Rynek Dnia Następnego energii elektrycznej

V. Kształtowanie się cen energii elektrycznej, gazu i świadectw pochodzenia

1. Rynek Dnia Następnego energii elektrycznej

6 TWh w 2020 roku. Wzrost cen gazu z poziomu około 16 EUR/

MWh do poziomu około 140 EUR/MWh wraz ze wzrostem cen CO₂ przełożył się na wzrost kosztów wytwarzania o ponad 800 zł/MWh do poziomu 320 EUR/MWh i około 1500 zł/MWh.

Największa dynamika wzrostu cen nastąpiła w całej Europie w czwartym kwartale, gdzie w Niemczech ceny zwiększyły się o 350%, we Francji o blisko 400%, a w Skandynawii o 600%.

Z uwagi na rosnące koszty wytworzenia energii w Polsce (średnia cena EUA wzrosła do poziomu 53 EUR/t z 25 EUR/t) oraz zmiany metodologii dotyczącej wyznaczania udostępnia-nych przez PSE SA mocy transgraniczudostępnia-nych, Polska w 2021 ro- ku zmniejszyła import energii z sąsiednich krajów do wspo-minanego wcześniej poziomu prawie 0,8 TWh (rok wcześniej było to blisko 8% zapotrzebowania). Wprowadzenie nowej wirtualnej strefy cenowej PLC umożliwiło tranzyt energii ze Skandynawii, głównie do Słowacji oraz na Bałkany. Polska go-spodarka została zaskoczona koniecznością konkurowania o import energii ze Skandynawii z państwami południa Euro-py. Oczywiście zdecydowanie większa zmiana poziomów kosz-tów wytworzenia energii w krajach ościennych uczyniła import energii nieopłacalnym, a z kolei kryteria bezpieczeństwa pracy systemu nie pozwalały na udostępnianie mocy eksportowych w godzinach z najwyższym zapotrzebowaniem. W poprzed-nich latach import energii był możliwy głównie w godzinach z największym poziomem zapotrzebowania, natomiast w pierwszych godzinach doby zazwyczaj rynek „nie otrzymy-wał” możliwości importu energii.

Główną przyczyną wzrostu średniej ceny energii, przede wszystkim w godzinach szczytowych, była zmiana relacji ce-nowych. Eksport do Niemiec, Czech lub Słowacji był opłacalny jedynie w sytuacjach dużej generacji z elektrowni wiatrowych.

Nowy sposób wyznaczania oraz alokowania mocy przesyło-wych wywarł również znaczący i niestety negatywny wpływ na płynność na rynku intraday w Polsce. W nowej metodologii prawie wszystkie zdolności są alokowane na rynku spotowym, co ograniczana możliwość wymiany energii na rynku intraday.

Brak konkurencji uczestników z rynków zagranicznych wpływa na brak motywacji do zawierania transakcji przez krajowych uczestników lub jest to niemożliwe z uwagi na brak zdolności przesyłowych, które już dzień wcześniej zostały w 100% wyko-rzystane. Taka konstrukcja rynku zwiększa koszty wytwarza-nia energii z uwagi na brak możliwości zbilansowawytwarza-nia swojej pozycji, która silnie zależy od prognoz pogody z uwagi na zna-czący wzrost generacji prosumentów i PV.

W 2021 roku nastąpił wzrost łącznego zapotrzebowania na energię elektryczną rok do roku o 5,3% do poziomu 174,4 TWh, a o 2,9% w porównaniu z rokiem 2019 (bez „lockdownu”).

