V. Kształtowanie się cen energii elektrycznej, gazu i świadectw pochodzenia
4. Kształtowanie się cen uprawnień do emisji CO 2
Tabela 9. Średnie dobowe zmiany cen na rynku uprawnień do emisji CO2.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie notowań giełdy ICE.
Okres Q1 2021 Q2 2021 Q3 2021 Q4 2021 Q1 2022
Średnia cena SPOT
[EUR/t] 37,64 50,07 57,05 68,72 82,82
Średnia zmiana dobowa 0,73 0,82 0,97 1,93 2,28
Rys. 27. Notowania na rynku uprawnień do emisji CO2 oraz średnie dobowe zmiany cen zamknięcia.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie notowań giełdy ICE.
27 Ceny uprawnień do emisji CO2 w tej części raportu odnoszą się do rynku SPOT.
Jako czynniki cenotwórcze na początku 2021 roku można wskazać ożywienie gospodarcze, powrót aukcji pierwotnych, negocjacje dotyczące redukcji emisji do roku 2030 trwające w Radzie UE i PE oraz uruchomienie brytyjskiego systemu
handlu uprawnieniami UK ETS. W związku z powyższym cena stopniowo rosła aż do połowy maja, kiedy to cena EUA osią-gała poziom 56,49 EUR/t chwilę przed dużą korektą związa-ną z uruchomieniem aukcji UKA, które spowodowało spadek
Rys. 28. Wolumen obrotu gazem na TGE w podziale na poszczególne rynki w kolejnych latach.
Źródło: Opracowanie na podstawie danych TGE.
o ponad 6 EUR/t w ciągu 2 dni. Ważnym wydarzeniem było ogłoszenie 14 lipca pakietu „Fit for 55”, będącego podsumo-waniem trwających od końca 2020 roku dyskusji dotyczących zaostrzenia europejskiej polityki klimatycznej. Pomimo propo-zycji kluczowych zmian dla funkcjonowania systemu EU ETS ceny utrzymały się na poziomie niższym niż 55 EUR/t. Pod ko-niec sierpnia została „przebita” bariera 60 EUR/t, która stała się nowym wsparciem w następnym miesiącu. Ze względu na spadki cen na rynkach energii oraz gazu miała miejsce przej-ściowa korekta zniżkowa cen w systemie EU ETS, która skutko-wała opuszczeniem trendu wzrostowego przez znaczną część października, do którego rynek „powrócił” jednak pod koniec miesiąca. Listopad przyniósł rekordowe dotychczas wzrosty – ceny wzrosły z poziomu 56,93 do 75,35 EUR/t, co zostało spowodowane m.in. przez ustalenia na szczycie klimatycznym COP26, rosnące ceny surowców i energii związane z nadcho-dzącą zimą oraz wstępny raport ESMA, który nie stwierdził poważnych nieprawidłowości na rynku uprawnień do emisji CO2. Problemy z surowcami, szczególnie gazem, prognoza niż-szych temperatur powietrza oraz wygasanie kontraktów ter-minowych i opcji wpłynęły na bardzo wysoką zmienność cen uprawnień EUA w grudniu, gdzie mogliśmy zobaczyć zmianę o 11,5 EUR/t względem sesji poprzedzającej.
W pierwszym kwartale 2022 roku nadal obserwujemy duże wahania cen, prowadzą one do rekordowej wartości EUA 96,38 EUR/t (8 lutego 2022 roku.). Ostatni tydzień lutego „wstrzą-snął” rynkiem uprawnień do emisji CO2, przez eskalację konflik-tu Rosji z Ukrainą. Podczas trzech ostatnich sesji lutego oraz pierwszej marcowej sesji EUA straciło 26,22 EUR/t. W dalszym okresie rynek CO2 mocno reagował na doniesienia dotyczące
polityki energetycznej UE i ewentualnego zakończenia zakupu paliw kopalnych z Federacji Rosyjskiej. Od 8 marca 2022 roku, w ciągu trzech sesji cena EUA wzrosła o 18,09 EUR/t. Końców-ka analizowanego okresu charakteryzowała się już mniejszą zmiennością, a ostatnia marcowa sesja zamknęła się z ceną 76,27 EUR/t.
