Co wpływa na ceny energii elektrycznej dla firm
Cena energii nie wynika z jednego surowca ani jednej decyzji. Kształtują ją jednocześnie popyt, dostępność źródeł, paliwa, uprawnienia do emisji, pogoda i sytuacja systemowa.
Spis treściRozwiń cały spisZwiń spis
Cena energii elektrycznej nie jest wynikiem jednego surowca, jednej decyzji regulatora ani aktualnej sytuacji w elektrowniach. Powstaje w wyniku jednoczesnego oddziaływania popytu, struktury produkcji, cen paliw, kosztu emisji CO₂, warunków pogodowych, dostępności jednostek wytwórczych, możliwości wymiany energii z zagranicą oraz oczekiwań uczestników rynku dotyczących kolejnych miesięcy i lat.
Dlatego samo stwierdzenie, że „energia drożeje” albo „ceny prądu spadają”, mówi stosunkowo niewiele. Najpierw trzeba odpowiedzieć na pytanie: jaka energia, na jakim rynku i z jakim terminem dostawy? Inne czynniki mogą wpływać na cenę energii dostarczanej jutro, inne na kontrakt na przyszły kwartał, a jeszcze inne na cenę, którą sprzedawca zaproponuje przedsiębiorstwu na cały kolejny rok.
Zrozumienie tych zależności pozwala nie tylko lepiej interpretować informacje pojawiające się na rynku. Jest również podstawą bardziej świadomego podejmowania decyzji dotyczących momentu zakupu energii, podziału kontraktacji na transze oraz oceny tego, czy obserwowana zmiana ceny ma charakter chwilowy, czy wynika ze zmiany fundamentów rynku.
Nie istnieje jedna „cena energii”
Na rynku funkcjonuje jednocześnie wiele cen odnoszących się do różnych okresów dostawy. Na rynku krótkoterminowym energia jest kupowana i sprzedawana z dostawą następnego dnia lub jeszcze tego samego dnia. Na europejskim rynku dnia następnego podstawową jednostką czasu są obecnie okresy 15-minutowe, chociaż dla uproszczenia dane często prezentuje się również jako średnie godzinowe, dobowe lub miesięczne.
Rynek krótkoterminowy odpowiada przede wszystkim na pytanie: ile energia kosztuje w konkretnym momencie, przy aktualnym układzie popytu i podaży? To właśnie tutaj bardzo szybko widoczny jest wpływ pogody, chwilowego zapotrzebowania, awarii dużych jednostek, produkcji z fotowoltaiki i wiatru czy ograniczeń w wymianie transgranicznej. Bieżące notowania można obserwować bezpośrednio na stronie Rynku Dnia Następnego Towarowej Giełdy Energii oraz na Rynku Dnia Bieżącego TGE.
Równolegle funkcjonuje rynek terminowy. Można na nim obserwować ceny produktów z dostawą w przyszłych tygodniach, miesiącach, kwartałach oraz latach. Przykładowo na Towarowej Giełdzie Energii kontrakt roczny z dostawą pasmową w 2027 roku oznaczany jest jako BASE_Y-27, kontrakt na pierwszy kwartał 2027 roku jako BASE_Q-1-27, a kontrakt na konkretny miesiąc może być oznaczony przykładowo jako BASE_M-01-27. Aktualne notowania tych instrumentów publikuje TGE w sekcji Kontrakty terminowe energii elektrycznej.
Rynek terminowy odpowiada więc na inne pytanie: jak rynek wycenia dzisiaj dostawę energii w określonym okresie przyszłości? Cena takiego produktu nie jest prostą prognozą średniej przyszłej ceny rynku SPOT. Jest aktualną wyceną całego zestawu oczekiwań i ryzyk dotyczących paliw, CO₂, pogody, dostępności elektrowni, popytu, sytuacji geopolitycznej, przepływów transgranicznych i zachowania pozostałych uczestników rynku.
Dlatego w tym samym czasie ceny na Rynku Dnia Następnego mogą gwałtownie spadać, podczas gdy kontrakt roczny BASE_Y-27 zmieni się jedynie nieznacznie. Może również wystąpić sytuacja odwrotna. Wyjątkowo słoneczna i wietrzna niedziela może doprowadzić do bardzo niskich cen SPOT, ale sama w sobie nie zmienia istotnie ekonomiki dostaw energii przez cały kolejny rok.
Jak czytać nazwy kontraktów terminowych na TGE?
Nazewnictwo może początkowo wyglądać technicznie, ale po poznaniu podstawowych oznaczeń staje się bardzo intuicyjne. W symbolu BASE_Y-27 człon BASE oznacza produkt pasmowy, czyli dostawę energii przez cały okres wykonania kontraktu, Y pochodzi od Year i oznacza produkt roczny, natomiast 27 wskazuje rok dostawy, czyli 2027.
Analogicznie BASE_Q-1-27 oznacza produkt pasmowy na pierwszy kwartał 2027 roku, natomiast BASE_M-01-27 produkt pasmowy na styczeń 2027 roku. Na TGE występują także produkty tygodniowe, przykładowo BASE_W-35-26, oraz produkty PEAK5 i OFFPEAK. Aktualną listę instrumentów i ich notowania można sprawdzić bezpośrednio na stronie Rynku Terminowego Produktów z dostawą energii elektrycznej TGE.
Dla przedsiębiorstwa analizującego zakup energii szczególnie istotne są produkty BASE, ponieważ kontrakty roczne, kwartalne i miesięczne tego typu stanowią jeden z podstawowych punktów odniesienia przy analizie hurtowych cen energii. Trzeba jednak pamiętać, że BASE_Y-27 nie oznacza ceny energii, którą przedsiębiorstwo automatycznie otrzyma w ofercie sprzedawcy. Jest ceną produktu hurtowego i dopiero stanowi jeden z elementów wykorzystywanych przy konstruowaniu finalnej ceny kontraktu dla konkretnego odbiorcy.
Jak powstaje cena na rynku hurtowym?
Na europejskim rynku energii funkcjonuje mechanizm ceny krańcowej, określany również jako marginal pricing lub pay-as-clear. W uproszczeniu jednostki wytwórcze oferują energię na rynek, a system zestawia dostępne oferty z zapotrzebowaniem odbiorców. Najpierw wykorzystywane są źródła o najniższym koszcie krańcowym, a następnie kolejne, coraz droższe jednostki.
Cena jest wyznaczana przez ofertę potrzebną do pokrycia ostatniej części zapotrzebowania. Można wyobrazić sobie sytuację, w której część popytu pokrywają źródła wiatrowe i fotowoltaiczne, kolejną część inne jednostki o stosunkowo niskich kosztach zmiennych, następnie elektrownie węglowe, a przy wysokim zapotrzebowaniu potrzebna staje się dodatkowo droższa jednostka gazowa.