Z uwagi na brak dotkliwych ograniczeń spowodowanych

przez COVID-19, największy wzrost zapotrzebowania nastąpił w marcu, o 13%, oraz kolejnych miesiącach do lipca włącznie – o 9%. W grudniu 2021 roku z uwagi na warunki pogodowe wzrost wyniósł 6%. W 2021 roku generacja w krajowych elek-trowniach zwiększyła się o 23%, największy wzrost produkcji odnotowały elektrownie wykorzystujące węgiel kamienny o blisko 30% – do poziomu 93 TWh, natomiast spadek produkcji w elektrowniach gazowych wyniósł 4%. Elektrownie wiatrowe wyprodukowały 14,2 TWh energii, co jest porównywalne z ro-kiem poprzednim, natomiast elektrownie wodne generowały prawie 5% więcej w stosunku do roku poprzedniego. Osiągnię-to również hisOsiągnię-toryczne maksimum produkcji z elektrowni foOsiągnię-to- foto-woltaicznych wynoszące 1,7 GW we wrześniu, a w całym roku źródła te wyprodukowały blisko 4,8 TWh, tj. 116% więcej niż w roku poprzednim.

Zmiany cen w ciągu 2021 roku były zgodne ze zmianami fun-damentalnymi, czyli wzrostem zapotrzebowania, okresowym zwiększeniem generacji z OZE, zmianami w bilansie wymiany transgranicznej, gwałtownym wzrostem kosztów produk-cji zarówno na rynku krajowym (wzrost cen CO₂), jak i zagra-nicznym (wzrost cen gazu). Najwyższe ceny na rynku SPOT w 2021 roku zanotowano również 22 grudnia 2021 roku, gdy średnia cena została określona na poziomie 1638 zł/MWh (w 2020 roku maksymalna cena wyniosła 339 zł/MWh 16 grud-nia), a 2048 zł/MWh w godzinach szczytowych. Duży wzrost cen był wynikiem wysokiego zapotrzebowania na energię, niskiej dostępności jednostek wytwórczych spowodowanej najprawdopodobniej ograniczeniami w dostępności węgla ka-miennego oraz wysokimi cenami w pozostałych krajach, które kształtowały się na poziomie powyżej 400 EUR/MWh. Z uwagi na awarie w elektrowniach konwencjonalnych (ubytek prawie 2 GW mocy) na rynku bilansującym odnotowano wysokie ceny – dla przykładu 13 grudnia 2021 roku średnia dobowa wynio-sła 1222 zł/MWh, a w godzinach szczytowych 1530 zł/MWh.

Warto również wspomnieć zdarzenie w stacji rozdzielczej w Rogowcu, która doprowadziła do awaryjnego wyłączenia elektrowni w Bełchatowie. Podczas tej awarii w sposób nagły z systemu KSE ubyło 3 GW mocy, które PSE SA postanowił „ra-tować” awaryjnym importem z krajów ościennych, zwiększa-jąc moce handlowe i umożliwiazwiększa-jąc samodzielny import ener-gii przez uczestników rynku oraz wymuszając pracę w innych elektrowniach. Tak rozległa awaria została szybko usunięta i nie przełożyła się bezpośrednio na ceny na rynku bilansują-cym. Pomimo tak znaczących problemów ze zrównoważaniem popytu i podaży na rynku krajowym PSE SA nie zdecydował się skorzystać z dostępnych instrumentów, których koszt funk-cjonowania obciąża polską gospodarkę. Operator nie ogłosił stanu zagrożenia, więc nie wykorzystywał przysługujących mu praw wynikających z rynku mocy i konieczności zapewnienia przez wytwórców wystarczających mocy w systemie.

Zmiany w przepływach i bilansie wymiany transgranicznej spo-wodowały spadek importu o blisko 100% oraz rekordowe za-potrzebowanie (zaza-potrzebowanie maksymalne około 27 617 MW, natomiast w grudniu wyniosło 16 TWh, 6% więcej niż rok wcześniej), co wymusiło zwiększoną produkcję w elektrow-niach krajowych, przez co z kolei nastąpiły gwałtowne spadki

dostępności węgla, a kopalnie nie były przygotowane na zwięk-szenie produkcji w tak krótkim czasie (patrz poniższy rysunek).

Przedstawione zdarzenia skutkowały znacznym wzrostem cen energii elektrycznej na rynku krajowym. W grudniu 2021 roku cena wzrosła o 219% w porównaniu z rokiem poprzednim.

Rys. 14. Stany zapasów węgla 2020–2021 (rysunek porównawczy).

