Raport Zintegrowany 2019 | GK PGE

Merit order

Organizacja rynku energii elektrycznej

Rynek energii zorganizowany jest w taki sposób, że jednostki o niższym koszcie zmiennym mają pierwszeństwo przed jednostkami o koszcie wyższym. Reguła ta nazywa się „Merit order” albo stos. Podczas szczytu zapotrzebowania („PEAK”), do zaspokojenia popytu angażowana jest większa liczba jednostek wytwórczych, niż w godzinach pozaszczytowych („OFF-PEAK”), kiedy energia wytwarzana jest tylko w najbardziej ekonomicznych jednostkach. Naturalnie energia w szczycie jest droższa niż poza szczytem.

Elektrownie konwencjonalne mogą dostosowywać swoją produkcję do popytu oraz warunków rynkowych w ramach swych technicznych możliwości. Natomiast podaż energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych jest zależna wyłącznie od warunków atmosferycznych.

Duża produkcja z OZE

Normalne zapotrzebowanie

Duża produkcja z OZE

Wysokie zapotrzebowanie

Mała produkcja z OZE

Normalne zapotrzebowanie

Mała produkcja z OZE

Wysokie zapotrzebowanie

Duża produkcja z OZE

Normalne zapotrzebowanie

Podczas wietrznej pogody dostępnych jest dużo mocy odnawialnych. Jeśli nie ma dużego zapotrzebowania na energię elektryczną, nie potrzeba wielu mocy konwencjonalnych i cena ustala się na niskim poziomie – równym zmiennym kosztom wytwarzania w bardziej efektywnych jednostkach na węgiel kamienny.

Duża produkcja z OZE

Wysokie zapotrzebowanie

Gdy wieje wiatr ale zapotrzebowanie na energię wzrasta do produkcji wykorzystywane są mniej efektywne elektrownie. Ponieważ zmienny koszt wytworzenia jest w nich wyższy – cena na rynku rośnie. Czasami też wykorzystane zostają elektrownie szczytowo-pompowe.

Mała produkcja z OZE

Normalne zapotrzebowanie

Bezwietrzna pogoda powoduje, że z rynku znika duża ilość elektrowni odnawialnych. Wówczas za zapewnienie dostaw energii odpowiedzialne są elektrownie konwencjonalne. Nawet te mniej efektywne elektrownie węglowe. Cena rośnie do poziomu ich zmiennych kosztów wytwarzania.

Mała produkcja z OZE

Wysokie zapotrzebowanie

Gdy brak jest wiatru, a zapotrzebowanie jest bardzo wysokie, sytuacja staje się napięta. Cena na rynku rośnie do poziomu zmiennych kosztów wytwarzania w najdroższych elektrowniach. W niektórych przypadkach produkcja odbywa się w jednostkach spalających gaz.

Odnawialne Źródła Energii (OZE) – ich koszt zmienny jest bliski zeru, jako pierwsze wchodzą do systemu, mają gwarantowany odbiór energii, dodatkowo wspierane poprzez zielone certyfikaty lub system aukcyjny

Elektrociepłownie – traktowane jako „muszące pracować”, produkują ciepło, energia elektryczna jest produktem dodatkowym, dodatkowo wspierane żółtymi lub certyfikatami

Elektrownie przemysłowe – produkują ciepło i energię elektryczną na potrzeby własnych zakładów przemysłowych, dodatkowe nadwyżki energii mogą dostarczać na rynek

Elektrownie na węgiel brunatny

Elektrownie na węgiel kamienny

Elektrownie szczytowo-pompowe – pracują na zapotrzebowanie operatora systemu, oddzielnie wynagradzane za gotowość do pracy

Elektrociepłownie gazowe pracujące w kondensacji

Na całość kosztów produkcji energii elektrycznej składają się:

  • koszty inwestycji, czyli budowy elektrowni. Jest on amortyzowany przez czas jej działania.
  • koszty stałe, czyli bieżącego utrzymania: wynagrodzeń dla pracowników, remontów, wyposażenia, itd. Ponoszone one są niezależnie od tego, czy elektrownia produkuje energię elektryczną, czy nie.
  • koszty zmienne, czyli ile kosztuje wytworzenie każdej dodatkowej MWh energii. Ich wysokość bezpośrednio zależy od poziomu produkcji. Główny składnik to koszt paliwa oraz koszt uprawnień do emisji CO2.

