, eksport, czy nawet wyłączenia źródeł OZE.
W czerwcu konieczność nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych przez operatora KSE pojawiła się podczas 8 dni. W sumie ograniczono generację 128,9 GWh energii elektrycznej (z czego 15,6 GWh z farm wiatrowych i 113,3 GWh z dużych instalacji fotowoltaicznych).
Do ograniczeń źródeł OZE dochodzi jednak w ostateczności. Wcześniej operator korzysta z tzw. eksportu interwencyjnego, czyli niehandlowej wymiany pomiędzy operatorami z krajów sąsiadujących. W maju wolumen takiego eksportu, który zaszedł w godzinach z ograniczoną pracą OZE, wyniósł co najmniej 37,9 GWh.
Od początku roku produkcja z OZE została ograniczona o 562 GWh, a podczas godzin z ograniczeniami wyeksportowano interwencyjnie co najmniej 195 GWh.
Wykres przedstawia skumulowane wartości roczne (od początku roku do ostatniego dnia raportowanego miesiąca) nierynkowego redysponowania (tzw. curtailmentu) energii elektrycznej z farm wiatrowych i słonecznych (jak dotąd nie dotknęło to prosumentów). Curtailment, czyli wymuszone ograniczenie produkcji energii elektrycznej przez operatora systemu przesyłowego (PSE), był do tej pory wprowadzany wyłącznie z przyczyn bilansowych (tj. zbyt duża produkcja energii elektrycznej w stosunku do zużycia oraz zdolności magazynowania i eksportu), a nie sieciowych. Ograniczenie pracy źródeł ma na celu niedopuszczenie do utraty zdolności regulacyjnych krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE), a w konsekwencji pogorszenia parametrów bezpieczeństwa i stabilności sieci.
Warto odnotować, że wielkości odcinanych od sieci mocy OZE byłyby niższe, gdyby konwencjonalne źródła energii elektrycznej – elektrownie i elektrociepłownie węglowe i gazowe – były bardziej elastyczne (tj. miały niższe minima techniczne i mogły szybciej się wyłączyć/włączyć). Gdyby do polskiego KSE było przyłączone więcej magazynów energii elektrycznej oraz gdyby wykorzystywano elastyczny popyt, zdolny do zwiększenia zużycia przy niskich cenach energii elektrycznej (które występują w godzinach wysokiej podaży OZE), np. elektrolizery czy urządzenia grzewcze ładujące magazyny ciepła.
Czerwiec 2024 – dostępne dane szczegółowe
- Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w czerwcu 2024 r. wyniosło 0,7 GW (o 16,8 GW mniej niż w czerwcu rok temu), osiągając maksymalnie 17,9 GW (minimum – 12,5 GW).
- Zużycie energii elektrycznej wyniosło 12,6 TWh (95,9% mniej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 12 TWh (1,3% więcej r/r).
Zapotrzebowanie na moc w polskim systemie energetycznym waha się między 10 GW a 28 GW. Średnia wartość obrazuje sytuację systemową w danym miesiącu. Obserwując miesięczne minima i maksima, jak dotąd można było zauważyć, że miesiące letnie charakteryzują się znaczną zmiennością zapotrzebowania na moc i wysokimi szczytami popytu około południa. Obecnie jednak profile te zmieniają się, ze względu na dynamicznie pojawiające się pompy ciepła, które zwiększają zapotrzebowanie w miesiącach zimowych, oraz klimatyzatory i instalacje fotowoltaiczne, których największy wpływ można obserwować w miesiącach letnich.
- Ceny węgla dla energetyki (indeks PSCMI1) spadły w ciągu miesiąca o 5,8%, do 22,4 zł/GJ (ok. 482 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 25 zł/GJ (ok. 592 zł/t), co oznacza spadek względem poprzedniego miesiąca o 0,2%.
- Średnioważona cena dostarczanego w czerwcu gazu ziemnego wzrosła względem maja o 5,2%, do 205 zł/MWh, tj. 50,4% mniej niż rok temu.
Na wykresie przedstawione są ceny węgla, gazu na rynkach polskich i międzynarodowych, przeliczone do wspólnej jednostki (PL/MWh energii w paliwie) dla uzyskania porównywalności.
*Dla węgla rynek krajowy reprezentuje indeks PSCMI1, a międzynarodowy – indeks ARGUS-McCloskey CIF ARA API 2.
*Gaz ziemny na rynku krajowym to średnioważona (z danych TGE) cena dostawy w danym miesiącu, natomiast rynek międzynarodowy dla gazu rurociągowego reprezentuje indeks z giełdy TTF, a dla LNG indeks z Henry Hub.