Rys. 15. Ceny dobowe na Rynku Dnia Następnego Towarowej Giełdy Energii.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z ARP.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych PSE-Operator SA.

Rys. 16. Całkowite miesięczne krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną (TWh).

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE SA.

Kluczowe czynniki rynku terminowego w 2021 roku stanowiły:

• zwiększenie nacisku przez EU na transformację energetyczną;

• wzrost cen gazu, z uwagi m.in. na decyzje strategiczne Gazpromu;

• historyczne poziomy marży elektrowni węglowych;

• konieczność konkurowania o surowce energetyczne z Azją.

W 2021 roku z uwagi na liczne zawirowania na rynkach świa-towych, m.in. powodzie w Australii, susze w Chinach oraz Bra-zylii, problemy z łańcuchami dostaw po gwałtownym odbiciu gospodarek oraz zmiany modelu rynku transgranicznego han-dlu energią, ceny energii cechowały się niespotykaną dotąd zmiennością. W tym kontekście można wyróżnić najważniejsze wydarzenia o charakterze fundamentalnym, które wpływały na wzrost fluktuacji cen, są to m.in.:

a) restrykcyjna polityka Chin względem COVID-19 – w analizo-wanym okresie, Chiny podtrzymywały swoją politykę „zera tolerancji dla COVID-19” przez co nawet jedna zdiagnozowa-na osoba w porcie lub zakładzie produkcyjnym powodowała działania zmierzające do nałożenia kwarantanny na cały zakład lub obiekt. W konsekwencji dochodziło do sytuacji gdzie np. kontenerowce, tankowce itp. musiały oczekiwać w portach znacznie dłużej niż zwykle, tym samym ogra-niczając przepływ surowców energetycznych i dóbr kon-sumpcyjnych;

b) blokada Kanału Sueskiego – kontenerowiec Ever Green 23 marca 2021 roku wpłynął na mieliznę w Kanale Sueskim, tym samym uniemożliwiając przepływ towarów i surowców przez jedną z najważniejszych dróg morskich świata i głębiając tym samym problemy w globalnym handlu po-wstałe przez pandemię COVID-19;

c) „Fit for 55” – Komisja Europejska ogłosiła nowy plan dla Eu-ropy w postaci Europejskiego Zielonego Ładu, którego po-chodną jest pakiet „Fit for 55”; konsekwencją tego działania była zmiana celów redukcji emisji oraz wykorzystania sze-roko rozumianych OZE w perspektywie kolejnych lat; pakiet co do zasady ma dać jasny sygnał i kierunek rozwoju dla energetyki jak również gospodarki europejskiej;

d) problemy elektrowni atomowych we Francji – francuski Urząd ASN w ramach obowiązkowych przeglądów instala-cji dokonał wykrycia wad reaktorów w postaci korodowania poszczególnych elementów; wykrycie tak poważnej usterki wpłynęło na całkowitą zmianę planów pracy elektrowni atomowych we Francji w szczególności na przełomie lat 2021/2022, czyli okresu, kiedy ilość dostępnej mocy w sys-temie jest szczególnie ważna;

e) Nord Stream 2 – mimo postępów w pracach budowy no-wego połączenia gazono-wego Rosji z Niemcami z czasem pojawiały się coraz większe wątpliwości co do zasadności istnienia niniejszego połączenia; już pod koniec roku po-jawiały się pierwsze sygnały sugerujące możliwość opóź-nienia handlowego przesyłu przez rurociąg, co w sytuacji 2. Rynek terminowy energii elektrycznej

niewystarczającego napełnienia magazynów było znaczą-cym czynnikiem wpływająznaczą-cym na zmienność cen gazu, wę-gla i w konsekwencji energii;

f) JAW910/TUR496 – Nowy Blok Elektrowni Jaworzno o mocy 910 MW, który w najbliższych latach miał stanowić podstawę bezpieczeństwa energetycznego, uległ awarii, której napra-wa wymagała długiego postoju jednostki; również nowo od-dawany do użytku blok w Turowie napotykał problemy i nie mógł pracować nieprzerwanie i z pełną mocą; awaria blo-ków tej klasy w momencie wysokich cen EUA bezpośrednio