Rok 2021 był kolejnym rokiem wzrostu obrotu gazem na TGE.
Ponownie zostały pobite rekordy wolumenowe. Łączny wo-lumen obrotu na rynku terminowym (RTPG) oraz rynkach spotowych (RDBg oraz RDNg) wyniósł 180 768 253 MWh i był o 19,3% większy niż w roku 2020. Na wzrost wolumenu w 2021 roku przede wszystkim wpłynęło zwiększenie obrotu o 21,4%
na RTPG (OTF) oraz na rynku spotowym – RDNg i RDBg (RTG) o 10,8% w stosunku do 2020 roku.
Miesiącami o największym obrocie łącznie dla spotowych ryn-ków gazu były: styczeń–kwiecień oraz grudzień. Maksymalne dobowe zapotrzebowanie na gaz w 2021 roku odnotowano 18 stycznia. W tym dniu zapotrzebowanie przekroczyło 1 TWh.
Najmniejszą płynność rynków spotowych odnotowano w mie-siącach letnich, co było związane z najniższym zapotrzebo-waniem na gaz. Minimalne dobowe zapotrzebowanie na gaz w 2021 roku odnotowano 11 września. W tym dniu zapotrze-bowanie wyniosło 0,34 TWh.
5. Rynek gazu
Rynek Energii Elektrycznej i Gazu w Polsce – stan na 31 marca 2022 r. Raport TOE
66
Licząc „po dostawie” w 2021 roku na TGE sprzedano 173,20 TWh gazu, tj. o 23,5% więcej niż w 2020 roku (140,23 TWh).
Poniższy rysunek przedstawia średnioważone wolumenem kwartalne ceny gazu w dostawie na rok 2021.
Rynek SPOT
Spotowe ceny gazu w 2021 roku w ujęciu rocznym charakte-ryzowały się bardzo dużą zmiennością. W grudniu 2021 roku średnioważone ceny dla rynków SPOT, tj. RDNg oraz RDBg, wyniosły odpowiednio 538,48 zł/MWh oraz 521,10 zł/MWh, co oznacza wzrost od poziomów lutowych i marcowych minimów o ponad 460%. Miesiącem o największej płynności okazał się grudzień, kiedy to łączny obrót na RDNg i RDBg wyniósł 3,76 TWh. Najmniejsza płynność została odnotowana w czerw-cu, kiedy to obrót na obu rynkach nie przekroczył 1 TWh.
Rynek terminowy – RTPG (OTF)
Analizując kontrakt roczny z dostawą w 2022 roku – GAS_BA-SE_Y-22, w styczniu średnioważony kurs transakcji tego kon-traktu osiągnął minimum i wyniósł 84,69 zł/MWh. Natomiast już w grudniu cena kontraktu rocznego wyniosła 403,38 zł/MWh (wzrost o ponad 370% od styczniowego minimum).
Średnie ceny ważone wolumenem dla kontraktu terminowe-go z dostawą w roku 2022, tj. GAS_BASE_Y-22, oraz dla Rynku Dnia Następnego i Bieżącego gazu zostały przedstawione na poniższym rysunku.
Rys. 29. Średnioważone wolumenem kwartalne ceny gazu po dostawie dla rynków RDBg, RDNg, RTPG.
Rys. 30. Średnie ważone wolumenem miesięczne ceny gazu kontraktów terminowych GAS_BASE_Y-22 oraz SPOT na Towarowej Giełdzie Energii z dostawą w 2021 roku (bez aukcji).
Źródło: Opracowanie na podstawie danych TGE.
Źródło: Opracowanie na podstawie danych TGE.