Jeżeli bez uruchomienia tej ostatniej jednostki nie udałoby się pokryć całego zapotrzebowania, jej oferta może stać się ceną krańcową dla rynku. To jeden z najważniejszych mechanizmów potrzebnych do zrozumienia cen energii: cena nie jest prostą średnią kosztów produkcji wszystkich pracujących elektrowni, lecz może być w dużej mierze określana przez koszt jednostki potrzebnej do pokrycia krańcowej części popytu.
W praktyce system jest oczywiście bardziej złożony. Znaczenie mają ograniczenia techniczne jednostek, sieć przesyłowa, wymiana transgraniczna, magazyny energii, dostępność mocy oraz mechanizmy łączenia europejskich rynków. Zasada ceny krańcowej pozostaje jednak bardzo dobrym punktem wyjścia do zrozumienia tego, dlaczego zmiana ceny jednego paliwa potrafi oddziaływać na wycenę znacznej części rynku.
Zapotrzebowanie: pierwsza strona równania
Energia elektryczna musi być produkowana praktycznie w tym samym czasie, w którym jest zużywana. Magazynowanie energii odgrywa coraz większą rolę, ale nadal nie pozwala traktować energii elektrycznej dokładnie tak samo jak surowca, który można przez wiele miesięcy przechowywać w magazynie. Dlatego bieżący poziom zapotrzebowania ma bezpośredni wpływ na to, ile jednostek wytwórczych musi w danym momencie pracować.
Popyt zmienia się w cyklu dobowym, tygodniowym i sezonowym. W dni robocze zapotrzebowanie rośnie wraz z rozpoczęciem aktywności przedsiębiorstw, transportu i usług, natomiast w weekendy i dni świąteczne jest zazwyczaj niższe. Zimą istotne znaczenie ma temperatura i związane z nią zużycie energii na cele grzewcze, latem natomiast wysokie temperatury mogą zwiększać wykorzystanie klimatyzacji i systemów chłodniczych.
Znaczenie ma również kondycja gospodarki. Zwiększenie lub ograniczenie produkcji w energochłonnych sektorach przemysłu może być widoczne w krajowym zapotrzebowaniu na energię. Im wyższy jest popyt, tym większa część dostępnego parku wytwórczego musi zostać wykorzystana, a w pewnym momencie potrzebne mogą być jednostki charakteryzujące się coraz wyższym kosztem krańcowym.
Nie oznacza to jednak, że wzrost zapotrzebowania automatycznie musi prowadzić do bardzo wysokich cen. Jeżeli jednocześnie dostępna jest duża produkcja z tanich źródeł lub istnieje możliwość importu energii, system może pozostać dobrze zbilansowany. Dlatego popyt należy zawsze analizować razem z podażą.
Gdzie monitorować zapotrzebowanie?
Podstawowym źródłem informacji dla Polski są Polskie Sieci Elektroenergetyczne i ich dane systemowe, gdzie można śledzić między innymi pracę Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, zapotrzebowanie, generację oraz wymianę transgraniczną.
Dla analizy europejskiej niezwykle użyteczna jest ENTSO-E Transparency Platform, pozwalająca porównywać produkcję, obciążenie i przepływy pomiędzy poszczególnymi krajami. Wygodną formą agregacji wielu informacji dotyczących polskiego systemu jest również Energy Instrat, które udostępnia dane dotyczące produkcji energii, miksu wytwórczego, wymiany zagranicznej i cen w przystępnej formie wizualnej.
Tydzień w ujęciu godzinowym
Produkcja energii a obciążenie systemu
Porównanie średniej godzinowej mocy produkcyjnej i obciążenia na przestrzeni całego tygodnia. Wykres pokazuje przede wszystkim tygodniowy przebieg i ogólną relację między obiema wartościami, dlatego różnice między pojedynczymi godzinami są na nim mniej widoczne.
Możemy również udostępnić dane w czasie rzeczywistym w aplikacji Parsymonii. Umów krótką rozmowę, a przedstawimy indywidualny zakres i ofertę.
Opracowanie własne na podstawie danych wykorzystywanych w aplikacji Parsymonii: Energy Instrat (produkcja ENTSO-E i obciążenie systemu). Zakres: 13 sierpnia, 00:00 – 19 sierpnia, 22:00 (167 godzin).
Porównanie produkcji oraz obciążenia pokazuje, jak w kolejnych okresach zmienia się sytuacja w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Duża nadwyżka krajowej produkcji nad zapotrzebowaniem oznacza zupełnie inne warunki rynkowe niż sytuacja, w której do pokrycia popytu potrzebne są praktycznie wszystkie dostępne jednostki oraz dodatkowy import.
Warto jednak pamiętać, że prosta różnica pomiędzy produkcją krajową a obciążeniem nie jest jeszcze ceną energii ani pełnym bilansem handlowym. Polski system pozostaje połączony z krajami sąsiednimi, wykorzystuje magazyny energii i elektrownie szczytowo-pompowe, a część dostępnych źródeł może podlegać ograniczeniom technicznym lub sieciowym.
Nie każda MWh kosztuje tyle samo w produkcji
Drugą stroną rynku jest podaż. System elektroenergetyczny korzysta z wielu technologii, których ekonomika może znacząco się od siebie różnić. Elektrownie węglowe, jednostki gazowe, elektrownie wodne, farmy wiatrowe, fotowoltaika, biomasa czy magazyny energii mają inną strukturę kosztów i inną elastyczność działania.
Dla źródeł spalających paliwa szczególnie istotne są cena samego paliwa, sprawność jednostki oraz koszt związany z emisją CO₂. W uproszczeniu koszt wytworzenia energii w elektrowni konwencjonalnej można więc przedstawić jako sumę kosztu paliwa po uwzględnieniu sprawności, kosztu emisji oraz pozostałych kosztów zmiennych.
To właśnie dlatego przy analizie rynku energii tak często obserwuje się równolegle notowania gazu, węgla i uprawnień EUA. Zmiana jednego z tych elementów może zmienić ekonomiczny koszt pracy jednostki wytwórczej, a tym samym poziom ceny, przy którym będzie ona gotowa zaoferować energię na rynku.
Dlaczego gaz wpływa na cenę energii elektrycznej?
Na pierwszy rzut oka może się wydawać, że cena gazu nie powinna mieć dużego znaczenia dla Polski, ponieważ krajowy system nadal wykorzystuje znaczącą ilość energetyki węglowej. Europejski rynek energii jest jednak systemem naczyń połączonych, a jednostki gazowe pełnią ważną rolę w wielu sąsiednich systemach elektroenergetycznych.
Elektrownie gazowe są relatywnie elastyczne i mogą zwiększać produkcję w okresach niskiej generacji OZE lub wysokiego zapotrzebowania. Jeżeli to właśnie gaz staje się paliwem dla jednostki krańcowej na połączonym rynku, wzrost jego ceny może podnosić ceny energii znacznie szerzej niż wynikałoby to wyłącznie z udziału gazu w polskim miksie energetycznym.