Dla różnych rodzajów elektrowni koszty te kształtują się w różnym stopniu. Przykładowo, dla elektrowni wiatrowych, czy fotowoltaicznych wysoki jest koszt samej inwestycji i jej udział w całkowitym koszcie. Koszty eksploatacji, stałe i zmienne są natomiast relatywnie niskie. W przypadku elektrowni konwencjonalnych koszty zmienne i koszty stałe są bardziej zrównoważone, w dużej mierze zależne od kosztu wykorzystywanego paliwa i kosztów emisji CO2.

Ze względu na rosnące ceny  uprawnień CO2 i spadek cen instalacji OZE znormalizowany koszt wytwarzania energii na 1 MWh (tzw. LCOE) jest, w polskich elektrowniach wyższy dla energetyki konwencjonalnej niż odnawialnej.

Cena na rynku hurtowym kształtowana jest w oparciu o wysokość kosztów zmiennych, a dokładniej, krańcowego kosztu wytworzenia 1 MWh energii elektrycznej. Na bazie poziomu tych kosztów, od najniższych do najwyższych, tworzona jest krzywa podaży (tzw. merit order lub stos). Krzywa popytu, przecinając się z krzywą podaży, wyznacza aktualną rynkową cenę energii.

Koszty stałe ponoszone są niezależnie od tego czy dana elektrownia pracuje, czy nie. Dlatego też nie mają one bieżącego wpływu na cenę energii elektrycznej.

Koszty inwestycji w źródła odnawialne (czyli źródła o niskim koszcie zmiennym) finansowane są poza rynkiem energii elektrycznej i pochodzą z subsydiów, na które składają się wszyscy konsumenci.

Nie zawsze wszystkie moce są dostępne na rynku. Dlatego cena zmienia się wraz z ich dostępnością i zapotrzebowaniem na energię elektryczną – niższym w nocy, a wyższym w ciągu dnia oraz zmieniającym się sezonowo – wyższym zimą, a niższym w trakcie miesięcy letnich.

W Polsce obecnie największą mocą dysponują elektrownie wiatrowe, ale obecnie intensywnie rozwijają się elektrownie fotowoltaiczne. Poziom mocy elektrowni wodnych jest w ciągu ostatnich lat stały ze względu na ograniczone zasoby wodne. Dlatego też najważniejszym źródłem odnawialnym jest energetyka wiatrowa. I to wietrzność głównie determinuje poziom dostępnych mocy.

Najważniejszym czynnikiem, który decyduje o dostępności mocy jest zatem pogoda. Dlatego też poziom dostępnych mocy OZE jest tak zmienny i zawsze musi być odpowiednia dostępna rezerwa mocy konwencjonalnych gotowych natychmiast do podjęcia pracy w przypadku braku warunków pogodowych umożliwiających produkcję z wiatru

Ponieważ to koszty zmienne wpływają na cenę energii. Dla elektrowni konwencjonalnych głównymi kosztami są: koszt paliwa oraz koszt uprawnień do emisji CO2.

Elektrownie wiatrowe, wodne, czy fotowoltaiczne takich kosztów już nie ponoszą. Dlatego też jako pierwsze pojawiają się na krzywej podaży (merit order). Podobnie jest z elektrociepłowniami, których zasadniczą rolą jest produkcja ciepła, a energia elektryczna jest produkowana dodatkowo. Elektrownie konwencjonalne, z racji kosztów paliwa (węgla, gazu) oraz CO­2, pojawiają się w dalszej kolejności.

W polskich realiach z reguły najniższe koszty zmienne ponoszą elektrownie na węgiel brunatny, następnie elektrownie na węgiel kamienny, a najdroższymi są jednostki opalane gazem ziemnym.