-6 766 866 966 :66
;66
<66
=2>!87
*?2!87
@/#!87
AB.!87
@/C!87
DE+!87
*.F!87
=.+!87
B#E!87
F/G!87
*.=!87 -#?!87
1234567
H#+%,.'B/I',>!A?#=!2#/,=/ADC.!JKL- H#+%,.'B/I',>!A?#=!2#/,=/ADC.!JKM-H#+%,.'B/I',>!A?#=!2#/,=/ADC.!N53OM53POQR88
Całkowity wolumen obrotu w 2021 roku na RTPG (OTF) wyniósł ponad 152,2 TWh, co stanowi wzrost o 21,4% w stosunku do 2020 roku. Na rynku terminowym zrealizowano ponad 84%
całkowitego obrotu gazu w 2021 roku na TGE. Największy wolu-men został przehandlowany w kontrakcie rocznym z dostawą
w roku następnym (w tym przypadku w 2022). Największy ob-rót na Rynku Terminowym Produktów z dostawą gazu ziemne-go odnotowano we wrześniu tj. ponad 23,23 TWh, najmniejszy zaś w kwietniu wynoszący 5,05 TWh.
Ceny gazu na rynku polskim i europejskim
W 2021 roku ceny SPOT błękitnego paliwa na rynku polskim i europejskim były blisko 400% (na rynku polskim 343%) wyż-sze niż w 2020 roku. Ceny gazu oferowanego na TGE na Ryn-ku Dnia Następnego były średnio wyższe niż na niemieckim hubie Gaspool (a od 1 października 2021 roku THE, który po połączeniu z hubem NCG obejmuje cały obszar Niemiec) o około 5%. Średni spread pomiędzy ceną gazu na TGE na
Ryn-ku Dnia Następnego a Gaspool wyniósł 2,48 EUR. Z uwagi na silne wahania cen gazu w 2021 roku oraz inne godziny notowań cen na rynku polskim i niemieckim, spready pomiędzy ceną gazu TGE a Gaspool osiągały bardzo wysokie wartości i cecho-wały się dużą zmiennością. Minimalna wartość spreadu wystą-piła w grudniu i wyniosła -17,64 EUR (wartość ujemna wystąwystą-piła 33 razy w ciągu całego roku). Maksymalna wartość spreadu wystąpiła w październiku i wyniosła 55,50 EUR.
Rys. 31. Średnie miesięczne wolumeny obrotu gazem na TGE w 2021 roku.
Rys. 32. Kwotowania SPOT TGE i Gaspool w 2021 roku.
Źródło: Opracowanie na podstawie danych TGE.
Źródło: Opracowanie na podstawie danych TGE i Gaspool.
! 6
766 866 966 :66
;66
<66
=2>!87
*?2!87
@/#!87
AB.!87
@/C!87
DE+!87
*.F!87
=.+!87
B#E!87
F/G!87
*.=!87 -#?!87
1234567
H#+%,.'B/I',>!A?#=!2#/,=/ADC.!JKL- H#+%,.'B/I',>!A?#=!2#/,=/ADC.!JKM-H#+%,.'B/I',>!A?#=!2#/,=/ADC.!N53OM53POQR88
Rok 2021 charakteryzował się bezprecedensowym wzrostem cen gazu ziemnego, co było efektem zwiększonego zapotrze-bowania na gaz w wyniku odbicia gospodarczego po pande-mii COVID-19 oraz ograniczonej podaży surowca, wynikającej m.in. z opróżnionych po zimie magazynów i niższych, celowo ograniczanych przepływów z Rosji.
W pierwszej połowie roku obserwowaliśmy stabilny wzrost cen, wywołany okresem dłuższego ochłodzenia, co skutkowa-ło zwiększonym zapotrzebowaniem na gaz do celów grzew-czych. W tym samym czasie wystąpił wysoki popyt rynków azjatyckich na dostawy LNG, a wyższe ceny na tamtejszych rynkach spowodowały przekierowywanie części dostaw z Eu-ropy w region Pacyfiku. W efekcie przedłużył się okres poboru surowca z europejskich magazynów, skutkując historycznie niskim poziomem zapasów gazu po zimie 2020–21.
Niewielkie zapasy gazu rzutowały również na ceny w drugiej połowie 2021 roku. Dodatkowymi czynnikami wspierającymi wzrost cen były malejąca produkcja gazu w Europie wynikają-ca z ograniczeń wydobycia gazu z największego europejskiego złoża Groningen, a przede wszystkim malejąca podaż gazu z Rosji przez rurociągi inne niż Nord Stream. Łącznie zano-towano spadek przepływów z kierunku wschodniego o 8%
w porównaniu z 2020 rokiem. Ponadto ograniczenia produkcji w Wielkiej Brytanii i większe niż typowe poziomy remontów i awarii aktywów wytwórczych w Norwegii doprowadziły do wzrostu niedoboru gazu w Europie w okresie letnim.