Dodatkowo wyższe ceny na rynkach Niemiec, Czech, Słowacji czy innych krajów zmieniają opłacalność importu i eksportu energii. Dlatego sytuacja na europejskim rynku gazu może pośrednio wpływać również na ceny kontraktów terminowych w Polsce, w tym produktów kwartalnych i rocznych, takich jak BASE_Q-1-27 czy BASE_Y-27.
Dla rynku europejskiego podstawowym punktem odniesienia dla cen gazu jest TTF, czyli holenderski hub gazowy. Uczestnicy rynku obserwują przy tym nie tylko najbliższy kontrakt, ale całą krzywą terminową. Jeżeli drożeje wyłącznie gaz z dostawą w najbliższym miesiącu, wpływ może być przede wszystkim krótkoterminowy. Jeżeli natomiast rosną kontrakty obejmujące cały kolejny sezon zimowy lub rok, konsekwencje mogą być widoczne również na dalszych kontraktach energii.
Na ceny gazu wpływają między innymi poziom europejskich magazynów, tempo zatłaczania i odbioru gazu, dostawy LNG, przepływy gazociągami, dostępność terminali, popyt azjatycki, warunki pogodowe oraz wydarzenia geopolityczne. Poziom napełnienia europejskich magazynów można monitorować w serwisie GIE AGSI+, dane o terminalach LNG w GIE ALSI, natomiast fizyczne przepływy europejskiego systemu gazowego na ENTSOG Transparency Platform.
Prosty przykład wpływu ceny gazu
Załóżmy dla uproszczenia, że elektrownia gazowa osiąga sprawność na poziomie 55%. Jeżeli cena gazu wzrasta o 10 EUR/MWh paliwa, sam koszt paliwa potrzebnego do wytworzenia jednej MWh energii elektrycznej zwiększa się w przybliżeniu o:
10 EUR/MWh ÷ 55% ≈ 18 EUR/MWh energii elektrycznej
Do tego dochodzi jeszcze koszt emisji CO₂. Nie oznacza to oczywiście, że hurtowa cena energii automatycznie wzrośnie dokładnie o 18 EUR/MWh. Przykład pokazuje jednak skalę, z jaką relatywnie niewielka zmiana ceny paliwa może wpłynąć na ekonomię jednostki gazowej i w konsekwencji na cenę krańcową rynku.
Węgiel nadal pozostaje istotnym czynnikiem dla Polski
W polskich warunkach szczególne znaczenie ma koszt produkcji energii w jednostkach węglowych. Rynek obserwuje zarówno ceny węgla energetycznego na rynkach międzynarodowych, jak i koszty dostaw krajowego paliwa oraz relację pomiędzy ceną węgla a kosztem emisji CO₂.
Sama informacja o spadku ceny węgla nie musi jednak oznaczać proporcjonalnego spadku cen energii. Jeżeli jednocześnie rośnie cena uprawnień do emisji, całkowity koszt produkcji z jednostki węglowej może pozostać wysoki. Właśnie dlatego analiza pojedynczego surowca w oderwaniu od pozostałych czynników często prowadzi do błędnych wniosków.
W praktyce profesjonalna analiza rynku powinna więc patrzeć na koszt jednostki jako całość. Dla elektrowni węglowej istotny jest nie tylko koszt paliwa, lecz również jej sprawność oraz emisyjność, które określają, ile paliwa i uprawnień EUA potrzeba do wyprodukowania jednej MWh energii elektrycznej.
EUA: cena emisji CO₂ jest częścią kosztu produkcji energii
Elektrownie wykorzystujące paliwa kopalne uczestniczą w europejskim systemie handlu uprawnieniami do emisji EU ETS. Jedno uprawnienie EUA odpowiada prawu do emisji jednej tony CO₂, dlatego jego cena staje się bezpośrednim elementem kosztu zmiennego elektrowni emitujących dwutlenek węgla.
Jeżeli wytworzenie jednej MWh energii elektrycznej wiąże się przykładowo z emisją około 0,8 tony CO₂, wzrost ceny uprawnień o 10 EUR za tonę zwiększa koszt emisji takiej jednostki o około:
0,8 × 10 EUR = 8 EUR/MWh
Rzeczywista emisyjność zależy od paliwa, technologii i sprawności konkretnej jednostki. Elektrownie na węgiel brunatny mogą charakteryzować się szczególnie wysoką emisją, natomiast nowoczesne bloki gazowo-parowe znacznie niższą.
Właśnie dlatego EUA mają szczególnie duże znaczenie dla rynków, na których istotną część produkcji stanowią źródła wysokoemisyjne. Wzrost ceny CO₂ może wpływać nie tylko na bieżący koszt produkcji, lecz także na oczekiwania dotyczące przyszłej ekonomiki jednostek węglowych i gazowych, a w konsekwencji na produkty terminowe takie jak BASE_Y-27 czy kolejne kontrakty roczne.
Pogoda działa jednocześnie na popyt i podaż
Pogoda jest jednym z najważniejszych krótkoterminowych czynników na rynku energii, ponieważ wpływa jednocześnie na kilka elementów systemu. Temperatura zmienia poziom zapotrzebowania, wiatr określa produkcję farm wiatrowych, a nasłonecznienie wpływa na fotowoltaikę. Opady i poziom wód oddziałują na hydroenergetykę, a ekstremalnie wysokie temperatury mogą dodatkowo pogarszać warunki pracy części elektrowni cieplnych.
Szczególnie przydatnym pojęciem jest zapotrzebowanie rezydualne. Oznacza ono część całkowitego popytu, która pozostaje do pokrycia przez pozostałe źródła po uwzględnieniu produkcji z technologii takich jak wiatr i fotowoltaika.
Jeżeli zapotrzebowanie wynosi 20 GW, a wiatr i fotowoltaika produkują łącznie 12 GW, do pokrycia przez pozostałe źródła pozostaje około 8 GW. Jeżeli kilka godzin później zachodzi słońce, produkcja wiatrowa jednocześnie spada, a zapotrzebowanie pozostaje na poziomie 20 GW, zapotrzebowanie rezydualne może gwałtownie wzrosnąć.
System musi wtedy znaleźć dodatkowe moce w źródłach sterowalnych, magazynach lub imporcie. To właśnie dlatego ceny energii potrafią w ciągu jednego dnia przejść od bardzo niskich poziomów w godzinach południowych do wysokich cen wieczorem, mimo że całkowite zapotrzebowanie zmieniło się znacznie mniej.
Dlaczego pojawiają się ceny ujemne?
W okresach bardzo wysokiej generacji z OZE i jednocześnie niskiego zapotrzebowania podaż może przewyższać możliwości wykorzystania energii. Nie każdą elektrownię można natychmiast wyłączyć, ponieważ część jednostek posiada ograniczenia techniczne, koszty ponownego uruchomienia albo inne zobowiązania związane z pracą systemu.