Dla kompletu informacji na wykresie przedstawione są również ceny uprawnień do emisji CO2 z rynku pierwotnego (handel na giełdzie EEX).
- Na giełdzie energii elektrycznej obserwowane jest odbicie cen. Równomierna dostawa w każdej godzinie doby przyszłego roku (w tzw. pasku – instrument BASE) była handlowana o 1% niżej, za średnio 474,3 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 0,1% niżej, za 513,2 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) wzrosła o 31,9%, do 488,9 zł/MWh.
Wykres przedstawia porównanie średnioważonych miesięcznych cen na TGE. Rynek Terminowy Towarowy obejmuje ok. 80% wolumenu sprzedaży energii na Towarowej Giełdzie Energii.
Dwa najważniejsze instrumenty odnoszą się do dostawy energii przez całą dobę (BASE) oraz w godzinach 7:00 – 22:00 (PEAK5). Kontrakty zawierane są z dostawą w przyszłości (max. 3 lata). Zdecydowana większość transakcji na giełdzie dotyczy zakupu energii z dostawą w najbliższym roku kalendarzowym (n+1).
Na podstawie kontraktów zawartych w danym miesiącu, obliczono średnioważony wolumenem indeks BASE_n+1 oraz PEAK5_n+1. Odzwierciedla to długoterminową sytuację na rynku energii elektrycznej.
Natomiast Indeks TGeBase dotyczy Rynku Dnia Następnego (z dostawą kolejnego dnia) – odzwierciedla bieżącą sytuację rynkową i charakteryzuje się wysoką zmiennością. Średnia ważona miesięczna jest zazwyczaj niższa niż ceny na Rynku Terminowym, a zależności sezonowe są nieznaczne.
- Średnioważona cena uprawnień do emisji CO₂ (EUA) na rynku pierwotnym wyniosła 68,7 EUR/tCO₂, tj. 3% mniej niż miesiąc wcześniej. W maju do budżetu Polski wpłynęły 1,4 mld zł w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO₂ na rynku pierwotnym (giełdzie EEX), a od początku roku wpłynęło 7,6 mld zł.
- CDS (ang. Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w czerwcu46,9 zł/MWh, stanowiąc 9% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten spadł o ok. 44 zł/MWh (wynosił wówczas 90,9 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CDS w 2024 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 75,3 zł/MWh, stanowiąc 13,8% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.
Wykres przedstawia Clean Dark Spread obliczony na podstawie: historycznych kontraktów (BASE, PEAK, OFFPEAK) ważonych udziałem dostaw w danym miesiącu (Rynek Terminowy Towarowy TGE), kontraktów na rynku spot (Rynek Dnia Następnego TGE), cen węgla (PSCMI1) oraz cen uprawnień do emisji CO2 (rynek pierwotny EEX).
Clean Dark Spread (wskaźnik marży kosztu zmiennego elektrowni węglowych) to różnica ceny energii elektrycznej oraz szacowanych kosztów zmiennych związanych z produkcją energii elektrycznej z węgla (paliwa i uprawnień do emisji). Clean Dark Spread jest wskaźnikiem skorelowanym z zyskiem wytwórcy, produkującego energię elektryczną z węgla kamiennego (w rzeczywistości konieczne jest jeszcze uwzględnienie kosztów transportu, kosztów operacyjnych, poniesionych i planowanych kosztów inwestycyjnych itp.). Analiza zmian tej wartości, wraz z CSS, pozwala na szacowanie bieżącej sytuacji finansowej spółek wytwórczych.
Rozpoczynanie się pasm odpowiadających paliwu lub uprawnieniom pod osią poziomą wynika z ujemnej wartości CDS. Wartości na szarym tle stanowią prognozę na 2024 r.
- CSS (ang. Clean Spark Spread), będący odpowiednikiem CDS dla elektrowni gazowych, wyniósł w tym miesiącu 72,4 zł/MWh. W czerwcu 2023 r. był on niższy o ok. 139,6 zł/MWh (wówczas -67,2 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CSS w 2024 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 84,3 zł/MWh, stanowiąc 15,5% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.
Wykres przedstawia Clean Spark Spread obliczony na podstawie: historycznych kontraktów (BASE, PEAK, OFFPEAK) ważonych udziałem dostaw w danym miesiącu (Rynek Terminowy Towarowy TGE), kontraktów na rynku spot (Rynek Dnia Następnego TGE), cen gazu ziemnego (Rynek Terminowy Towarowy TGE) oraz cen uprawnień do emisji CO2 (rynek pierwotny EEX).
