Ceny nośników energii – uwarunkowania globalne rynku węgla kamiennego i ropy

Rynek Energii Elektrycznej i Gazu w Polsce – stan na 31 marca 2022 r. Raport TOE 71 Ropa naftowa

Ceny ropy Brent na giełdzie ICE podlegały w 2021 roku bar-dzo zmiennym nastrojom rynkowym. Na potrzeby identyfi-kacji najważniejszych trendów mówić można najpierw o suk-cesywnym wzroście cen w pierwszych dziesięciu miesiącach z poziomu około 55 USD/bbl w styczniu do około 84 USD/bbl w październiku (z dwiema korektami w marcu oraz w sierp-niu), po czym o ich wyraźnym osłabieniu w pozostałych dwóch miesiącach roku do poziomu średnio 74,8 USD/bbl w grudniu.

Średnia cena frontowego kontraktu ceny ropy Brent na ICE w 2021 roku wyniosła 70,95 USD/bbl i tym samym była o 64%

wyższa od analogicznej wartości z 2020 roku.

O znaczącym wzroście cen ropy Brent w pierwszych dziesięciu miesiącach 2021 roku zdecydowała interakcja czynników po podażowej oraz popytowej stronie fundamentów rynkowych.

Z perspektywy podażowej kluczowe znaczenie miała przekra-czająca 100% „dyscyplina” produkcyjna koalicji OPEC PLUS (dodatkowo wzmocniona dobrowolnym cięciem produkcji przez Arabię Saudyjską o 1 mln bbl/d w lutym i marcu 2021 ro- ku) oraz stagnacja wydobycia w USA (wg szacunków EIA, w 2021 roku produkcja amerykańska spadła o 0,1 mln bbl/d vs 2020 rok i o 1,1 mln bbl/d vs 2019 rok), co miało miejsce pomimo wyższych cen oraz systematycznego wzrostu liczby aktywnych wiertni ropy). Po stronie popytowej w tym samym czasie obserwowaliśmy systematyczny wzrost mobilności w wymiarze globalnym do poziomów sprzed pandemii, co było możliwe m.in. dzięki globalnemu rozpowszechnieniu szcze-pień na COVID-19. Projekcje wzrostu gospodarczego oraz wzrostu popytu na ropę naftową były rewidowane w górę przez główne ośrodki prognostyczne (Bank Światowy, Mię-dzynarodowy Fundusz Walutowy, Międzynarodowa Agencja Energii). Wskutek stopniowego wzrostu popytu przy jednocze-Rys. 37. Notowania węgla API2 ARA oraz polski indeks PSCMI_1 w 2021 roku.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych ARP SA oraz danych z platformy EIKON Thomson Reuters.

do października, osiągając maksimum na poziomie 21,26 zł/GJ.

Sytuacja na rynku węgla w obszarze Azji i Pacyfiku zdetermi-nowana była brakami w podaży z Australii oraz zakłóceniami dostaw z Indonezji wywołanymi anomaliami pogodowymi.

W trzecim kwartale 2021 roku sytuacja na międzynarodowym rynku węgla była coraz bardziej napięta ze względu na znacz-nie ograniczoną podaż surowca, którego ceny rosły zarówno w wyniku wzrastającego popytu spowodowanego rozwojem gospodarczym, jak i z powodu czynników o charakterze se-zonowym (odbudowa zapasów przed sezonem zimowym).

Nie bez znaczenia na sytuację na rynku węgla miała również

sytuacja w Chinach, które od marca 2020 roku nieformalnie zakazały importu węgla z Australii. Silna korekta cen nastąpiła w listopadzie, gdzie średnia cena miesięczna spadła do z 21,26 zł/GJ do 17,20 zł/GJ (-19,1%). Korekta cen spowodowana była obawami związanymi z bardzo szybkim rozprzestrzenianiem koronawirusa COVID-19 w wariancie omicron, jednak wysokie ceny gazu ziemnego w Europie i niekorzystne warunki pogo-dowe spowodowały, że w grudniu rosnący popyt na węgiel doprowadził ponownie do wzrostu cen, które w ostatnim mie-siącu 2021 roku ukształtowały się na średnim poziomie blisko 18 zł/GJ, co w ujęciu rocznym stanowiło wzrost o blisko 105%.

snym spadku podaży nadwyżka zapasów paliwowych w kra-jach OECD systematycznie malała i w połowie roku zamieniła się w deficyt, który w kolejnych miesiącach był wciąż pogłę-biany (ważne psychologiczne znaczenie miał też spadek abso-lutnego poziomu zapasów paliwowych OECD poniżej bariery 3 mld baryłek). Dodatkowym wsparciem dla wzrostu cen była kontynuacja masywnej stymulacji monetarnej (kurs FED, ECB, BOJ, BOE, PBOC na ultraluźną politykę monetarną) i fiskalnej (seria pakietów zorientowanych na stymulowanie wzrostu gospodarczego) w skali całego globu. O wzmocnieniu trendu wzrostowego zdecydowała również seria ważnych jednorazo-wych zdarzeń, takich jak: burza zimowa w Teksasie (luty), blo-kada Kanału Sueskiego przez potężny kontenerowiec (marzec), atak hakerów na kluczowy rurociąg paliwowy Colonial Pipeline w Stanach Zjednoczonych (czerwiec) czy zakłócenie wydobycia w Zatoce Meksykańskiej przez huragan Ida (sierpień). Jesienią natomiast niezwykle ważne znaczenie miało substytuowanie gazu ziemnego paliwami ciekłymi w związku z rekordowymi cenami błękitnego paliwa.