W takich warunkach uczestnicy rynku mogą być skłonni zaoferować energię po cenie zerowej lub nawet ujemnej. Ujemna cena nie oznacza więc, że wytworzenie energii nic nie kosztuje. Jest raczej sygnałem chwilowej nadpodaży i ograniczonej elastyczności systemu.
Z perspektywy odbiorcy przemysłowego jest to szczególnie interesujące, ponieważ pokazuje rosnącą wartość elastyczności profilu zużycia. Firma, która może przesuwać część poboru na okresy wysokiej generacji OZE i niskich cen, funkcjonuje w innym otoczeniu kosztowym niż przedsiębiorstwo zużywające największą ilość energii w godzinach wieczornych.
Pogoda i OZE
Dobowy profil produkcji ze źródeł odnawialnych
Średnia produkcja w kolejnych godzinach doby pokazuje odmienny rytm słońca, wiatru, biomasy i hydroenergetyki.
Przewiń wykres w poziomie, aby zobaczyć kolejne godziny. Wszystkie dokładne wartości znajdziesz w tabeli poniżej.
Pokaż dokładne wartości w tabeli
| Godzina | Wiatr ląd | Słońce | Biomasa | Woda (zbiornikowe) | Woda (przepływowe) | Inne odnawialne |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0:00 | 2235,4 MW | 0 MW | 356,6 MW | 19,6 MW | 51,6 MW | 54,3 MW |
| 1:00 | 2280 MW | 0 MW | 354,2 MW | 16,9 MW | 51,3 MW | 53,8 MW |
| 2:00 | 2320,7 MW | 0 MW | 357,1 MW | 16,8 MW | 51,1 MW | 53,8 MW |
| 3:00 | 2211,3 MW | 0 MW | 355,4 MW | 16,8 MW | 51,3 MW | 54 MW |
| 4:00 | 2171,3 MW | 0 MW | 357,5 MW | 19,7 MW | 51,4 MW | 53,8 MW |
| 5:00 | 2132,4 MW | 172,5 MW | 360 MW | 16,7 MW | 51,4 MW | 54 MW |
| 6:00 | 1986,3 MW | 1172,7 MW | 360,9 MW | 30,9 MW | 58,1 MW | 54,1 MW |
| 7:00 | 1555,8 MW | 3404,2 MW | 362,1 MW | 32,1 MW | 59 MW | 53,8 MW |
| 8:00 | 968,5 MW | 6093,3 MW | 355,4 MW | 21,9 MW | 55,3 MW | 53,4 MW |
| 9:00 | 950,6 MW | 8495,4 MW | 325,2 MW | 15,6 MW | 52,4 MW | 52 MW |
| 10:00 | 1181,2 MW | 9941,1 MW | 305,4 MW | 15,2 MW | 51,3 MW | 51 MW |
| 11:00 | 1444,2 MW | 10 477,6 MW | 298 MW | 20,4 MW | 50 MW | 50,9 MW |
| 12:00 | 1534,4 MW | 10 320 MW | 298 MW | 14,7 MW | 49,6 MW | 50,9 MW |
| 13:00 | 1521,4 MW | 10 075 MW | 298,6 MW | 14,8 MW | 49,7 MW | 50,9 MW |
| 14:00 | 1574,9 MW | 9348,9 MW | 299 MW | 17,6 MW | 49,6 MW | 50,7 MW |
| 15:00 | 1602 MW | 8188,2 MW | 308,7 MW | 14,9 MW | 50 MW | 50,9 MW |
| 16:00 | 1526,6 MW | 6541,1 MW | 336,2 MW | 18,6 MW | 52,4 MW | 51,8 MW |
| 17:00 | 1429,4 MW | 4584,7 MW | 353,3 MW | 17,8 MW | 55,7 MW | 53,8 MW |
| 18:00 | 1275,1 MW | 2268,9 MW | 363,1 MW | 67,3 MW | 58,3 MW | 55,5 MW |
| 19:00 | 1205,9 MW | 638,7 MW | 367,2 MW | 198 MW | 82,2 MW | 57,8 MW |
| 20:00 | 1493,4 MW | 28,2 MW | 373,4 MW | 251,1 MW | 89,3 MW | 58,2 MW |
| 21:00 | 1934,8 MW | 0 MW | 375,3 MW | 179 MW | 75,4 MW | 57,3 MW |
| 22:00 | 2255,3 MW | 0 MW | 360,7 MW | 51,6 MW | 53,5 MW | 54,7 MW |
| 23:00 | 2323,5 MW | 0 MW | 369,7 MW | 20 MW | 53,6 MW | 56,1 MW |
| Godzina | Wiatr ląd | Słońce | Biomasa | Woda (zbiornikowe) | Woda (przepływowe) | Inne odnawialne |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0:00 | 5,4% | 0% | 4,3% | 1,8% | 3,8% | 4,2% |
| 1:00 | 5,5% | 0% | 4,3% | 1,5% | 3,8% | 4,2% |
| 2:00 | 5,6% | 0% | 4,3% | 1,5% | 3,8% | 4,2% |
| 3:00 | 5,4% | 0% | 4,3% | 1,5% | 3,8% | 4,2% |
| 4:00 | 5,3% | 0% | 4,3% | 1,8% | 3,8% | 4,2% |
| 5:00 | 5,2% | 0,2% | 4,4% | 1,5% | 3,8% | 4,2% |
| 6:00 | 4,8% | 1,3% | 4,4% | 2,8% | 4,3% | 4,2% |
| 7:00 | 3,8% | 3,7% | 4,4% | 2,9% | 4,4% | 4,2% |
| 8:00 | 2,4% | 6,6% | 4,3% | 2% | 4,1% | 4,1% |
| 9:00 | 2,3% | 9,3% | 3,9% | 1,4% | 3,9% | 4% |
| 10:00 | 2,9% | 10,8% | 3,7% | 1,4% | 3,8% | 4% |
| 11:00 | 3,5% | 11,4% | 3,6% | 1,8% | 3,7% | 4% |
| 12:00 | 3,7% | 11,2% | 3,6% | 1,3% | 3,7% | 4% |
| 13:00 | 3,7% | 11% | 3,6% | 1,3% | 3,7% | 4% |
| 14:00 | 3,8% | 10,2% | 3,6% | 1,6% | 3,7% | 3,9% |
| 15:00 | 3,9% | 8,9% | 3,7% | 1,3% | 3,7% | 4% |
| 16:00 | 3,7% | 7,1% | 4,1% | 1,7% | 3,9% | 4% |
| 17:00 | 3,5% | 5% | 4,3% | 1,6% | 4,1% | 4,2% |
| 18:00 | 3,1% | 2,5% | 4,4% | 6,1% | 4,3% | 4,3% |
| 19:00 | 2,9% | 0,7% | 4,5% | 17,9% | 6,1% | 4,5% |
| 20:00 | 3,6% | 0% | 4,5% | 22,7% | 6,6% | 4,5% |
| 21:00 | 4,7% | 0% | 4,5% | 16,2% | 5,6% | 4,5% |
| 22:00 | 5,5% | 0% | 4,4% | 4,7% | 4% | 4,2% |
| 23:00 | 5,7% | 0% | 4,5% | 1,8% | 4% | 4,4% |
Możemy również udostępnić dane w czasie rzeczywistym w aplikacji Parsymonii. Umów krótką rozmowę, a przedstawimy indywidualny zakres i ofertę.