Clean Spark Spread (wskaźnik marży kosztu zmiennego elektrowni gazowych) to różnica ceny energii elektrycznej oraz szacowanych kosztów zmiennych związanych z produkcją energii elektrycznej z gazu ziemnego (paliwa i uprawnień do emisji). Clean Spark Spread jest wskaźnikiem skorelowanym z zyskiem wytwórcy, produkującego energię elektryczną z gazu ziemnego (w rzeczywistości konieczne jest jeszcze uwzględnienie kosztów transportu, kosztów operacyjnych, poniesionych i planowanych kosztów inwestycyjnych itp.). Analiza zmian tej wartości, wraz z CDS, pozwala na szacowanie bieżącej sytuacji finansowej spółek wytwórczych.
Rozpoczynanie się pasm odpowiadających paliwu lub uprawnieniom pod osią poziomą wynika z ujemnej wartości CSS. Wartości na szarym tle stanowią prognozę na 2024 r.
- Na średnią ważoną cenę energii elektrycznej dostarczanej w danym miesiącu składają się: zawarte w przeszłości kontrakty terminowe oraz transakcje na rynku spotowym (RDN i RDB). Na spocie cena energii elektrycznej wynosiła 488,9 zł/MWh (wzrost o 118,3 zł/MWh m/m) i obniżyła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 520,4 zł/MWh.
Na wykresie przedstawione są profile cen energii elektrycznej handlowanej na trzy sposoby:
*RTT – Rynek Terminowy Towarowy, gdzie energia elektryczna jest handlowana w kontraktach realizowanych w umówionej przyszłości, w ramach kontraktów tygodniowych, miesięcznych, kwartalnych i rocznych;
*Rynek spotowy RDN+RDB (Rynek Dnia Następnego i Rynek Dnia Bieżącego), gdzie energia elektryczna jest handlowana z dostawą na dziś lub jutro;
*OTC (Over-the-Counter) – obrót pozagiełdowy, w większości są to kontrakty zawierane wewnątrz grup energetycznych.
Cena energii elektrycznej dostarczanej w danym miesiącu jest średnią tych trzech cen, ważoną wolumenami energii elektrycznej dostarczanej po tej cenie (przedstawionymi na wykresie poniżej).
- Na giełdzie obrót (suma wolumenów zawartych kontraktów terminowych) wyniósł 8,2 TWh, czyli o 80,4% więcej niż rok temu (4,6 TWh). Jest to nadal o 42,6% mniej niż średnia dla czerwca w latach 2018-22, która wynosi 14,3 TWh.
Znajomość struktury pochodzenia wolumenów dostarczonej energii pozwala na określenie jaka część średnioważonej ceny jest wynikiem handlu na rynkach spotowych, na których istnieje wyraźna zależność pomiędzy strukturą godzinowego miksu produkcji energii elektrycznej, a ceną (im większa produkcja instalacji fotowoltaicznych i farm wiatrowych, tym niższa cena). Kontrakty handlowane na rynkach terminowych, gdzie to fizyczna dostawa energii elektrycznej następuje wiele miesięcy w przód, pozwalają wycenić ryzyko zmian cen w przyszłości.
- Bilans kosztów importu węgla, ropy, gazu i paliw za kwiecień (najnowsze dane) wyniósł 7,3 mld zł. W ciągu 12 poprzednich miesięcy w sumie za import netto zapłaciliśmy niemal 116 mld zł. Warto odnotować, że koszt importu paliw z Rosji za kwiecień wyniósł 0,1 mld zł, podczas gdy w 12 wcześniejszych miesiącach było to w sumie 1,6 mld zł (czyli 1,4% wszystkich kosztów importu). Obecnie z Rosji importowane jest już jedynie paliwo LPG.
Wykres przedstawia nominalny (bez uwzględnienia inflacji) miesięczny koszt importu surowców energetycznych i paliw do Polski. Jest to import netto, tj. uwzględnia również eksport z Polski tych produktów.
*W kategorii węgiel brany jest pod uwagę: antracyt, węgiel brunatny, węgiel kamienny (energetyczny i kamienny koksowy) oraz brykiety węgla kamiennego i brunatnego.
*W kategorii ropa znajduje się surowa ropa naftowa i kondensaty gazu naturalnego.
*Gaz obejmuje zarówno gaz rurociągowy, jak i LNG.
*Pod kategorią paliwa kryją się benzyny silnikowe, olej napędowy (diesel), LPG (paliwo, nie reagent) oraz różne rodzaje paliwa lotniczego.
Autor opracowania: Jędrzej Wójcik
Źródło: Forum Energii