O zmianie trendu w ostatnich dwóch miesiącach roku zde-cydowało stopniowe luzowanie fundamentów rynkowych,

które z jednej strony było pochodną lipcowej decyzji OPEC PLUS o systematycznym wzroście podaży od sierpnia o 400 tb/d miesięcznie, a z drugiej strony wiązało się z kolej-ną ofensywą pandemii. W tym ostatnim wątku chodzi głównie o identyfikację szczepu omicron, którego potencjał zakaźny przewyższał wszystkie wcześniejsze szczepy koronawirusa COVID-19 o rząd wielkości, skutkując lawinowym wzrostem zakażeń we wszystkich lokalizacjach jego obecności. Rosną-cym statystykom zakażeń towarzyszyła implementacja no-wych obostrzeń pandemicznych, co skutkowało obniżaniem projekcji popytowych. Nie bez znaczenia było także umocnie-nie w tym czasie indeksu dolara względem koszyka kluczo-wych walut do najwyższych wartości od roku oraz nasilająca się na całym świecie presja inflacyjna. Jednocześnie kryzys energetyczny wywołany rekordowymi cenami gazu ziemne-go nieco stracił na sile, co oznaczało mniejszy popyt na ropę w celu zastąpienia gazu ziemnego paliwami ciekłymi. Pewną rolę w spadku cen ropy odegrała również decyzja USA oraz Chin o uwolnieniu zapasów z rezerw strategicznych.

Rys. 38. Średnie ceny ropy Brent w 2021 roku.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych giełdy ICE.

1.DK. Większa transparentność rynku węgla.

2.DK. Stały monitoring rynku uprawnień do emisji CO₂, rynku gazu i ropy.

3.DK. Kontynuacja prac nad poszukiwaniem nowych obsza-rów i produktów w działalności TGE zmierzających do zwiększenia efektywności funkcjonowania i płynności rynku giełdowego.

4.DK. Monitoring i prace dotyczące kolejnych (po aktach prawnych) dokumentów wdrażających CSIRE, w tym Standardów Wymiany Informacji.

5.DK. Monitoring i prace dot. projektu, kolejnej nowelizacji – Prawa energetycznego oraz kolejnej nowelizacji ustawy o OZE.

6.DK. Zmiany zasad rozliczania spółdzielni energetycznych.

7.DK. Bardziej czytelne rozliczenia/faktury dla odbiorców (szczególnie gospodarstw domowych).

1.DD. Dążenie do całkowitego uwolnienia cen energii elek-trycznej dla odbiorców w gospodarstwach domowych z uwzględnieniem uwarunkowań zmieniającego się ryn-ku energii.

2.DD. Realizacja przyjętych zmian modelu pomiarowo–rozli-czeniowego, w tym wymiana liczników na liczniki zdal-nego odczytu, wdrożenie CSIRE oraz OIRE oraz dalsza digitalizacja rynku energii elektrycznej.

3.DD Przebudowa modelu rynku energii elektrycznej z uwzględnieniem doświadczeń roku 2021 i 2022.

4.DD. Wprowadzenie inteligentnego opomiarowania i powoła-nie Operatora Informacji Rynku Energii, za priorytetowe

uznając skrócenie czasu zmiany sprzedawcy do 1 tygo-dnia, a następnie 24 godzin.

1.DD. Nowe zadania i role oraz produkty po stronie spółek obrotu po wdrożeniu do polskiego porządku prawnego Pakietu Czysta energia dla wszystkich Europejczyków oraz nowego pakietu unijnego „Fit for 55”, ewentualnie jego zmiany.

2.DD. Zdefiniowanie strategii i roli poszczególnych uczestni-ków rynku, ministerstw, Regulatora w zakresie obowiąz-kowych działań wspierających osiągnięcie przez Polskę celu neutralności klimatycznej do 2050 roku.

3.DD. Zmniejszenie niepewności na rynku uprawnień do emi-sji CO₂ związanej z niedookreśleniem działań w hory-zoncie długoterminowym.

4.DD. Monitoring przez uczestników rynku zmian aktów prawnych z zakresu regulacji finansowych (MIFID, EMIR, REMIT) w celu dostawania się do potencjalnych zmian.

5.DD. Zdefiniowanie i wdrożenie mechanizmów rozliczania odbiorców końcowych, w tym odbiorców w gospodar-stwach domowych, uzależniających ceny energii elek-trycznej od godzin jej wykorzystywania (taryfy dyna-miczne, tzw. świadomy odbiór).

6.DD. Uproszczenie obowiązków sprawozdawczych i ogranicze-nie liczby raportów na rynku energii elektrycznej i gazu do niezbędnego minimum ze wskazaniem jednego pod-miotu gromadzącego wszystkie sprawozdania (np. URE).

1.DK Analiza możliwości zapewnienia ciągłości dostaw gazu oraz regulacji w zakresie podaży i popytu gazu ziem-nego, ze szczególnym uwzględnieniem wydarzeń 2021 i 2022 roku.

6. Corporate Power Purchase Agreement (cPPA)

6. Corporate Power Purchase Agreement (cPPA)

6. Corporate Power Purchase Agreement (cPPA) 6. Corporate Power Purchase Agreement (cPPA) Działania krótkoterminowe (DK).

Energia elektryczna

Działania długoterminowe (DD).

Energia elektryczna

Działania krótkoterminowe (DK). Gaz Działania długoterminowe (DD).

Energia elektryczna i paliwo gazowe