wpłynęła na wycenę kontraktów terminowych na energię elektryczną w Polsce;

g) ubytek węgla w Polsce (patrz także poprzedni rozdział Raportu) – w drugiej połowie roku, pojawiły się przesłan-ki sugerujące znaczącą redukcję podaży węgla w Polsce, co niestety zostało zweryfikowane w okresie grzewczym, prowadząc do koniecznego postoju kluczowych jednostek w związku z brakiem paliwa. Przełożyło się to na małe wy-korzystanie nowych jednostek wytwórczych – jak pokaza-no w tabeli poniżej.

Blok Procent wykorzystania Moc zainstalowana

Bełchatów B14 62% 858

EC Włocławek B1 69% 465

Jaworzno 2 JWCD B7 23% 910

Kozienice 2 B09 50% 560

Kozienice 2 B10 44% 560

Kozienice 2 B11 56% 1075

Opole B5 52% 905

Opole B6 54% 905

Płock B01 44% 630

Pątnów 2 B9 50% 474

Turów B11 35% 496

Łagisza B10 46% 460

Tabela 7. Wykorzystanie bloków energetycznych.

Źródło: Polenergia Obrót SA.

Wszystkie wyżej wymienione zdarzenia przełożyły się m.in.

na wzrost wykorzystania gazu w Europie i szybsze „zu-żywanie” zasobów zgromadzonych w magazynach gazu, a w konsekwencji na wzrosty cen gazu i obawy o jego brak w nadchodzącym 2022 roku, szczególnie w pierwszym kwartale, gdzie miało nastąpić zwiększone jego zużycie z uwagi na dodatkowe wyłączenia elektrowni

konwencjonal-nych w Niemczech i problemy ze zbilansowaniem systemu.

Stan napełniania magazynów, co przedstawiono na rysunku poniżej, osiągnął historyczne minima, co w połączeniu z agre-sywną polityką Rosji oraz strategią Gazpromu skutkowało wy-ceną kontraktu rocznego pod koniec 2021 roku na poziomie 140 EUR/MWh, gdy na początku roku wycena wynosiła zaled-wie 16 EUR/MWh, czyli nastąpił wzrost o blisko 900%.

Rys. 17. Stan napełnienia magazynów gazu w EU (rysunek porównawczy).

Źródło: Polenergia Obrót SA.

Dalsze utrzymanie luźnej polityki monetarnej przez światowe banki centralne połączone z działaniami UE, która wzmocniła przekaz odnośnie do konieczności szybszego osiągnięcia neu-tralności klimatycznej, wpłynęło prowzrostowo na koszt praw do emisji CO₂. Handel CO₂ w 2021 roku rozpoczął się od pozio-mów około 32 EUR/t, by na początku grudnia osiągnąć poziom 90 EUR/t. Wzrost ten, mimo że znaczący, to i tak miał mniejszy udział we wzroście cen energii z uwagi na rekordowe zmiany ceny gazu. Można było zauważyć zmniejszenie się korelacji cen energii z CO₂ na korzyść cen gazu.

Koszty wytworzenia energii elektrycznej w elektrowniach gazowych w krajach Europy Zachodniej wzrosły z poziomów 233 zł/MWh do poziomu prawie 1500 zł/MWh, natomiast w elek-trowniach węglowych z 400 zł/MWh do poziomu 900 zł/MWh.

Różnicę w kosztach wytwarzania dla elektrowni węglowych i gazowych przedstawiono na rysunku poniżej. Dodatnie war-tości pokazują niższe koszty w elektrowniach węglowych niż w elektrowniach gazowych.

Rys. 18. Różnica w kosztach wytwarzania (zł/MWh) (rysunek porównawczy).

Źródło: Polenergia Obrót SA.

W Polsce z uwagi na bardziej zamknięty rynek energii wzrost kosztów wytworzenia energii był mniej drastyczny i wyniósł około 520 zł/MWh, co pozwoliło osiągnąć rekordowe poziomy marży w sektorze wytwarzania.

