Otoczenie rynkowe

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. Od 2021 r. część elektrowni i elektrociepłowni otrzymuje przychody z rynku mocy w zamian za pozostawanie przez jednostkę w gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu. Przychody te pomagają rekompensować ponoszone koszty stałe.
• 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 poszczególne kategorie kosztów kształtują się odmiennie. 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 energii.

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 wśród odnawialnych źródeł energii obecnie największą mocą dysponują elektrownie wiatrowe, ale bardzo intensywnie rozwijają się w ostatnim czasie  elektrownie fotowoltaiczne. Poziom mocy elektrowni wodnych jest w ciągu ostatnich lat stały ze względu na ograniczone zasoby wodne. Najważniejszym źródłem odnawialnym pod względem ilości energii produkowanej w ciągu roku jest energetyka wiatrowa, jednak w zależności od pory roku, dnia  i warunków wietrznych chwilowa moc dostarczana przez elektrownie fotowoltaiczne może być wyższa.

Najważniejszym czynnikiem, który decyduje o dostępności mocy odnawialnych jest zatem pogoda. Dlatego  poziom dostępnych mocy OZE jest zmienny i zawsze musi istnieć odpowiednia dostępna rezerwa mocy konwencjonalnych gotowych natychmiast do podjęcia pracy w przypadku braku odpowiedniej generacji ze źródeł odnawialnych.

Dla elektrowni konwencjonalnych głównymi kosztami zmiennymi są koszt paliwa oraz koszt uprawnień do emisji CO₂.

Elektrownie wiatrowe, wodne, czy fotowoltaiczne takich kosztów 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 CO_­2, pojawiają się w dalszej kolejności. Koszt zmienny wytwarzania w źródłach konwencjonalnych zależy także od sprawności przetwarzania paliwa w elektrowni. Dlatego nowoczesne bloki węglowe i gazowe są 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 oraz rosnące koszty CO2 zniekształciły rynek energii, pogarszając ekonomikę funkcjonowania bloków konwencjonalnych. Na wielu rynkach działalność trwale lub chwilowo nierentownych aktywów jest ograniczana. Na rynku energii elektrycznej, która zapewnia podstawowe potrzeby społeczeństwa 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 w polskim systemie elektroenergetycznym pojawił się rynek mocy – jako uzupełnienie rynku energii elektrycznej. W ramach rynku mocy jednostki wytwórcze otrzymują dodatkowe środki w zamian za pozostawanie przez jednostkę w gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu. Dzięki rynkowi mocy dyspozycyjne źródła wytwarzania mogą otrzymać częściową rekompensatę wynikającą ze spadku cen hurtowych, które wcześniej pokrywały koszt zmienny oraz koszty stałe. Pozwala to na bieżące utrzymanie i modernizację elektrowni w celu niezakłóconych i pewnych dostaw energii.

Jest to rynek, na którym konkurują sprzedawcy energii elektrycznej do odbiorców końcowych

Cena rynku detalicznego, zawiera:

• cenę energii elektrycznej z rynku hurtowego,
• koszty dystrybucji energii elektrycznej,
• dodatkowe podatki i opłaty (kierowane na wsparcie OZE, czy kogeneracji.

Od roku 2021 pobierana jest opłata mocowa – mająca finansować rynek mocy

W IV kwartale 2020 roku zmiana cen r/r na rynkach ościennych kształtował się w przedziale 18-26 PLN/MWh (tj. ok. 12-15%), natomiast w Polsce średni poziom cen był wyższy o 35 PLN/MWh r/r (ok. 16%). 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 17% r/r, podczas gdy krajowy indeks cen miałów energetycznych PSCMI1 spadł w tym samym czasie tylko o 1%.

W ujęciu rocznym zanotowano spadki średnich cen energii na rynkach ościennych w przedziale 27-56 PLN/MWh r/r (tj. o ok. 17-33%), podczas gdy średnia cena w Polsce spadła o 21 PLN/MWh r/r (ok. 9%). Rozpiętość cenowa pomiędzy Polską a sąsiednimi państwami wynikała w dużej mierze z różnic w realizowanych cenach węgla w kraju i zagranicą. Zwiększone w II połowie 2019 roku zdolności przesyłowe na połączeniach transgranicznych umożliwiły import wyższego wolumenu taniej energii, czego efektem jest obserwowana korelacja hurtowych cen energii w Polsce i za granicą. Odwrócenie trendu spadkowego w II kwartale 2020 roku wynika głównie ze wzrostów cen uprawnień do emisji CO₂ w tym okresie.

Porównanie średnich cen energii elektrycznej na rynku polskim oraz rynkach ościennych w 2020 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs PLN/EUR 4,44)

Źródło: TGE, EEX, Nordpool

Źródło: TGE, EEX, Nordpool

Źródło: Agencja Rozwoju Przemysłu („ARP”), Bloomberg (API21MON OECM Index), opracowanie własne.

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

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

W IV kwartale 2020 roku Polska pozostawała importerem netto energii elektrycznej, a saldo wymiany handlowej netto wyniosło 3,0 TWh (import 3,5 TWh, eksport 0,5 TWh). Największy wpływ na saldo wymiany handlowej miał import ze Szwecji (1,03 TWh), Czech (0,83 TWh) i Niemiec (0,45 TWh). W całym 2020 roku wymiana handlowa netto wyniósła 13,1 TWh (import 14,7 TWh, eksport 1,6 TWh), co w porównaniu z rokiem poprzednim (10,3 TWh) oznacza wzrost o 2,8 TWh (27% r/r).

Geograficzna struktura wymiany handlowej w 2020 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 2020 roku dodatkowe obciążenia (ponad cenę sprzedaży i koszt dystrybucji energii elektrycznej) dla odbiorcy indywidualnego w Polsce stanowiły 37% ceny energii elektrycznej, w porównaniu do średniej dla UE wynoszącej 36%. W Danii i Niemczech udział narzutów w cenie energii elektrycznej przekraczał 50%.

Porównanie średnich cen energii elektrycznej dla odbiorców indywidualnych w wybranych krajach UE w I półroczu 2020 roku (ceny w PLN/MWh, średni kurs PLN/EUR 4,41)

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Eurostatu.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Eurostatu.