Opracowanie własne na podstawie danych wykorzystywanych w aplikacji Parsymonii: Energy Instrat (produkcja ENTSO-E i obciążenie systemu). Zakres: 13 sierpnia, 00:00 – 19 sierpnia, 22:00 (167 godzin).
Wykres pokazuje, że poszczególne technologie OZE funkcjonują w odmiennym rytmie. Produkcja fotowoltaiczna koncentruje się w godzinach dziennych i osiąga maksimum w pobliżu środka dnia, natomiast produkcja wiatrowa może występować przez całą dobę, ale charakteryzuje się znaczną zmiennością pomiędzy kolejnymi godzinami i dniami.
Ta różnica ma coraz większe znaczenie dla kształtu dobowej krzywej cen energii. Wraz ze wzrostem udziału fotowoltaiki coraz częściej widoczny jest spadek zapotrzebowania rezydualnego w środku dnia, po którym następuje jego szybki wzrost w godzinach wieczornych.
Awaria jednej elektrowni może znaczyć niewiele albo bardzo dużo
Kolejnym ważnym czynnikiem jest dostępność jednostek wytwórczych. Elektrownie podlegają planowanym remontom, ograniczeniom technicznym oraz nieprzewidzianym awariom. Sama informacja o wyłączeniu dużego bloku nie mówi jednak jeszcze, jak mocno wydarzenie wpłynie na cenę energii.
Awaria jednostki podczas niskiego zapotrzebowania i bardzo wysokiej produkcji OZE może mieć relatywnie niewielkie znaczenie. Ta sama awaria podczas fali mrozów, niskiej generacji wiatrowej, wieczornego szczytu zapotrzebowania i ograniczonego importu może natomiast istotnie zwiększyć napięcie w systemie oraz przełożyć się na ceny rynku krótkoterminowego.
Dlatego dane dotyczące dostępności mocy trzeba zawsze interpretować razem z informacją o popycie, pogodzie i dostępności pozostałych źródeł. Istotna jest również długość niedostępności. Kilkugodzinna awaria ma zupełnie inne znaczenie dla kontraktu rocznego BASE_Y-27 niż informacja o wyłączeniu dużej jednostki na kilka miesięcy.
Gdzie sprawdzać remonty i awarie elektrowni?
Bardzo użytecznym źródłem jest Giełdowa Platforma Informacyjna TGE, GPI, a szczególnie Zestawienie ubytków mocy. Narzędzie prezentuje elektrownie i konkretne jednostki wytwórcze wraz z mocą osiągalną oraz informacją o planowanych i nieplanowanych ubytkach mocy.
Dzięki temu można szybko sprawdzić, czy w najbliższych dniach planowane są remonty lub występują awarie istotnych bloków w Bełchatowie, Kozienicach, Opolu, Połańcu, Turowie i innych elektrowniach. Widoczny jest zarówno termin niedostępności, jak i moc jednostki, której dotyczy ograniczenie. Jest to jeden z najbardziej praktycznych publicznie dostępnych widoków do szybkiej oceny bieżącej dostępności krajowego parku wytwórczego.
Drugim przydatnym źródłem na tej samej platformie jest baza WIT, czyli Ważnych Informacji Transakcyjnych. Można w niej wyszukiwać bardziej szczegółowe komunikaty dotyczące między innymi planowanych i nieplanowanych niedostępności, konkretnego bloku, czasu trwania zdarzenia, mocy dostępnej i wielkości ubytku. Dane te są szczególnie użyteczne przy analizie nagłych zmian sytuacji fundamentalnej na rynku.
W praktyce GPI TGE jest jednym z tych narzędzi, które warto mieć zapisane w zakładkach, jeżeli regularnie analizuje się polski rynek energii. Sam fakt pojawienia się dużego ubytku nie przesądza jeszcze o kierunku ceny, ale w połączeniu z informacją o zapotrzebowaniu, pogodzie i imporcie daje znacznie pełniejszy obraz sytuacji.
Polska nie jest odizolowanym rynkiem energii
Krajowy System Elektroenergetyczny jest połączony z systemami innych państw, dlatego energia może być importowana lub eksportowana w zależności od relacji cen pomiędzy rynkami, dostępnych zdolności przesyłowych i bieżącej sytuacji systemowej.
Europejskie rynki dnia następnego funkcjonują w ramach mechanizmu market coupling. Przy wyznaczaniu wyniku rynku uwzględnia się więc również możliwość handlu energią pomiędzy poszczególnymi obszarami cenowymi. Jeżeli energia w kraju sąsiednim jest tańsza, a na połączeniu dostępna jest odpowiednia przepustowość, import może ograniczyć presję na wzrost ceny w Polsce.
Jeżeli natomiast dostępne moce transgraniczne są już wykorzystane, różnica cen pomiędzy państwami może się utrzymywać. Dlatego samo porównanie krajowej produkcji i zapotrzebowania nie wystarcza do pełnej oceny sytuacji. Trzeba również wiedzieć, co dzieje się po drugiej stronie granicy i czy istnieje fizyczna możliwość przesłania dodatkowej energii.
Z tego względu profesjonalna analiza polskiego rynku coraz częściej obejmuje jednocześnie Niemcy, Czechy, Słowację, państwa skandynawskie i pozostałe połączone rynki europejskie. Dane dotyczące generacji, zapotrzebowania i przepływów transgranicznych można porównywać na ENTSO-E Transparency Platform, natomiast dane krajowe publikuje PSE.
Ograniczenia sieciowe mają coraz większe znaczenie
Wysoka produkcja energii w skali całego kraju nie oznacza jeszcze, że energia może zostać bez ograniczeń dostarczona do każdego miejsca. System elektroenergetyczny ma fizyczne ograniczenia, a możliwości przesyłu pomiędzy poszczególnymi regionami nie są nieskończone.
Jeżeli w jednym regionie występuje bardzo wysoka generacja, a sieć nie pozwala jej w pełni przesłać do centrów zapotrzebowania, operator musi odpowiednio zarządzać pracą systemu. Wraz ze wzrostem udziału źródeł pogodowo zależnych rośnie więc znaczenie magazynów energii, sterowania popytem, połączeń transgranicznych, rozbudowy sieci oraz usług bilansujących.
To jeden z powodów, dla których warto rozróżniać ilość energii dostępnej w całym systemie od możliwości jej wykorzystania w konkretnym miejscu i czasie. Teoretyczna nadwyżka produkcji nie zawsze może bowiem zostać dostarczona tam, gdzie występuje największe zapotrzebowanie.
Sytuacja systemowa
Godzinowy bilans produkcji i obciążenia
Dodatnia wartość oznacza nadwyżkę produkcji nad obciążeniem, a ujemna jego niedobór.
To uproszczony wskaźnik bilansowy, a nie pomiar rzeczywistych przepływów importowych lub eksportowych.
Możemy również udostępnić dane w czasie rzeczywistym w aplikacji Parsymonii. Umów krótką rozmowę, a przedstawimy indywidualny zakres i ofertę.
Opracowanie własne na podstawie danych wykorzystywanych w aplikacji Parsymonii: Energy Instrat (produkcja ENTSO-E i obciążenie systemu). Zakres: 13 sierpnia, 00:00 – 19 sierpnia, 22:00 (167 godzin).
Dodatnia wartość na wykresie wskazuje okresy, w których krajowa produkcja przewyższa obciążenie, natomiast wartość ujemna okresy wymagające dodatkowego pokrycia zapotrzebowania.
Jest to użyteczny wskaźnik sytuacji systemowej, ale nie należy utożsamiać go bezpośrednio z eksportem lub importem. Rzeczywiste przepływy zależą również od pracy magazynów, ograniczeń sieciowych, rezerw oraz dostępnych możliwości wymiany transgranicznej.
Kurs walutowy również może wpływać na polskie ceny
Część najważniejszych czynników kosztowych europejskiej energetyki jest notowana w euro lub dolarach. Dotyczy to między innymi gazu, uprawnień EUA, części kontraktów na węgiel oraz innych surowców importowanych.
Z punktu widzenia polskiego rynku znaczenie mają więc również kursy EUR/PLN i USD/PLN. Nawet jeżeli cena konkretnego surowca wyrażona w euro lub dolarach pozostaje bez zmian, osłabienie złotego może zwiększać jego koszt po przeliczeniu na PLN.
Wpływ walut nie zawsze jest bezpośredni i natychmiastowy, ponieważ zależy również od sposobu zabezpieczenia pozycji przez przedsiębiorstwa energetyczne. Przy analizie polskich kontraktów terminowych, szczególnie w dłuższym horyzoncie, nie powinien być jednak całkowicie pomijany.
Geopolityka wpływa przede wszystkim poprzez paliwa i oczekiwania
Rynek energii bardzo szybko reaguje na informacje dotyczące bezpieczeństwa dostaw. Konflikty zbrojne, sankcje, problemy z infrastrukturą gazową, zakłócenia transportu LNG czy ograniczenia dostaw surowców mogą powodować gwałtowne zmiany wyceny paliw i energii.
Najważniejsze jest jednak rozróżnienie pomiędzy wydarzeniem medialnym a wydarzeniem fundamentalnym. Nie każda informacja geopolityczna zmienia fizyczny bilans energii lub gazu. Rynek próbuje przede wszystkim odpowiedzieć na pytanie, czy dane wydarzenie rzeczywiście zmienia przyszłą dostępność paliwa, koszt jego dostawy albo prawdopodobieństwo wystąpienia niedoboru.
Jeżeli wpływ dotyczy wyłącznie najbliższych kilku dni, reakcja może koncentrować się na produktach krótkoterminowych. Jeżeli natomiast wydarzenie zmienia oczekiwania dotyczące całego przyszłego sezonu zimowego lub kolejnego roku, reakcja może być widoczna również na kontraktach kwartalnych i rocznych, w tym na produktach takich jak BASE_Q-1-27 czy BASE_Y-27.
Dlaczego cena kontraktu rocznego reaguje inaczej niż SPOT?
To jedna z najważniejszych zależności z punktu widzenia przedsiębiorstwa kupującego energię. Cena rynku dnia następnego jest wynikiem bardzo konkretnej sytuacji systemowej, podczas gdy produkt roczny reprezentuje dostawę przez tysiące kolejnych okresów w całym roku.
Jeżeli jutro będzie wyjątkowo silny wiatr, dzień będzie wolny od pracy, fotowoltaika osiągnie wysoką produkcję, a wszystkie kluczowe jednostki pozostaną dostępne, ceny SPOT mogą spaść bardzo nisko. Nie oznacza to jednak, że za trzy miesiące również będzie silnie wiało ani że przez cały kolejny rok system będzie znajdował się w równie komfortowej sytuacji.
Kontrakt roczny, przykładowo BASE_Y-27, obejmuje jednocześnie zimowe wieczory, letnie południa, dni świąteczne, fale upałów, okresy bezwietrzne, potencjalne awarie oraz wiele różnych kombinacji popytu i podaży. Pojedynczy bardzo tani dzień ma więc zazwyczaj niewielki wpływ na wycenę całego roku.
Inaczej wygląda sytuacja, gdy pojawia się informacja zmieniająca długoterminową ekonomię produkcji. Trwały wzrost cen EUA, istotna zmiana całej krzywej terminowej gazu, ograniczenie podaży paliwa, zmiana regulacyjna albo długotrwała niedostępność dużej części mocy mogą wpływać bezpośrednio również na wycenę kontraktów rocznych.
Dlatego przy analizie informacji rynkowej trzeba zawsze zadać sobie dwa pytania: jak duży jest jej wpływ oraz jak długo prawdopodobnie będzie trwał?
Jak cena giełdowa staje się ceną w ofercie dla przedsiębiorstwa?
Cena produktu BASE_Y-27 widoczna na rynku terminowym TGE nie jest jeszcze ceną, którą przedsiębiorstwo zobaczy w ofercie sprzedawcy. Sprzedawca musi uwzględnić rzeczywisty sposób zużywania energii przez konkretnego odbiorcę.
Jeżeli firma zużywa 10 GWh rocznie, nie oznacza to, że pobiera energię równomiernie przez cały rok. Przedsiębiorstwo może zużywać najwięcej energii w dni robocze, w godzinach pracy zakładu albo zimą, podczas gdy produkt BASE reprezentuje znacznie bardziej równomierną dostawę przez cały okres.
Powstaje więc koszt profilu, określany również jako shape cost. Jeżeli odbiorca zużywa relatywnie dużo energii właśnie w najdroższych godzinach rynku, jego profil może być dla sprzedawcy bardziej kosztowny niż profil przedsiębiorstwa pobierającego większą część energii w okresach niższych cen.
Do tego dochodzą ryzyko różnicy pomiędzy prognozowanym i rzeczywistym wolumenem, koszty bilansowania, dopuszczalna tolerancja wolumenowa, ryzyko kredytowe, warunki płatności, wymagane obowiązki związane ze sprzedażą energii oraz marża sprzedawcy.
W bardzo uproszczonej postaci można więc zapisać:
cena kontraktu dla odbiorcy = hurtowa cena energii + koszt profilu + koszt ryzyka i bilansowania + pozostałe elementy handlowe + marża
Dlatego dwie firmy kontraktujące energię tego samego dnia na ten sam rok mogą otrzymać różne ceny, mimo że punktem odniesienia dla obu jest ten sam produkt hurtowy, przykładowo BASE_Y-27.
Cena energii to nie to samo co całkowity koszt energii
Przedsiębiorstwo powinno również odróżniać cenę energii czynnej od całkowitego kosztu energii elektrycznej. Cena hurtowa i wynikająca z niej stawka sprzedaży są tylko częścią całkowitego rachunku.
Na fakturze znajdują się również opłaty dystrybucyjne, opłaty regulowane, opłata mocowa, potencjalne koszty energii biernej, opłaty za przekroczenie mocy umownej, podatki oraz inne składniki wynikające z obowiązujących regulacji i sposobu korzystania z sieci.
Spadek ceny hurtowej energii o 10% nie oznacza więc automatycznie spadku całkowitej faktury przedsiębiorstwa o 10%. Przy analizie kosztów warto rozdzielić dwa zagadnienia: co wpływa na cenę samego towaru, czyli energii elektrycznej, oraz co wpływa na całkowity koszt jej dostarczenia i wykorzystania przez przedsiębiorstwo.
Jak profesjonalnie monitorować rynek energii?
Nie istnieje jeden wykres ani jeden wskaźnik pozwalający określić idealny moment zakupu. Profesjonalny monitoring powinien łączyć kilka grup informacji i pozwalać odpowiedzieć zarówno na pytanie, co właśnie dzieje się z ceną energii, jak również dlaczego rynek zachowuje się w określony sposób.
| Obszar | Co obserwować | Dlaczego jest ważne | Przykładowe źródła |
|---|---|---|---|
| Energia SPOT | RDN i RDB | Pokazuje bieżący bilans popytu i podaży | TGE RDN, TGE RDB |
| Energia terminowa | BASE_M, BASE_Q, BASE_Y | Pokazuje zmianę wyceny przyszłych okresów dostawy | TGE, kontrakty terminowe |
| Zapotrzebowanie | Aktualne i prognozowane obciążenie KSE | Wskazuje presję po stronie popytu | PSE, ENTSO-E |
| Produkcja | Węgiel, gaz, wiatr, PV, hydro | Pokazuje strukturę źródeł pokrywających popyt | PSE, ENTSO-E, Energy Instrat |
| Dostępność jednostek | Remonty, awarie, ubytki mocy | Pozwala ocenić dostępną podaż sterowalną | GPI, Zestawienie ubytków, WIT |
| Gaz | TTF i polski rynek gazu | Wpływa na koszt jednostek gazowych i rynek europejski | ICE, TGE |
| Magazyny gazu | Poziom wypełnienia i tempo zmian | Kluczowe dla oceny bezpieczeństwa sezonu zimowego | GIE AGSI+ |
| LNG | Dostawy i wykorzystanie terminali | Wskazuje możliwość uzupełniania europejskiego bilansu gazu | GIE ALSI |
| Przepływy gazu | Import i eksport pomiędzy państwami | Pokazuje fizyczny bilans rynku gazowego | ENTSOG Transparency Platform |
| CO₂ | Notowania EUA | Bezpośredni składnik kosztu źródeł emisyjnych | EEX, ICE |
| Pogoda | Temperatura, wiatr, zachmurzenie | Wpływa jednocześnie na popyt i produkcję OZE | ECMWF i modele pogodowe |
| Wymiana zagraniczna | Przepływy oraz dostępne moce | Łączy rynek polski z cenami państw sąsiednich | PSE, ENTSO-E |
| Waluty | EUR/PLN i USD/PLN | Wpływają na koszt czynników notowanych w walutach | rynek walutowy |
| Regulacje | EU ETS, taryfy, zasady rynku | Mogą zmieniać strukturę kosztów i zachowanie rynku | URE, ACER, Komisja Europejska |
Najważniejsze nie jest jednak samo posiadanie dużej liczby danych. Kluczowa jest umiejętność określenia, które informacje wpływają na interesujący nas fragment rynku. Jeżeli przedsiębiorstwo zamierza kontraktować energię na cały 2027 rok, szczególną uwagę powinno zwracać na zachowanie BASE_Y-27 i czynników mogących wpływać na cały ten okres, a nie wyłącznie na cenę energii na następny dzień.
Jak czytać informacje rynkowe? Trzy przykłady
Przykład 1: silny wiatr i dużo fotowoltaiki w weekend
Prognozy wskazują wysoką produkcję OZE, a zapotrzebowanie będzie ograniczone ze względu na weekend. Taka kombinacja może prowadzić do silnego spadku zapotrzebowania rezydualnego i bardzo niskich cen na Rynku Dnia Następnego. W skrajnej sytuacji w części okresów mogą wystąpić ceny bliskie zeru lub ujemne.
Wpływ takiego wydarzenia na roczny kontrakt BASE_Y-27 może być jednak niewielki. Rynek wie, że wyjątkowo korzystne warunki pogodowe są zdarzeniem krótkotrwałym i nie mogą zostać bezpośrednio przeniesione na cały rok dostawy.
Przykład 2: wzrost cen gazu na całej krzywej terminowej
Rynek otrzymuje informację o problemach z podażą LNG, a kontrakty TTF z dostawą przez kolejne miesiące wyraźnie drożeją. Nie jest to już wyłącznie wydarzenie dotyczące jednego dnia, lecz potencjalna zmiana kosztu produkcji energii w całym przyszłym okresie.
Może więc pojawić się presja nie tylko na ceny SPOT, ale również na produkty miesięczne BASE_M, kwartalne BASE_Q i roczne BASE_Y. W takim przypadku zmiana wyceny BASE_Y-27 może być znacznie ważniejszą informacją dla przedsiębiorstwa planującego zakup energii niż pojedyncza bardzo niska cena RDN.
Przykład 3: awaria dużej elektrowni
Duży blok wytwórczy niespodziewanie wypada z systemu. Informacja pojawia się w danych o dostępności jednostek, które można monitorować między innymi w Zestawieniu ubytków GPI TGE i w bazie WIT, i może oddziaływać na rynek krótkoterminowy, szczególnie jeżeli sytuacja podażowa była już napięta.
Jeżeli awaria ma potrwać kilkanaście godzin, jej wpływ może koncentrować się przede wszystkim na rynku SPOT. Jeżeli jednak okazuje się, że jednostka będzie niedostępna przez kilka miesięcy, uczestnicy rynku mogą zacząć przeliczać również produkty kwartalne lub roczne.
To pokazuje podstawową zasadę analizy rynku: nie wystarczy wiedzieć, czy informacja jest pozytywna lub negatywna dla ceny. Trzeba również określić, jakiego okresu dostawy dotyczy jej wpływ.
Co powinien obserwować odbiorca przed zakupem energii?
Z punktu widzenia przedsiębiorstwa nie trzeba każdego dnia analizować wszystkich parametrów europejskiego systemu elektroenergetycznego. Warto natomiast posiadać uporządkowany zestaw wskaźników odpowiadających na kilka podstawowych pytań.
Jeżeli firma rozważa zakup energii na 2027 rok, pierwszym punktem odniesienia powinno być zachowanie właściwego kontraktu, przykładowo BASE_Y-27, którego notowania można sprawdzać na TGE. Następnie warto ocenić, czy obserwowany ruch ceny wynika z krótkotrwałej sytuacji na rynku SPOT, czy z rzeczywistej zmiany fundamentów wpływających na kolejne miesiące.
Warto również obserwować zachowanie gazu i EUA, prognozy popytu i produkcji OZE, dostępność kluczowych jednostek wytwórczych oraz sytuację na rynkach sąsiednich. Szczególnie interesujące jest to, czy zmienia się cała krzywa terminowa, czy wyłącznie najbliższy jej fragment.
Ostatnim elementem jest własna pozycja zakupowa przedsiębiorstwa. Ta sama sytuacja rynkowa może oznaczać zupełnie inną decyzję dla firmy, która zakontraktowała już 80% przyszłego wolumenu, i zupełnie inną dla odbiorcy, który za kilka miesięcy rozpoczyna dostawy i nie posiada jeszcze żadnego zabezpieczenia ceny.
Monitoring rynku nie służy do przewidywania każdego ruchu ceny
Celem profesjonalnego zarządzania zakupem energii nie powinno być znalezienie absolutnego minimum cenowego. Takie minimum można wiarygodnie wskazać dopiero z perspektywy historycznej, kiedy wiadomo już, co wydarzyło się później.
Znacznie bardziej racjonalne jest budowanie procesu, w którym przedsiębiorstwo zna swoją ekspozycję, obserwuje właściwe produkty rynkowe, rozumie główne czynniki fundamentalne i posiada wcześniej określone zasady kontraktacji kolejnych części wolumenu.
Dzięki temu monitoring rynku przestaje być jedynie obserwowaniem wykresów i próbą odgadnięcia kierunku kolejnego ruchu ceny. Staje się elementem strategii zarządzania ryzykiem energetycznym, w której decyzje wynikają z połączenia sytuacji rynkowej, profilu przedsiębiorstwa i poziomu już zakontraktowanego wolumenu.
Najważniejsze zależności warto zapamiętać
Cena energii jest efektem działania całego systemu. W krótkim terminie szczególnie duże znaczenie mogą mieć pogoda, poziom zapotrzebowania, bieżąca produkcja OZE, dostępność elektrowni i sytuacja w sieci. W dłuższym terminie rośnie natomiast znaczenie cen paliw, EUA, oczekiwanego bilansu podaży i popytu, regulacji oraz dostępności mocy.
Gaz wpływa na energię poprzez koszt produkcji jednostek gazowych i integrację europejskich rynków. CO₂ wpływa na koszt źródeł emisyjnych. Wiatr i słońce zmniejszają zapotrzebowanie rezydualne, ale jednocześnie zwiększają zmienność dobową systemu. Połączenia transgraniczne powodują natomiast, że polskiego rynku nie można analizować w całkowitym oderwaniu od Europy.
Jednocześnie cena kontraktu oferowanego przedsiębiorstwu nie jest po prostu aktualnym kursem BASE_Y-27 z rynku hurtowego. Uwzględnia również profil zużycia, ryzyko wolumenowe, bilansowanie, warunki handlowe i marżę sprzedawcy.
Najważniejsze pytanie nie brzmi więc:
„Czy energia będzie drożeć?”
Znacznie bardziej użyteczne jest pytanie:
„Które czynniki właśnie zmieniły się na rynku, jakiego okresu dostawy dotyczą i co oznacza to dla naszej obecnej pozycji zakupowej?”
Dopiero takie spojrzenie zamienia dane rynkowe w informacje rzeczywiście przydatne przy podejmowaniu decyzji.
Źródła i przydatne narzędzia
Poniższe źródła pozwalają samodzielnie śledzić znaczną część danych opisanych w artykule:
-
Towarowa Giełda Energii, Rynek Dnia Następnego Bieżące dane RDN, w tym kontrakty 15-minutowe, godzinowe i blokowe oraz indeksy rynku SPOT.
-
Towarowa Giełda Energii, Rynek Dnia Bieżącego Dane rynku intraday dla energii elektrycznej.
-
Towarowa Giełda Energii, kontrakty terminowe Notowania i nomenklatura kontraktów terminowych, w tym produktów BASE_M, BASE_Q, BASE_Y, a także PEAK5 i OFFPEAK.
-
GPI TGE, Zestawienie ubytków Jedno z najbardziej praktycznych narzędzi do monitorowania planowanych i nieplanowanych ubytków mocy w polskich elektrowniach. Pozwala sprawdzić konkretne elektrownie, bloki, terminy niedostępności oraz wielkość ubytku mocy.
-
GPI TGE, WIT, Ważne Informacje Transakcyjne Szczegółowe komunikaty dotyczące między innymi planowanych i nieplanowanych niedostępności jednostek wytwórczych.
-
Polskie Sieci Elektroenergetyczne, dane systemowe Dane dotyczące pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, zapotrzebowania, generacji, wymiany transgranicznej oraz sytuacji bilansowej.
-
ENTSO-E Transparency Platform Europejskie dane dotyczące produkcji, zapotrzebowania, przepływów transgranicznych i funkcjonowania systemów elektroenergetycznych.
-
Energy Instrat Otwarta i przystępna wizualizacja danych dotyczących polskiego rynku energii, miksu wytwórczego, cen, zapotrzebowania i wymiany zagranicznej.
-
GIE AGSI+ Dane dotyczące poziomu napełnienia europejskich magazynów gazu oraz tempa zatłaczania i odbioru paliwa.
-
GIE ALSI Dane dotyczące europejskich terminali LNG, ich wykorzystania oraz dostaw skroplonego gazu ziemnego.
-
ENTSOG Transparency Platform Dane dotyczące europejskiej infrastruktury gazowej i fizycznych przepływów gazu pomiędzy poszczególnymi państwami.
-
EEX i ICE Źródła danych dotyczących między innymi rynku uprawnień EUA oraz europejskich kontraktów energetycznych i gazowych. Część profesjonalnych danych rynkowych może wymagać dostępu płatnego lub licencji.
-
URE, ACER i Komisja Europejska Źródła informacji dotyczących regulacji rynku energii, EU ETS, zasad funkcjonowania rynku oraz zmian prawnych wpływających na sektor energetyczny.
Artykuł ma charakter edukacyjny i nie stanowi rekomendacji dotyczącej momentu zakupu lub sprzedaży energii. Ocena strategii kontraktacji powinna uwzględniać indywidualny profil zużycia, horyzont dostaw, akceptowany poziom ryzyka oraz warunki konkretnej umowy sprzedaży energii.