Oczywiście koszt wytwarzania zależy od sprawności przetwarzania paliwa w elektrowni. Dlatego nowe bloki węglowe i gazowe będą w stanie zaoferować energię elektryczną taniej od istniejących.

Mechanizm wyznaczania ceny w oparciu o koszty zmienne był efektywny w warunkach wolnego rynku, niezaburzonego przez subsydiowanie wybranych technologii.

Pokrycie kosztów inwestycyjnych dla OZE zniekształciło rynek energii, pogarszając ekonomikę funkcjonowania bloków konwencjonalnych, gdyż nie mogą na działać pełnych obrotach. Na wielu rynkach działalność trwale lub chwilowo nierentownych aktywów jest ograniczana. Na rynku energii elektrycznej, która jest jedną z podstawowych potrzeb człowieka, nie można do tego dopuścić. W niesprzyjających warunkach pogodowych (np. bezwietrznie) zabrakłoby energii powodując tzw. blackout. Destrukcyjny dla funkcjonowania gospodarki i normalnego życia mieszkańców.

Stąd też koncepcja rynku mocy – jako uzupełniającego rynku dla rynku energii elektrycznej. Rynku, na którym produktem miałaby być pewność, że energia elektryczna będzie dostarczona bez względu na pogodę czy porę dnia.

Konieczność wsparcia na utrzymanie źródeł w gotowości do pracy wynika bezpośrednio ze zniekształceń rynkowych powodowanych nierynkowym wsparciem dla niesterowalnych OZE.  Nie jest to dodatkowe wsparcie – to tak naprawdę wyrównanie szans rynkowych. Dzięki niemu stabilne źródła wytwarzania mogą otrzymać częściową rekompensatę wynikającą ze spadku cen hurtowych (które dotychczas pokrywały koszt zmienny oraz koszty stałe). Pozwoli ona na bieżące utrzymanie elektrowni, ich modernizację by były czystsze i efektywniejsze – dla nieprzerwanych i pewnych dostaw energii do naszych klientów.

Ceny energii elektrycznej – Rynek krajowy

Dla działalności Grupy PGE kluczowa jest sytuacja na krajowym rynku energii elektrycznej. Głównymi czynnikami wpływającymi na krajowy rynek jest polityka klimatyczna Unii Europejskiej a więc notowania uprawnień do emisji CO2 oraz koszt węgla kamiennego, czyli paliwa kluczowego dla polskiego systemu elektroenergetycznego. Na krótkookresowe wahania cen istotny wpływ ma pogoda.

Rynek/miara Jedn. IV kw. 2019 IV kw. 2018 zmiana r/r 2019 2018 zmiana r/r
RDN – średnia cena PLN/MWh 211 245 -14% 230 223 3%
RDN – wolumen obrotu TWh 7,50 6,74 11% 28,32 23,55 20%

Czynnik Jedn. IV kw. 2019 IV kw. 2018 zmiana r/r 2019 2018 zmiana r/r
Uprawnienia CO2 EUR/t 25 20 25% 25 17 47%
Węgiel kamienny PSCMI1 PLN/GJ 12 11 9% 12 11 9%
Generacja wiatrowa KSE TWh 4,04 3,70 9% 13,90 11,68 19%

W IV kwartale 2019 roku średnia cena energii na Rynku Dnia Następnego („RDN”) wyniosła 211 PLN/MWh i była o 14% niższa od średniej ceny (245 PLN/MWh) notowanej w analogicznym okresie poprzedniego roku. Spadek cen energii związany był głównie z powiększeniem zdolności przesyłowych na potrzeby wymiany transgranicznej, czego efektem był wyższy o 226% w stosunku do IV kwartału 2018 roku import netto. Do spadku cen przyczyniło się również niższe o 0,7 TWh w porównaniu do analogicznego okresu poprzedniego roku zapotrzebowanie na energię elektryczną i wyższy o 9% poziom generacji ze źródeł wiatrowych KSE.