Wraz z rozpoczęciem sezonu zimowego wzrosty cen ponow-nie przyspieszyły, bijąc kolejne rekordy kwotowań. Wzrosty cen były dodatkowo wspierane przez większą generację ener-gii elektrycznej z aktywów wytwórczych opartych na paliwie gazowym – w efekcie warunków pogodowych powodujących niską generację energii ze źródeł odnawialnych.
Rys. 33. Podaż gazu ziemnego w UE w latach 2017–2021.
Źródło: Opracowanie na podstawie danych IHS Markit.
Bezprecedensowy wzrost cen w Europie pod koniec roku oraz spadek zapotrzebowania na rynkach azjatyckich spowodował, że więcej ładunków LNG zaczęło docierać na rynek europej-ski, co odbudowało podaż gazu z regazyfikacji. Towarzyszyło temu jednak okresowe wstrzymanie dostaw gazu rosyjskiego do Niemiec Gazociągiem Jamalskim, jak również ograniczanie przepływów przez Ukrainę. Ponadto w ostatnich miesiącach roku 2021 gaz docierał na Węgry już od strony Bałkanów przez gazociąg South Stream, a nie jak wcześniej przez Ukrainę.
W efekcie tych działań wolumen rosyjskich dostaw do Euro-py Północno-Zachodniej (na płynne huby europejskie) spadł w znacznie większym stopniu niż dostawy do Europy ogółem.
Po stronie popytowej rok 2021 zapisał się wysokim wzrostem zapotrzebowania, na który wpływ miało kilka czynników. Pierw-szy to restrykcje pandemiczne i popularyzacja pracy zdalnej, które przełożyły się na konieczność podwójnego ogrzewania powierzchni biurowych i domowych. Na to nałożyło się ochło-dzenie pod koniec sezonu zimowego i związane z nim prze-dłużenie okresu grzewczego w Europie Północno-Zachodniej, w efekcie czego w 2021 roku zanotowano 11-proc. wzrost za-potrzebowania na cele grzewcze w porównaniu z rokiem 2020.
Z kolei odbicie się gospodarki po pandemii spowodowało po-pyt na gaz sektora przemysłowego o 5% większy rok do roku.
Do sierpnia 2021 roku popyt na gaz stymulowany był także przez wysokie zapotrzebowanie elektroenergetyki, deter-minowane przez opłacalność przechodzenia z węgla na gaz w generacji energii elektrycznej (coal-gas switching – CGS).
Stosunek cen gazu ziemnego, węgla i uprawnień do emisji CO2 powodował, że produkcja energii elektrycznej z gazu była bar-dziej opłacalna (czasami nawet z najmniej sprawnej elektrow-ni gazowej) elektrow-niż produkcja energii elektrycznej z węgla (nawet z najbardziej sprawnej elektrowni węglowej). Ceny gazu
ziemnego w ciągu pierwszych ośmiu miesięcy znajdowały się w lub poniżej korytarza cenowego CGS wyznaczonego przez wartości MIN (porównanie najbardziej sprawnej elektrowni węglowej z najmniej sprawną elektrownią gazową) i wartości MAX (najmniej sprawna węglowa i najbardziej sprawna gazo-wa). Od września sytuacja się zmieniła i już do końca roku ceny gazu znajdowały się znacząco powyżej korytarza CGS powo-dując, że generacja energii z gazu ziemnego stała się nieopła-calna w porównaniu z węglem.
Rys. 34. Popyt na gaz sektora gospodarstw domowych i przemysłowego w UE w latach 2017–2021.
Rys. 35. Cena gazu ziemnego na TTF względem korytarza CGS w 2021 roku.
Źródło: Opracowanie na podstawie danych IHS Markit.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych ICE.
390,0
2017 2018 2019 2020 2021
mld m3
mld m3
Popyt sektora przemysłowego w EU 28
Przemysł Popyt EU28
2017 2018 2019 2020 2021
mld m3
mld m3
Popyt sektora gospodarstw domowych w EU 28
Cele grzewcze Popyt EU28
2017 2018 2019 2020 2021
mld m3
mld m3
Popyt sektora przemysłowego w EU 28
Przemysł Popyt EU28
2017 2018 2019 2020 2021
mld m3
mld m3
Popyt sektora gospodarstw domowych w EU 28
Cele grzewcze Popyt EU28
W efekcie w 2021 roku mieliśmy do czynienia z zapotrzebo-waniem na gaz do produkcji energii elektrycznej wyższym jedynie o 0,8% rok do roku. W odniesieniu do rekordowego
dotychczas roku 2019 zanotowano więc mniejszy o 3,5% po-pyt sektora elektroenergetyki.
Węgiel kamienny
W 2021 roku gospodarka światowa odrabiała straty po loc-kdownach z 2020 roku spowodowanych koniecznością zaha-mowania rozprzestrzeniania się pandemii COVID-19. Wzrost gospodarczy oraz warunki pogodowe były jednymi z głównych czynników wzrostu cen węgla energetycznego w analizowa-nym okresie. Poprawa sytuacji gospodarczej w Europie i na świecie znacząco zwiększyła popyt na surowiec, co doprowa-dziło do skokowych wzrostów cen surowca na rynkach świa-towych wspieranych okresowymi ograniczeniami po stronie podaży oraz wysokimi cenami gazu ziemnego.
Średnia cena kontraktu rocznego węgla w portach ARA wy-niosła w 2021 roku około 99,47 USD/t i była o około 42,16 USD/t wyższa od średniej ceny kontraktu rocznego w 2020 roku (+73,6%). Początek roku na rynku węgla nadal uzależnio-ny był od działań związauzależnio-nych z tłumieniem skutków pandemii COVID-19, co skutkowało dość głębokimi spadkami cen su-rowca. Stagnacja na rynku węgla trwała praktycznie do końca pierwszego kwartału 2021 roku. Średnia miesięczna cena wę-gla wahała się w tym okresie od 8,93 zł/GJ w lutym do około 9,94 zł/GJ w marcu. Z początkiem drugiego kwartału 2021 ro-
ku można było zaobserwować pierwsze symptomy ożywie-nia gospodarczego w przemyśle wpływające na rynek węgla, których skutki można było zauważyć we wzrostach cen wę-gla energetycznego. Comiesięczne, kilkuprocentowe wzrosty cen spowodowały wzrost średniomiesięcznej ceny węgla na przestrzeni drugiego kwartału o ponad 15%. Umacnianie się największych światowych gospodarek w czerwcu 2021 roku doprowadziły do sytuacji, w której główne indeksy cenowe dla węgla (Australia, RPA, Europa, Rosja) wzrosły o ponad 30%
w stosunku do średniej ceny z grudnia 2020 roku. Za wzrosty cen węgla pod koniec pierwszego półrocza odpowiedzialny był zwiększony popyt na rynku spowodowany wzrostem za-potrzebowania na energię, który towarzyszył odbudowującym się gospodarkom połączony z ograniczeniami po stronie po-dażowej z Rosji i Kolumbii.
Wzrosty cen węgla kamiennego na rynku międzynarodowym, jakie miały miejsce w pierwszym półroczu 2021 roku, były symboliczne z punktu widzenia rozwoju sytuacji, która miała miejsce w drugiej połowie roku. Wysokie ceny węgla w portach ARA wspierane były silnymi wzrostami cen gazu ziemnego, które napędzały popyt na węgiel. Silne wzrosty popytu na gaz na rynku azjatyckim spowodowały przekierowanie frachtów z LNG, co dodatkowo pogorszyło stany magazynowe gazu w Europie i wzmocniło rosnący popyt na węgiel kamienny, czego efektem były skokowe wzrosty cen surowca w ujęciu miesięcznym. W lipcu średnia miesięczna cena węgla ARA przekroczyła 13 zł/GJ i była w silnym trendzie wzrostowym aż Rys. 36. Generacja energii elektrycznej z gazu w latach 2017–2021.
Źródło: Opracowanie na podstawie danych IHS Markit.
6. Ceny nośników energii – uwarunkowania