Zmiana modelu rynku dotyczącego wymiany transgranicznej (wprowadzenie wirtualnej strefy PLC), co przełożyło się na pra-wie 100% spadki importu i zmiany Polski na „eksportera” netto od sierpnia 2021 roku oraz zawirowania na rynkach europej-skich i światowych, pozwoliły wytwórcom na osiąganie rekordo-wych marż na zabezpieczaniu swojej produkcji na kolejne lata osiągając ponad 300 zł/MWh pod koniec roku, pomimo zmian w strukturze wytwarzania. W 2022 roku wciąż następował dy-namiczny wzrost mocy zainstalowanych w farmach fotowolta-icznych (szacowana moc zainstalowana to 9 GW w poprzednim roku), dodatkowo w systemie elektroenergetycznym pojawia się coraz więcej nowoczesnych elektrowni węglowych, ze znacznie wyższą sprawnością i mniejszym współczynnikiem emisyjności, co przekłada się na niższe koszty wytwarzania.

W 2021 roku kontrakt BASE_Y-22 „handlowany” był na TGE w niespotykanym do tej pory zakresie. W porównaniu z rokiem poprzednim, gdy różnica między minimum a maksimum wynio-sła tylko 40 zł/MWh, w 2021 roku kontrakt ten handlowany był w przedziale 251–926 zł/MWh, co przedstawia rysunek na stro-nie 59. Średnia roczna kontraktu BASE_Y-22 wyniosła 381 zł/MWh w porównaniu z 233 zł/MWh za kontrakt BASE_Y-21. Dla ostat-nich 40 kwotowań średnia wyniosła 609 zł/MWh i była wyższa niż realizacja SPOT w 2021 roku o 213 zł/MWh.

Kolejnym zjawiskiem występującym w 2021 roku był, po po-czątkowych spadkach, wzrost różnicy wyceny dostaw w godzi-nach szczytowych w stosunku do dostawy w każdej godzinie doby, co przedstawiono na rysunku poniżej, jako „wpływ ma-kroekonomii na RTT”. Wpływ na to zdarzenie miały dwa czyn-niki. Po pierwsze, problemy z zapełnieniem magazynów gazu, co przełożyło się na wzrost kosztów bilansowania systemu europejskiego i przyczyniło się do braku opłacalności importu energii. Po drugie, wprowadzenie wirtualnej strefy PLC, która

Rys. 19. Kwotowania kontraktu BASE Y-22 (EUR/MWh).

Rys. 20. Wpływ makroekonomii na RTT (zł/MWh).

Źródło: Polenergia Obrót SA.

umożliwiła transferowanie energii ze Skandynawii na południe Europy, m.in. do Słowacji, która dalej „przesyła” energię na ry-nek bałkański. Wcześniej, przed wprowadzeniem tej zmiany, nie było to możliwe z uwagi na restrykcyjne udostępnianie mocy eksportowych przez OSP. Te dwa czynniki powodowały dalszy wzrost mocy zainstalowanej w PV, które to zbliżały się do po-ziomu prawie 8 GW pod koniec 2021 roku. Z całą pewnością

sektor energetyczny nie był przygotowany na tak duże zmiany.

Szczególnie dotknęły one sektora wydobywczego, który miał trudności z zaspokojeniem krajowego zapotrzebowania na węgiel. Powyższe przyczyniło się, oprócz awarii elektrowni, do niskiego wykorzystania mocy zainstalowanej w najnowszych blokach energetycznych w Polsce.

Rynek Praw Majątkowych (RPM) dla energii elektrycznej wytworzonej w OZE oraz świadectw efektywności energe-tycznej funkcjonuje w oparciu o regulacje prawne nakładają-ce obowiązek uzyskania i umarzania świadectw pochodzenia lub wnoszenia opłaty zastępczej w odpowiedniej proporcji do wolumenu energii zużywanej przez odbiorców końcowych.

Zasadniczo obowiązek ten realizuje przedsiębiorstwo ener-getyczne, odbiorca przemysłowy oraz w określonych przy-padkach odbiorca końcowy, towarowy dom maklerski i dom maklerski. Odbiorcy przemysłowi, z uwagi na szczególne uwa-runkowania i charakterystykę prowadzonej działalności go-spodarczej, mogą korzystać z przywileju realizacji pomniejszo-nego poziomu obowiązku w zakresie praw majątkowych dla energii z OZE. Lista odbiorców przemysłowych publikowana jest na stronach internetowych URE.

Nałożone na wspomniane wyżej podmioty obowiązki są ele-mentem systemu wsparcia producentów energii elektrycznej z tego typu źródeł oraz podmiotów działających w obszarze poprawy efektywności energetycznej.

Na poziomy i zmienność cen praw majątkowych na rynku wpływa przede wszystkim kształtowanie się relacji podaży i popytu, będących pochodną poziomu nałożonego obo-wiązku. Rynek Praw Majątkowych jest również bardzo po-datny na wszelkiego rodzaju informacje o planowanych oraz zamierzonych zmianach legislacyjnych. Duże znaczenie dla wyznaczania górnych poziomów przedziałów cenowych mają

również wysokości jednostkowych opłat zastępczych, w tym ich maksymalne wysokości. Nie bez znaczenia pozostaje również możliwość (bądź nie) wniesienia opłat zastępczych w miejsce przedstawienia Prezesowi URE do umorzenia sto-sownej ilości świadectw pochodzenia lub świadectw efektyw-ności energetycznej.

Poziomy obowiązku na 2021 rok oraz poszczególne jednostko-we opłaty zastępcze (jOz) wynosiły:

• dla energii wytworzonej w odnawialnych źródłach – PMOZE_A, tzw. prawa majątkowe „zielone” – obowiązek na poziomie 19,5% sprzedaży odbiorcom końcowym; jOz – 172,77 zł/MWh (125% średniej ceny z roku poprzedniego m.in. 47 ust. 3 pkt 2 ustawy o OZE);

• dla energii wytworzonej z biogazu rolniczego – PMOZE-BIO, tzw. prawa majątkowe „błękitne” – obowiązek na poziomie 0,5% sprzedaży odbiorcom końcowym; jOz – 300,03 zł/MWh;

• dla świadectw efektywności energetycznej – PMEF, tzw. pra-wa majątkowe „białe” – obowiązek: 1,5%; jOz – 1823,26 zł/toe.

Prawa majątkowe PMOZE_A („zielone”)

Dla instalacji OZE będących w systemie certyfikacyjnym od sa-mego początku jego utworzenia (2005 rok), 2020 rok był ostat-nim rokiem, w którym otrzymywały one wsparcie w postaci certyfikatu PMOZE_A. W 2020 roku spodziewano się zatem możliwych korekt w obowiązku, tak aby dopasować malejącą podaż do popytu.

3. Rynek Praw Majątkowych

Rys. 21. Rozwój mocy OZE w systemie certyfikacyjnym.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie TGE.

Rynek Energii Elektrycznej i Gazu w Polsce – stan na 31 marca 2022 r. Raport TOE 61 W roku 2020 Ministerstwo Klimatu nie zdecydowało się na

korektę obowiązku i pozostawiło go na najwyższym pozio-mie 19,5%. Podobnie postąpiono z obowiązkiem za rok 2021 i utrzymano go na wysokim poziomie 19,5%. Utrzymanie obo-wiązku za 2021 rok tłumaczono spodziewanym spadkiem po-pytu na certyfikaty w związku z COVID-19. Korekty dotyczące zmian zapotrzebowania w związku z COVID-19 nie były tak duże jak pierwotnie zakładano, co w powiązaniu z malejącą

podażą spowodowało w 2021 roku zwiększenie się średniej ceny certyfikatów na rynku giełdowym do poziomu około 192 zł/MWh.

Rynek certyfikatów PMOZE_A jest rynkiem zamkniętym od 2016 roku. Ponadto po upływie 15-letniego okresu wsparcia jednost-ki tracą wsparcie w postaci certyfikatu, co oznacza coraz szyb-sze tempo kurczenia się tego rynku (patrz rysunek powyżej).

Ceny PMOZE_A, co widać także na rysunku powyżej, regular-nie przekraczają wyznaczaną co roku opłatę zastępczą (OZ), co jest pochodną wysokiego obowiązku umorzeń, ograni-czania generacji certyfikatów po upływie 15-letniego okresu wsparcia oraz malejącej nadwyżki certyfikatów. Dodatko-wo (w istniejącym stanie prawnym jego interpretacji przez

Prezesa URE) praktycznie nie ma możliwości realizacji obo-wiązku przez wniesienie opłaty zastępczej. Rynek certyfikatów PMOZE_A jest ściśle powiązany z rynkiem energii elektrycznej, a dochód z tytułu wyprodukowania 1 MWh w tym systemie stanowi sumę ceny energii elektrycznej oraz ceny certyfikatu, co przedstawiono na rysunku poniżej.

Rys. 22. Notowania PMOZE_A (indeksy cenowe i wolumeny dla praw majątkowych „zielonych”).

Rys. 23. Przychody w instalacjach OZE w systemie certyfikacyjnym.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie TGE.

Instalacje w systemie certyfikacyjnym obecnie stały się jednym z beneficjentów rosnących cen na rynku energii elektrycznej, które to ceny „napędzane” są rosnącymi cenami uprawnień do emisji CO₂ oraz paliw produkcyjnych (patrz poprzedni rozdział Raportu). W 2021 roku łączne przychody dla instalacji będą-cych w systemie certyfikacyjnym osiągnęły łącznie dochód bli-ski 600 zł/MWh, co jest historycznym maksimum, jeżeli chodzi o łączny przychód od początku istnienia systemu.

Prawa majątkowe PMOZE-BIO („błękitne”)

Prawa majątkowe „błękitne” są przyznawane producentom energii w biogazowniach rolniczych. W 2021 roku obowiązek zakupu świadectw pochodzenia energii z biogazu rolniczego wynosił 0,5%. W związku z niedoborem certyfikatów na rynku ceny świadectw PMOZE-BIO kształtują się zazwyczaj powyżej jednostkowej opłaty zastępczej, która odpowiada jej maksy-malnej wartości wynoszącej 300,03 zł/MWh.

Prawa majątkowe PMEF („białe”)

Rynek certyfikatów efektywnościowych charakteryzuje się niedoborem certyfikatów. Istniejąca podaż nie jest w stanie zaspokoić popytu.

Dla roku 2021 na rynku funkcjonują lub funkcjonowały aż czte-ry indeksy dla praw majątkowych „białych”, tj.:

• PMEF – świadectwa efektywności energetycznej, wydawane w oparciu o system przetargów, wygasły z dniem 30 czerwca 2021 roku;

• PMEF-2020 – świadectwa efektywności energetycznej wyda-wane dla zakończonych inwestycji (poza systemem przetar-gowym) – wygasły z dniem 30 czerwca 2021 roku;

• PMEF-2021 – świadectwa efektywności energetycznej wyda-wane dla zakończonych inwestycji (poza systemem

przetar-gowym) – wygasną po 30 czerwca 2022 roku;

• PMEF_F – świadectwa efektywności energetycznej wydawa-ne zgodnie z ustawą z dnia 20 maja 2016 r., niemające daty wygaśnięcia.

Rynek certyfikatów „efektywnościowych” charakteryzuje się permanentną nadwyżką popytu nad podażą. Certyfikaty PMEF wydane w oparciu o system aukcyjny obecnie już nie funkcjo-nują na rynku. Certyfikaty PMEF z indeksem roku 2021 zaspo-kajają tylko mały procent obowiązku i są wyceniane znacznie powyżej ustanowionej opłaty zastępczej (OZ). Wpływa na to znacznie utrudniony system spełnienia warunków do wniesie-nia OZ. Notowawniesie-nia PMEF_2021 oraz PMEF_F przedstawiono na

W dokumencie RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ I GAZU W POLSCE. Raport TOE. stan na 31 marca 2022 r. Warszawa, 27 maja 2022 r. (Stron 54-0)