Otoczenie rynkowe

Wytwarzanie energii elektrycznej jest obecnie realizowane na zasadach rynkowych, chociaż stosowane jest wsparcie dla większości źródeł odnawialnych. Przesył i dystrybucja energii funkcjonują w warunkach monopolu naturalnego – otoczenie klienckie nie ma możliwości wyboru sieci. Ceny za przesył i dystrybucję energii są regulowane przez Urząd Regulacji Energetyki. Stale rośnie liczba podmiotów i konkurencja w obszarze obrotu i sprzedaży energii elektrycznej do finalnych grup odbiorczych, które to działalności realizowane są na warunkach rynkowych. Brak regulacji w obszarze sprzedaży skutkuje silną konkurencją – sprzedawcy prześcigają się, oferując kupującym szeroką gamę produktów i usług dodatkowych, powiązanych ze sprzedawaną energią elektryczną.

Odbiorcami na rynku energii są zarówno podmioty gospodarcze, jak i osoby fizyczne (gospodarstwa domowe). Ceny energii elektrycznej są kształtowane na zasadach rynkowych, poza cenami dla gospodarstw domowych, które nadal pozostają regulowane.

Co roku wzrasta liczba klientów korzystających ze wspomnianej zasady. Zgodnie z nią każdy sprzedawca energii elektrycznej ma prawo oferować jej sprzedaż odbiorcom końcowym na podstawie umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej. Warunkiem realizacji umowy sprzedaży jest zawarcie przez sprzedawcę umowy o świadczenie usług dystrybucji, tzw. generalnej umowy dystrybucji (GUD), z operatorem systemu dystrybucyjnego, do którego sieci przyłączony jest dany odbiorca. Na podstawie danych prezentowanych przez URE od 2007 r. do końca 2017 r. z zasady TPA skorzystało ponad 546 tys. odbiorców w grupie taryfowej G i ponad 188 tys. odbiorców grupy taryfowej A, B i C.

Całkowita ilość energii elektrycznej sprzedanej w 2017 r. końcowym grupom odbiorczym na warunkach rynkowych, tzn. po skorzystaniu z zasady TPA, wyniosła niemal 66,6 TWh, co stanowiło 47% energii dostarczonej ogółem odbiorcom końcowym. Warto wskazać, że dla 2015 r. i 2016 r. analogiczne dane wynoszą odpowiednio 59 TWh, stanowiąc 45,6%, i 64,8 TWh, stanowiąc 47%.

W segmencie instytucji i podmiotów gospodarczych, gdzie konkurencja jest duża, a firmy już od kilku lat korzystają z uwolnienia cen energii elektrycznej, postęp liberalizacji spowodował, że coraz lepiej uświadomiony klient biznesowy oczekuje bardzo konkurencyjnych rozwiązań. Wzmożona aktywność sprzedażowa firm energetycznych wywiera coraz większą presję cenową. Pojawiły się też nowe podmioty konkurujące o klientów, a przejrzystość działań na rynku energii jest już koniecznością, gdyż klienci biznesowi coraz chętniej korzystają z możliwości zmiany sprzedawcy. Duży potencjał upatrywany jest w segmencie gospodarstw domowych, w którym niewielki odsetek klientów decyduje się na zmianę sprzedawcy.

W 2017 r. odnotowano wzrost liczby odbiorców, którzy zmienili sprzedawcę w stosunku do 2016 r. W 2017 r. w komercyjnych grupach odbiorczych A, B, C nastąpił wzrost udziału liczby tych, którzy zmienili sprzedawcę, o 43,83% w stosunku do stanu z końca 2016 r. W odniesieniu do segmentu odbiorców w gospodarstwach domowych odnotowano również niewielki wzrost liczby tych, którzy zmienili sprzedawcę, o 12,68% w odniesieniu do stanu z końca 2016 r. Jednak obserwując lata poprzednie, można zauważyć spadek tempa zmian wskaźnika TPA w segmencie gospodarstw domowych w porównaniu z segmentem przedsiębiorstw (dane: Sprawozdanie Prezesa URE).

Procentowa zmiana liczby odbiorców TPA wg stanu na koniec 2017 r. w porównaniu z rokiem poprzednim w podziale na grupy taryfowe:

Źródło: Raport Prezesa URE, na podstawie danych przedstawionych przez OSD

W roku 2017 na rynku terminowym kontrakt z dostawą na 2018 r. znajdował się w wyraźnym trendzie wzrostowym. Notowania kontraktu podstawowego BASE_Y-18, po zamknięciu kontraktu BASE_Y-17 rozpoczęły rok z luką wzrostową na poziomie ok. 3 zł/MWh. W pierwszej połowie stycznia luka została domknięta – za sprawą spadków cen CO₂ – do poziomu poniżej 160 zł/MWh, a następnie nieznacznie wzrosła i oscylowała w przedziale ok. 160-161 zł/MWh. Kolejne miesiące charakteryzowały się stabilizacją cen. Dopiero od września odnotowano znaczny wzrost ceny, która pod koniec roku osiągnęła poziom 177-180 zł/MWh. Średnia ważona wolumenem cena produktu BASE_Y-18 ukształtowała się na poziomie 165,98 zł/MWh, przy czym łączny wolumen obrotu wyniósł 65,2 TWh,
a więc był o ponad 10 TWh niższy niż w roku 2016. W sierpniu szczególnie wysoko notowane były produkty BASE_Q4-17 oraz BASE_Q1-18, często powyżej 50,00 euro/MWh, a więc znacznie wyżej niż notowany na TGE S.A. referencyjny produkt kwartalny.

Ostatecznie czynniki wspierające stronę popytową pozostały niezmienne w całym roku. Wysoka cena węgla na rynkach europejskich i światowych, wzrost cen jednostek EUA oraz napięta sytuacja związana z blokami atomowymi we Francji, jak również aspekty sezonowe i wysokie poziomy cen SPOT skutecznie wspierały zdobywanie nowych szczytów cenowych na wszystkich produktach terminowych rynku energii elektrycznej.

Poza kwestiami związanymi z regulacją IV fazy systemu rozliczeniowego EU ETS, tematami przewodnimi, na których koncentrował się rynek w analizowanym okresie, były:

• Umorzenia uprawnień do emisji CO₂ – do 30 kwietnia każdego roku wszystkie instalacje przemysłowe objęte systemem EU ETS mają obowiązek dokonać tak zwanego umorzenia uprawnień do emisji, którego liczba musi odpowiadać zweryfikowanej wielkości emisji
  z poprzedniego roku. W przypadku, gdy nadzorca instalacji nie dokona umorzenia w stosownym czasie, może to doprowadzić do nałożenia kary pieniężnej, która wynosi 100 euro/ MgCO₂. Dla porównania warto nadmienić, że średnia cena EUA kwotowana na rynku, w okresie umorzeń oscylowała wokół 5 euro/Mg;
• Publikacja informacji na temat aktualnej wielkości nadpodaży na rynku – do 15 maja każdego roku Komisja Europejska zobowiązała się do publikacji danych na temat nadpodaży na rynku, dzięki czemu będzie możliwe oszacowanie, jaka ilość nadwyżki będzie trafiać do MSR w kolejnym roku;
• Spotkanie G7, na którym to spotkaniu jednym z tematów wiodących była polityka ekologiczna, a w szczególności temat tak zwanego „Porozumienia Paryskiego”. Porozumienie klimatyczne – podpisane w Paryżu w 2015 r. przez 195 państw z całego świata – stanowi plan działania na rzecz ograniczenia wzrostu temperatury na świecie. Podczas szczytu G7 Prezydent Stanów Zjednoczonych Donald Trump zgłosił swoje zastrzeżenia wobec wyżej wymienionego porozumienia oraz zasugerował możliwość, że USA nie będą go respektować. Ostatecznie Prezydent USA zdecydował, że Stany Zjednoczone wycofają się z wcześniej podpisanego porozumienia.

Warto również wspomnieć o pracach związanych z legislacją (mechanizm stabilności rynkowej (MSR), współczynnik redukcji liniowej (LRF), ilość uprawnień dostępnych na aukcjach uprawnień do emisji CO₂, ilość bezpłatnych uprawnień przyznawanych w okresie regulacji oraz fundusz modernizacji i innowacji).

Rok 2017 był rokiem burzliwym zarówno dla cen zielonych certyfikatów, jak również dla regulacji prawnych. W połowie 2017 r. opublikowano i skierowano do konsultacji publicznych projekt nowelizacji ustawy, którego jednym z głównych celów było zapewnienie zgodności przepisów ustawy o odnawialnych źródłach energii z przepisami pomocowymi wydanymi przez Komisję Europejską.

Tak zwane błękitne certyfikaty, potwierdzające wytworzenie energii z biogazu rolniczego, dla których obowiązek w 2017 r. wynosił 0,6%, w analizowanym okresie były notowane powyżej opłaty zastępczej, która wynosiła 300,03 zł/MWh. W pierwszych pięciu miesiącach średnie ceny indeksu TGEozebio dynamicznie wzrosły odpowiednio od 301,15 zł/MWh do 408,08 zł/MWh. Kolejne miesiące odwróciły trend i powróciły do poziomów opłaty zastępczej. Średnioważona cena uplasowała się na koniec roku o ponad 11% wyżej od opłaty zastępczej – 333,89 zł/MWh. Bilans rejestru PMOZE-BIO na koniec roku wyniósł 309 GWh, a uwzględniając certyfikaty zablokowane do umorzenia, stan ten zmniejsza się o 103 GWh, do poziomu 206 GWh.

Trwająca niepewność regulacyjna oraz utrzymująca się na rynku nadpodaż praw majątkowych PMOZE_A spowodowały, że od stycznia do czerwca 2017 r. indeks sukcesywnie spadał z poziomów 37,98 zł/MWh do minimów na poziomie 24,38 zł/MWh. W analogicznym okresie roku poprzedzającego bilans rejestru tych praw wzrósł z 23,41 TWh w styczniu do 25,42 TWh na koniec czerwca. W drugiej połowie roku ceny zaczęły się powoli odbudowywać i średnioważona cena „zielonych” certyfikatów ukształtowała się na poziomie o prawie 50% niższym w stosunku do średniorocznej ceny z roku 2016 – 38,83 zł/MWh. Nadwyżka na koniec grudnia uplasowała się na poziomie 28,14 TWh, a przy uwzględnieniu certyfikatów zablokowanych do umorzenia bilans ten ukształtował się na poziomie 24,90 TWh. Należy zwrócić uwagę także na wolumen obrotu zielonych certyfikatów, który do tej pory był największy w historii i wyniósł nieco ponad 10 TWh.

Zgodnie ze znowelizowaną w 2016 r. Ustawą z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne do 30 czerwca danego roku kalendarzowego można umarzać kogeneracyjne prawa majątkowe za produkcję w roku poprzednim. Dlatego też w pierwszym półroczu notowane były prawa majątkowe z kogeneracji wytworzonej zarówno w roku 2016, jak i 2017, natomiast w drugiej połowie roku notowane były wyłącznie prawa majątkowe potwierdzające wytworzenie energii w roku 2017.

Średnioważona cena praw majątkowych potwierdzających wytworzenie energii w wysokosprawnej kogeneracji węglowej („czerwone” certyfikaty) PMEC-2016 wyniosła 10,59 zł/MWh na koniec roku 2017. Z początkiem maja 2017 r. na TGE rozpoczęły się notowania PMEC-2017 z otwarciem na poziomie 9,68 zł/MWh. Do końca roku podobnie jak i dla PMEC-2016 zmienność indeksu KECX dla PMEC-2017 była symboliczna i w odniesieniu do wartości miesięcznych wyniosła zaledwie 0,11 zł/MWh, aby na koniec 2017 r. zakończyć notowania wartością 9,79 zł/MWh. Poziom cen rynkowych oscylował niewiele poniżej opłaty zastępczej określonej na poziomie 10 zł/MWh i średnioważona cena wyniosła 9,72 zł/MWh.

W obszarze kogeneracji gazowej sytuacja była bardzo podobna. Ceny zarówno dla PMGM-2016, jak i PMGM-2017 oscylowały wokół opłat zastępczych, wynoszących odpowiednio 125 oraz 120 zł/MWh. Średnia cena „żółtych” certyfikatów dla kontraktu PMGM-2016 wyniosła na koniec roku 123,31 zł/MWh. Produkt PMGM-2017 dotyczący produkcji z 2017 r. notowany był już w marcu, gdzie średni indeks KGMX wyniósł 116,00 zł/MWh. Do końca 2017 r. jego wartość z miesiąca na miesiąc rosła, osiągając w grudniu poziom 117,14 zł/MWh. Średnia z notowań dla produktu PMGM-2017 wyniosła 116,48 zł/MWh.

Sytuacja na rynku praw majątkowych, będących potwierdzeniem produkcji energii podczas spalania metanu PMMET („fioletowe” certyfikaty), kształtowała się analogicznie jak w przypadku „żółtych” i „czerwonych” certyfikatów. Do końca czerwca 2017 r. notowany był jeszcze produkt PMMET-2016, którego średnia wartość indeksu KMETX ukształtowała się na poziomie 62,19 zł/MWh. Poziom opłaty zastępczej dotyczącej produkcji z roku 2016 wynosił 63 zł/MWh, natomiast dla 2017 r. był niższy o 7 zł/MWh i determinował poziom cen rynkowych. Produkt PMMET-2017 dla produkcji z ubiegłego roku notowany był średnio po 54,88 zł/MWh.

Ceny praw majątkowych wynikających ze świadectw efektywności energetycznej PMEF, czyli tzw. „białych” certyfikatów utrzymywały się w tendencji spadkowej. Z początkiem roku 2017 średniomiesięczne ceny z poziomu 1219,38 zł/toe w styczniu spadły do minimów historycznych, które uplasowały się na poziomie 385,56 zł/toe. Ostatecznie średnioważony roczny indeks wyniósł 693,36 zł/toe i był niższy aż o 807 zł/toe od opłaty zastępczej, która dla roku 2017 wynosiła 1500 zł/toe.