W całym 2019 roku średnia cena na RDN ukształtowała się na poziomie 230 PLN/MWh, tj. o 3% powyżej średniej ceny (223 PLN/MWh) notowanej w trakcie poprzedniego roku. Wzrost cen związany był z sytuacją na rynkach produktów powiązanych – średnia cena uprawnień do emisji CO2 w 2019 roku była wyższa o 47% r/r i wyniosła 25 EUR/t. Średni poziom Polskiego Indeksu Rynku Węgla Energetycznego (PSCMI1) w 2019 roku kształtował się na poziomie 12 PLN/GJ, tj. o 9% r/r wyższym. Presję na spadek cen wywierał natomiast wyższy o 86% r/r wolumen importu netto i wyższy o 19% r/r poziom generacji wiatrowej. Czynnikiem wpływającym na poziom cen był również spadek zapotrzebowania o 1,5 TWh r/r.

Średnie miesięczne notowania na Rynku Dnia Następnego w latach 2018–2019 (TGE)*

Średnie miesięczne notowania na Rynku Dnia Następnego w latach 2017-2018 (TGE)*

*Średniomiesięczny poziom cen RDN obliczony w oparciu o notowania godzinowe (fixing)

Rynek/miara Jedn. IV kw. 2019 IV kw. 2018 zmiana r/r 2019 2018 zmiana r/r
BASE Y+1 – średnia cena PLN/MWh 257 281 -9% 266 243 9%
BASE Y+1 – wolumen obrotu TWh 34,33 38,70 -11% 118,04 125,80 -6%
PEAK5 Y+1 – średnia cena PLN/MWh 298 378 -21% 324 348 -7%
PEAK5 Y+1 – wolumen obrotu TWh 5,26 5,28 0% 16,41 10,00 64%

Ceny energii na rynku terminowym kształtowane są przez podobny zestaw czynników fundamentalnych, jak ceny na rynku dnia następnego opisane w poprzednim paragrafie. Obserwowany wzrost cen produktu bazowego r/r dla całego roku związany jest ze wzrostami (r/r) na rynkach towarów powiązanych: uprawnień do emisji CO2 oraz węgla kamiennego.

Spadek cen dla IV kwartału 2019 roku wynika natomiast ze wzrostu transgranicznych zdolności przesyłowych i włączenia podaży tańszej energii z zagranicy na rynek krajowy.

Spadek cen w kontraktach PEAK5_Y+1 świadczy o spłaszczeniu się krzywej podaży oraz o mniej optymistycznych prognozach zapotrzebowania uwzględniających wzrost importu netto.

Średnie miesięczne notowania na RTT w latach 2018–2019 (TGE)*

*Średniomiesięczny poziom indeksów dla kontraktów terminowych na rok następny (Y+1), typu pasmo i szczyt, obliczony w oparciu o notowania godzinowe, ważony wolumenem obrotu.

Rynek międzynarodowy

Ceny energii na rynkach europejskich kształtowane są przez wspólny zestaw czynników fundamentalnych, jednak ze względu na zróżnicowaną strukturę portfela wytwórczego skala wpływu tych czynników jest różna. Pomiędzy rynkami krajowymi funkcjonuje sieć połączeń transgranicznych, jednak saldo wymiany jest ograniczone czynnikami technicznymi.

Porównanie średnich cen energii elektrycznej na rynku polskim oraz rynkach ościennych w 2019 roku
(ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,30 PLN)

Źródło: TGE, EEX, Nordpool

W IV kwartale 2019 roku spadek cen r/r na rynkach ościennych kształtował się w przedziale 51-72 PLN/MWh (tj. ok. 23-32%), natomiast w Polsce średni poziom cen był niższy o 34 PLN/MWh r/r (ok. 14%). Niska korelacja cen energii wynika z różnic w miksie technologicznym (udział odnawialnych źródeł energii) oraz z sytuacji na rynkach produktów powiązanych. Cena węgla kamiennego w portach ARA spadła o 35% r/r, podczas gdy krajowy indeks cen miałów energetycznych PSCMI-1 wzrósł w tym samym czasie o 8%.

