IV. Nowe trendy w energetyce
4. Transformacja wodorowa w Polsce
24 https://www.gov.pl/web/klimat/podpisano-porozumienie- sektorowe-na-rzecz-rozwoju-gospodarki-wodorowej-w-polsce
25 https://isap.sejm.gov.pl/isap.nsf/download.xsp/WMP20210001138/O/
M20211138.pdf
2) Wykorzystanie wodoru jako paliwa alternatywnego w trans-porcie.
3) Wsparcie dekarbonizacji przemysłu.
4) Produkcja wodoru w nowych instalacjach.
5) Sprawny i bezpieczny przesył, dystrybucja i magazynowa-nie wodoru.
6) Stworzenie stabilnego otoczenia regulacyjnego.
Oprócz wskazanych celów strategia uwzględnia również istot-ne kierunki rozwoju dotyczące:
• wymiany pociągów spalinowych na wodorowe – powstanie pierwszych pociągów wodorowych;
• powołanie co najmniej 5 dolin wodorowych ze znaczącym udziałem infrastruktury przesyłowej wodoru;
• uruchomienie instalacji P2G klasy 1 MW na bazie polskich technologii;
• instalacja układów kogeneracyjnych i poligeneracyjnych dla budownictwa mieszkalnego, małych osiedli oraz obiektów użyteczności publicznej od 10 kW do 250 kW;
• wsparcie działań na rzecz pozyskania i zastosowania nisko-emisyjnego wodoru dla procesów produkcji petrochemicz-nej, chemicznej i nawozowej.
Rozwój rynku wodoru w Polsce – uwarunkowania rozwoju
Polska strategia wodorowa to rozwój poprzez wykorzysta-nie wodoru zarówno nisko-, jak i zeroemisyjnego w sektorze transportu, przemysłu i energetyki. Do efektywnego rozwoju rynku wodoru w Polsce wymagane są działania w 3 obszarach:
1) Rozwój technologii wodorowych.
2) Programy dofinansowań i środowisko regulacyjne.
3) Wzrost popytu na rozwiązania niskoemisyjne.
Rozwój technologii wodorowych wymaga zwiększenia nakła-dów inwestycyjnych – większość znajduje się na początkowym etapie rozwoju B+R, ścisłej współpracy z ośrodkami badaw-czymi oraz uniwersyteckimi.
W kontekście regulacji zarówno na poziomie krajowym, jak i europejskim istnieje konieczność dialogu i proaktywnych działań z regulatorami, jak i współpracy w modelu partner-stwa publiczno-prywatnego.
W kontekście wzrostu popytu na wodorowe technologie istnieje konieczność wzrostu świadomości potrzeby roz-woju źródeł OZE wśród odbiorców, większej skalowalności
– dostępności technologii wodorowych oraz rozwój mocy OZE. Takie działania pozwolą zwiększyć niską obecnie dostęp-ność infrastruktury, relatywnie wysoki koszt inwestycyjny oraz zwiększyć wsparcie środowiska regulacyjnego.
Dofinansowanie
Jako przykład dofinansowania – w ramach działalności wspie-rającej budowę instalacji wodorowych dla celów transporto-wych w ramach działalności NFOŚiGW w styczniu 2022 roku ruszył program priorytetowy „Wsparcie infrastruktury do ła-dowania pojazdów elektrycznych i infrastruktury do tankowa-nia wodoru”, zakładający w ramach wspólnej puli 870 mln zł – w tym 100 mln zł na budowę 20 stacji wodorowych w Polsce.
Ze wskazanych bezzwrotnych dotacji na budowę infrastruk-tury będą mogły skorzystać samorządy, firmy, spółdzielnie i wspólnoty mieszkaniowe oraz rolnicy indywidualni. Celem jest upowszechnienie w Polsce samochodów zeroemisyjnych, jak również przemysłu i usług, zwłaszcza w sektorach działają-cych na rzecz elektromobilności, takich jak produkcja ładowa-rek, wytwarzanie wodoru, IT, inne.
Zmiany regulacyjno-prawne
Podstawowym dokumentem prawnym rynku elektromobilno-ści jest ustawa z dnia 11 stycznia 2018 roku o elektromobilnoelektromobilno-ści i paliwach alternatywnych (ustawa o elektromobilności) [26].
Określa ona sposoby funkcjonowania rynku, podział ról w roz-woju infrastruktury – stacji ładowania, obowiązki informacyjne, warunki funkcjonowania stref czystego transportu, zasady do-stępu stron trzecich. Ustawa ma na celu stymulowanie rozwoju elektromobilności w Polsce w sektorze transportu w Polsce.
Ustawa została w istotnym stopniu znowelizowana 24 grudnia 2021 roku [20] Wprowadzone zmiany obejmują m.in.:
1) Przepisy określające procedurę instalacji ładowarki w bu-dynku mieszkalnym wielorodzinnym na wniosek miesz- kańca.
2) Przepisy dotyczące instalacji infrastruktury wstępnej w bu-dynkach nowych – w odniesieniu do budynków mieszkal-nych, niemieszkalmieszkal-nych, istniejących oraz nowych.
3) Usprawnienie procedur przyłączeniowych – zasady 5. Rynek elektromobilności w Polsce
przyłączania do sieci elektroenergetycznej oraz mechani-zmy przydzielania mocy przyłączeniowej.
4) Porównywanie ceny paliw – obowiązki publikowania da-nych.
5) Doprecyzowanie definicji stacji ładowania – definicja stacji uzupełniona o element wykorzystywania jej do świadcze-nia usług ładowaświadcze-nia.
6) Projekty rozporządzeń wykonawczych – wysokości opłat za nadanie nr EIPA, wzorów zgłoszeń, wymagań technicznych dla jednostek pływających.
7) Zdjęcie z OSD obowiązku interwencyjnej budowy ogólnodo-stępnych stacji ładowania pojazdów elektrycznych – poza stacjami, których budowa została rozpoczęta, i stacjami, których termin przyłączenia upływał z końcem 2021 roku.
8) Pozostałe zmiany – wprowadzenie przepisów nadawania kodów EIPA przez UDT, określenie zasad postępowania ze stacją wybudowaną, przez operatora sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej.
W kontekście zmian regulacyjnych warto wspomnieć również o projekcie rozporządzenia AFIR (Alternative Fuels Infrastru--cture Regulation) [11]. To planowane unijne rozporządzenie, które ma zastąpić dyrektywę AFID (Alternative Fuels Infra-structure Directive) [8]. jest częścią pakietu legislacyjnego (FIT for 55), którego celem jest ograniczenie emisji gazów cie-plarnianych przez UE o 55% do roku 2030 oraz osiągnięcia neutralności klimatycznej do roku 2050. Rozporządzenie AFIR [11] ma nałożyć na Państwa Członkowskie obowiązek zapew-nienia infrastruktury ładowania dla dwóch kategorii pojazdów LDEV i HDEV. To w istotny sposób może wpłynąć na tempo bu-dowy infrastruktury sieci ładowania pojazdów elektrycznych, oraz nałożyć dodatkowe obowiązki na operatorów Miejsc Ob-sługi Pasażerów (MOP).
Dla bazowej europejskiej sieci transportowej TEN-T oznacza to m.in.:
• do końca 2025 roku:
– pojazdy LDEV – miejsca ładowania o mocy przynajmniej 300 kW z min. 1 ładowarką 150 kW w odległości do 60 km, – pojazdy HDEV – miejsce ładowania o mocy przynajmniej
1400 kW z min. 1 ładowarką o mocy 350 kW w odległości-do 60 km,
• do końca 2030 roku:
– pojazdy LDEV – miejsca ładowania o mocy przynajmniej 600 kW z min. 2 ładowarkami 150 kW w odległości do 60 km,
– pojazdy HDEV – miejsce ładowania o mocy przynajmniej 3500 kW z min. 2 ładowarkami o mocy 350 kW w odle-głości do 60 km.
Podobne rozwiązania z terminem do końca 2030 roku i 2035 roku dotyczyć będą kompleksowej sieci TEN-T.
Rozwój rynku – liczba bazy samochodowej oraz infrastruktury ładowania
Rynek samochodów elektrycznych w Polsce pod względem wolumenu na koniec 2021 roku przekroczył 40 tys. rejestracji (liczba całkowita rejestracji od 2010 roku), w tym samochody elektryczne (BEV) stanowią 48%, a hybrydy typu plug-in 52%
liczby całkowitej. Sama sprzedaż samochodów elektrycznych wyniosła ok. 20 tys. pojazdów. Stanowi to wzrost r/r o ponad 100%. Wskazane rejestracje w głównej mierze dotyczą firm, leasingodawców oraz dealerów samochodowych, w drugiej kolejności osób indywidualnych. Sprzedaż dotyczyła głównie ośrodków miejskich, w tym Warszawy – ok. 23% łącznej sprze-daży, w pozostałych miastach do 1 mln mieszkańców – łącznie 27,9% łącznej sprzedaży. W miastach w przedziale 150–300 tys.
mieszkańców to liczba 12,6% ogólnej sprzedaży, 100–150 tys.
mieszkańców – 5,9%, 50–100 tys. mieszkańców – 6,8% [75].
Odnośnie do infrastruktury ładowania na koniec 2021 roku funkcjonowało w Polsce ok 1900 stacji ładowania, w większości w modelu urządzeń typu AC (70%). Ich lokalizacja to w więk-szości miejsca parkingowe (39,5%) oraz obiekty komercyjne – centra handlowe (19%) i hotele (15,5%), jak również stacje całodobowe – 11% stacji w lokalizacji sieci TEN-T. W odniesie-niu do województw kluczowe to: mazowieckie (298), śląskie (235), pomorskie (215), dolnośląskie (198) i małopolskie (160).
W odniesieniu do ośrodków miejskich powyżej 100 tys. miesz-kańców wymóg narzucany przez ustawę o elektromobilno-ści w zakresie minimalnej liczby punktów ładowania spełniły:
Gdańsk, Katowice, Koszalin oraz Włocławek [75].
Dofinansowanie
Wdrożono program wsparcia – dopłat w ramach programu
„Mój elektryk”. Dofinansowania NFOŚiGW dotyczą zarówno osób indywidualnych, firm oraz instytucji publicznych, jak rów-nież stowarzyszeń, fundacji czy związków wyznaniowych. Dla osobowych „elektryków” przewidziano dotację w wysokości 18 750 zł lub nawet 27 000 zł, jeśli deklarowany roczny prze-bieg pojazdu wyniesie co najmniej 15 tys. km. W przypadku samochodów dostawczych dotacja jest jeszcze wyższa, w za-leżności od przebiegu rocznego – do 50 tys. zł lub do 70 tys. zł, maksymalnie do 20% lub do 30% tzw. kosztów kwalifikowa-nych kupna samochodu. Fundusz oferuje również wsparcie w wysokości do 4 tys. zł (nie więcej niż 30% kosztów
kwalifiko-walnych) dla elektrycznych pojazdów dwu-, trój- i czterokoło-wych stosowanych do celów gospodarczych. Poza pojazdami osobowymi (kategoria M1) nie obowiązują limity cenowe.
Fundusz to również program „Wsparcia infrastruktury do ła-dowania pojazdów elektrycznych infrastruktury do tankowa-nia wodoru”26, w którym 1,87 mld zł zostanie przeznaczone na rozwój infrastruktury ładowania i tankowania pojazdów bez- emisyjnych, w tym: 1 mld zł zostanie skierowany na rozwój sieci elektroenergetycznej na potrzeby przyłączenia ładowa-rek pojazdów elektrycznych, a 870 mln zł wesprze inwestycje w same ładowarki i stacje wodoru.
23 https://www.pse.pl/oire/informacje-ogolne
Kluczowe czynniki rynku SPOT w 2021 roku stanowiły:
• wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną przez wa-runki pogodowe;
• wzrost generacji oraz mocy zainstalowanych w źródłach fotowoltaicznych;
• awarie w elektrowniach węglowych;
• zmiana modelu rynku transgranicznego;
• gwałtowne wzrosty kosztów wytworzenia energii, szczegól-nie w elektrowniach gazowych.
W roku 2021 wzrost ceny energii elektrycznej wyniósł 89% rok do roku w porównaniu ze spadkiem o 8,9% w roku 2020. Śred-nia cena godzinowa energii na Rynku DŚred-nia Następnego TGE (RDN) wyniosła w tym okresie 395,65 zł/MWh (209,26 zł/MWh w 2020 roku).
Dla godzin szczytowych (w dni robocze, od godz. 8.00 do 22.00 włącznie) ceny również dynamicznie wzrosły. Średnia dla 2021 roku wyniosła 453,31 zł/MWh, czyli zwiększyła się o 90% w po-równaniu z rokiem poprzednim (w 2020 roku ceny dla godzin szczytowych spadły o 2,5% w ujęciu rocznym).
Na tak gwałtowny wzrost cen energii elektrycznej w 2021 roku nałożyło się kilka czynników, zarówno geopolitycznych, jak i fundamentalnych. Z jednej strony pomimo trwającej pan-demii COVID-19, wprowadzone działania ograniczające roz-przestrzenianie się wirusa nie miały tak drastycznego wpływu na zapotrzebowanie, jak w drugim kwartale 2020 roku, więc w sposób naturalny przełożyło się to na wzrost cen. Wzmoc-niony został również nacisk UE na przyśpieszenie neutralności klimatycznej Europy (m.in. poprzez ogłoszenie pakietu FIT 55), co w połączeniu z dalszą „luźną” polityką monetarną zarów-no EBC, jak i FED wpłynęło na wzrost cen praw do emisji CO2. Kolejnym czynnikiem, który miał znaczący udział we wzroście kosztów wytwarzania, głównie na rynkach zachodnich, był wzrost cen gazu. Te dwa czynniki podniosły ceny wytworze-nia energii elektrycznej w elektrowwytworze-niach gazowych, na których starano się opierać wytwarzanie głównie w Europie
Zachod-niej. Ostatnim znaczącym czynnikiem, który zaskoczył uczest-ników rynku, była zmiana modelu alokacji zdolności przesyło-wych pomiędzy krajami. Samo wprowadzenie market coupling zamiast organizowania aukcji explict, nie miało tak znaczącego wpływu, ale utworzenie tzw. wirtualnej strefy PLC, która umoż-liwiła zwiększenie eksportu z Polski do krajów ościennych, zdecydowanie zaburzyło bilans w systemie. Krajowe saldo wymiany transgranicznej spadło o 94% z poziomu 13 TWh do 0,8 TWh. Polska od sierpnia 2021 roku powróciła do roli eks-portera energii, na co sektor nie był przygotowany. Z uwagi na tę zmianę po koniec roku zaczęły się pojawiać informacje, że część elektrowni zaczyna mieć problemy z utrzymaniem strategicznych poziomów zapasów węgla.
Z uwagi na te czynniki dynamika zmian cen energii elektrycz-nej była zmienna i zależna od kwartału. W pierwszym kwarta-le średnia cena energii wyniosła 263,0 zł/MWh i była wyższa o 48% niż rok wcześniej, głównie z uwagi na wzrost zapotrze-bowania. W drugim i trzecim kwartale średnia cena wyniosła 304,5 zł/MWh oraz 402,5 zł/MWh i była wyższa o 69% i 79%
niż rok wcześniej. Natomiast w kwartale czwartym (który sku-pił wszystkie czynniki wspierające wzrost cen) ceny ukształto-wały się na poziomie 612,5 zł/MWh i były wyższe o 148% niż w roku poprzedzającym. W 2021 roku w dalszym ciągu do sieci były przyłączane farmy fotowoltaiczne zarówno z projektów aukcyjnych, jak i instalacje prosumenckie rozwijane m.in. po-przez działanie dedykowanego do tego programu „Mój prąd”
w ramach funduszu celowego. Spowodowało to dodatkowo znaczącą podaż energii i miało wpływ na spadek cen w po-szczególnych godzinach szczytowych w okresie wiosenno-let-nim. Łączna moc zainstalowana źródeł PV pod koniec roku osiągnęła prawie 7500 MW, w porównaniu z 4000 MW zain-stalowanych pod koniec poprzedniego roku. W Polsce istot-ny wpływ na przyrost instalacji prosumenckich miały również zmieniające się od kwietnia 2022 roku zasady korzystnego rozliczenia instalacji w okresie 12 miesięcy na rzecz tzw. net--bilingu (patrz poprzednie rozdziały Raportu).
W związku z wyższymi cenami w krajach sąsiadujących z Pol-ską (średnia cena 86,8 EUR/MWh), gdzie średnia cena w 2020 roku wyniosła 80,3 EUR/MWh w Skandynawii, 96,6 EUR/MWh w Niemczech, 100,4 EUR/MWh w Czechach, 102,4 EUR/MWh na Słowacji (wzrost o 201% r/r) oraz 90,2 EUR/MWh na Litwie, Polska zaimportowała 3,1 TWh na połączeniu stałoprądowym ze Szwecją (3,8 TWh w 2020), 1,0 TWh z Litwy oraz 0,8 TWh z Ukrainy. Wyeksportowano też 4 TWh na połączeniu równo-ległym (Niemcy, Czechy, Słowacja), w porównaniu z importem
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