W ujęciu rocznym zanotowano spadki średnich cen energii na rynkach ościennych w przedziale 24-28 PLN/MWh r/r (tj. o ok. 12-15%), podczas gdy średnia cena w Polsce wzrosła o 7 PLN/MWh r/r (ok. 3%). Rozpiętość cenowa pomiędzy Polską a sąsiednimi państwami pogłębiająca się w I połowie 2019 roku wynikała w dużej mierze z różnic w realizowanych cenach węgla w kraju i zagranicą. W drugiej połowie roku zwiększone zdolności przesyłowe na połączeniach transgranicznych umożliwiły natomiast import wyższego wolumenu tańszej energii, co przyczyniło się do zmniejszenia różnic w średnich obserwowanych cenach hurtowych.

Miesięczne handlowe wolumeny importu, eksportu oraz saldo wymiany zagranicznej w latach 2018-2019

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych PSE S.A.

W IV kwartale 2019 roku Polska pozostawała importerem netto energii elektrycznej, a saldo wymiany handlowej – 3,1 TWh było największe w obecnym dziesięcioleciu (import 3,4 TWh, eksport 0,3 TWh). Największy wpływ na saldo wymiany handlowej miał import ze Szwecji (0,9 TWh), Niemiec (0,7 TWh) i Czech (0,6 TWh). W całym 2019 roku import netto wyniósł 10,4 TWh (import 11,6 TWh, eksport 1,2 TWh), co w porównaniu z rokiem poprzednim (5,7 TWh) oznacza wzrost o 4,7 TWh (84% r/r).

Geograficzna struktura wymiany handlowej w 2019 roku (GWh)

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych PSE S.A

Zróżnicowanie cen energii elektrycznej dla odbiorców detalicznych w UE zależy zarówno od poziomu cen hurtowych energii elektrycznej, jak i od systemu fiskalnego, mechanizmów regulacji oraz systemów wsparcia w poszczególnych państwach.
W I półroczu 2019 roku1 dodatkowe obciążenia (ponad cenę sprzedaży i koszt dystrybucji energii elektrycznej) dla odbiorcy indywidualnego w Polsce stanowiły 34% ceny energii elektrycznej, w porównaniu do średniej dla UE wynoszącej 37%. W Danii i Niemczech udział narzutów w cenie energii elektrycznej przekraczał 50%.

1Dane Eurostatu dot. rynku detalicznego publikowane są w okresach półrocznych.

Porównanie średnich cen energii elektrycznej dla odbiorców indywidualnych w wybranych krajach UE w I półroczu 2019 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,29 PLN)

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Eurostatu.

Udział narzutów w cenach energii elektrycznej dla odbiorców indywidualnych w wybranych krajach UE w I półroczu 2018 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs EUR 4,22 PLN).

Ceny praw majątkowych

W IV kwartale 2019 roku średnia cena zielonych certyfikatów (indeks TGEozea) osiągnęła poziom 145 PLN/MWh i była o 3% niższa w porównaniu do analogicznego okresu ubiegłego roku. Obowiązek umorzeń zielonych certyfikatów zwiększył się z 18% w 2018 roku do 19% w 2019 roku w rezultacie wzrósł popyt na świadectwa pochodzenia. Z drugiej strony generacja wiatrowa w KSE w IV kwartale 2019 roku była o 9% wyższa r/r. Dodatkowo na notowania certyfikatów wpływa świadomość ograniczenia ich podaży związana z zamknięciem systemu certyfikacyjnego dla nowych jednostek oraz zbliżającym się końcem 15-letniego okresu wsparcia dla pierwszych instalacji, które weszły do systemu w 2005 roku. Średnia cena zielonych certyfikatów w 2019 roku wyniosła 132 PLN/MWh, osiągając poziom wyższy od opłaty zastępczej, która w 2019 roku wynosi 130 PLN/MWh.

PGE-grafiki_wykres-DWA-NA--JEDNYM kopia PGE-grafiki_wykres-DWA-NA--JEDNYM kopia

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o notowania TGE. Przedstawione na wykresie ceny praw majątkowych żółtych są cenami średnioważonymi – dla produktów PMGM-16, PMGM-17, PMGM-18.

Ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla

Notowania uprawnień EUAs (European Union Allowances) są jednym z kluczowych czynników determinujących wyniki finansowe Grupy PGE. Instalacje emitujące CO2 w procesie produkcji energii elektrycznej lub ciepła ponoszą koszty związane z zakupem uprawnień EUA na pokrycie deficytu (czyli różnicy między emisją CO2 w jednostkach wytwórczych Grupy PGE a darmowymi przydziałami otrzymywanymi w ramach tzw. derogacji, zgodnie z realizacją Krajowego Planu Inwestycyjnego). Przy czym ostatnie bezpłatne przydziały uprawnień są przewidziane za realizację zadań inwestycyjnych planowanych na 2019 rok. Oznacza to, że bezpłatny przydział uprawnień wedle obecnie stosowanej metody zakończy się w 2020 roku.

W IV kwartale 2019 roku średnia ważona notowań instrumentu EUA DEC 19 wyniosła 24,57 EUR/t i była o 25% wyższa od średniej ceny 19,66 EUR/t instrumentu EUA DEC 18 w analogicznym okresie poprzedniego roku. W całym 2019 roku średnia ważona notowań instrumentu EUA DEC 19 wyniosła 24,66 EUR/t i była o 49% r/r wyższa od średniej ceny 16,51 EUR/t instrumentu EUA DEC 18 w analogicznym okresie poprzedniego roku. Niższa dynamika r/r dla IV kwartału w porównaniu z ujęciem rocznym wskazuje na stabilizację cen (na relatywnie wysokim poziomie).

Wzrost cen uprawnień do emisji CO2, trwający od 2017 roku, jest efektem rynkowego odbioru reformy systemu EU ETS.

PGE-grafiki_wykres-03-94 PGE-grafiki_wykres-03-94

Źródło: Opracowanie własne w oparciu o notowania ICE.

 

Przydział darmowych uprawnień do emisji na lata 2013 – 2020

8 kwietnia 2014 roku przyjęto rozporządzenie Rady Ministrów, w którym zostały określone przydziały uprawnień do emisji na pokrycie produkcji energii elektrycznej dla poszczególnych instalacji w okresie 2013-2020. Analogicznie, przydziały dla wytwórców ciepła zostały uregulowane rozporządzeniem Rady Ministrów z 31 marca 2014 roku.

Przydziały uprawnień do emisji CO2 na produkcję ciepła oraz na produkcję energii za 2018 rok wpłynęły na konta instalacji Grupy PGE, natomiast przydziały dla wytwórców energii elektrycznej na 2019 rok Grupa otrzyma do końca kwietnia 2020 roku, po weryfikacji sprawozdań rzeczowo-finansowych z inwestycji ujętych w Krajowym Planie Inwestycyjnym.

Jednocześnie w kwietniu 2019 roku zakończony został proces umarzania uprawnień wynikający z emisji CO2 za 2018 rok.

Emisja CO2 w 2019 roku w podziale na emisję przeznaczoną do produkcji energii elektrycznej oraz energii cieplnej w porównaniu do przydziału uprawnień do emisji CO2 na 2019 rok (Mg)

Operator Emisja CO2 w 2019 roku* Przydział uprawnień do emisji CO2 na 2019 rok**
Emisja CO₂ pod produkcję energii elektrycznej 55 892 164 10 623 187
Emisja CO₂ pod produkcję energii cieplnej 4 774 110 1 265 990
Emisje CO₂ przeznaczone dla produkcji energii elektrycznej i cieplnej 60 666 274 11 889 177

*Dane szacunkowe, emisja niezweryfikowana – emisja zostanie rozliczona oraz poświadczona przez uprawnionego weryfikatora emisji CO2 na podstawie raportów rocznych z wielkości emisji CO2.
**Ilości przydzielonych uprawnień do emisji CO2 zostaną potwierdzone w rozporządzeniu Rady Ministrów w I kw. 2020 roku.

Wyniki wyszukiwania: