Zobacz przykładowy e-Newsletter, w którym eksperci innogy podsumowują na bieżąco rynek energii elektrycznej i gazu ziemnego w Polsce:

Rynek terminowy

Średnioważony kurs rozliczeniowy BASE_Y-19 z notowań w dniach 25 stycznia-7 lutego wyniósł 177,1 PLN/MWh (spadek o 3,2 PLN/MWh w stos. do poprzedniego dwutygodniowego okresu). Transakcje zawierane były w przedziale 175,3-180,45 PLN/MWh w trendzie malejącym. Na rynku niemieckim, wycena kontraktu pasmowego dla energii na rok 2019 spadła do 35,55 EUR/MWh (-1,8). W przypadku surowców, dostawy węgla na grudzień 2019 (API2) na zamknięciu w dniu 7 lutego wycenione były na 81,6 USD/t (-3,7). Do 9,1 EUR/t (-0,5) spadła także wycena uprawnień do emisji, co odbyło się nawet pomimo głosowania w PE w sprawie zmian w systemie EU ETS po roku 2020. Jedną z głównych propozycji reformy jest podwojenie wolumenu uprawnień, które trafia do rezerwy stabilizacyjnej.

Rynek Spot

Dla dostaw styczniowych ceny na RDN kształtowały się: 160,9 (IRDN24) oraz 193,1 (IRDN8.22, szczyt dla dni roboczych). Na rynku terminowym w ostatnim dniu notowań dostaw styczniowych, było to odpowiednio: 168,7 (BASE_M-02-18) oraz 230,0 (PEAK5_M-01-18). Tak duży spadek uwarunkowany był głównie łagodnymi warunkami atmosferycznymi. W przypadku lutego, za pierwsze osiem dni dostaw IRDN24 wyniósł 186,7. Dla dni roboczych cena oscylowała w okolicy 200,0, do czego przyczyniły się spadek temperatury oraz generacji OZE (średnia generacja nie przekroczyła 900MW). Pomimo tego, w systemie funkcjonował bezpieczny poziom dostępnych mocy.

Rynek terminowy

W okresie od 25 stycznia na terminowym rynku gazu nadal utrzymywał się trend spadkowy rozpoczęty w połowie stycznia. Kurs rozliczeniowy dla produktu rocznego GAS_BASE_Y-19 obniżył się z poziomu 83,62 PLN/MWh do 80,15 PLN/MWh. Najniższą wartość indeks osiągnął w dniu 6 lutego. Podobny spadek cenowy zanotował produkt miesięczny z dostawą w marcu GAS_BASE_M-03-18. W ostatnich dniach kontrakt ten był wyceniany poniżej 80 PLN/MWh, a swoje minimum osiągnął w dniu 5 lutego, kiedy wyniósł 78,5 PLN/MWh. W obniżce cen na rynku terminowym gazu na pewno pomagają znaczące spadki na światowych rynkach ropy oraz węgla.

Rynek SPOT

Pomiędzy 25 stycznia a 7 lutego indeks RDNg poruszał się w przedziale 70,68-83,95 PLN/MWh. Od początku lutego cena regularnie kształtowała się powyżej 81 PLN/MWh. Średnia arytmetyczna cena z kursów rozliczeniowych ze styczniowych dostaw na RDNg (bez produktów GAS_BASE_WEEKEND) wyniosła 84,13 PLN/MWh czyli o ponad 10 PLN niżej od średniego kursu rozliczeniowego dla produktu GAS_BASE_M-01-18 z ostatniego miesiąca jego notowań na rynku terminowym. Na niższe ceny styczniowego rynku spot miała dość wysoka, jak na tę porę roku, temperatura.

W ostatnich dwóch tygodniach index OZEX_A rósł z sesji na sesję średnio o 1,47 PLN/MWh. Na ostatniej sesji w czwartek (8.02.) średnioważona cena PMOZE_A wyniosła 54,99 PLN/MWh przy wolumenie obrotu 91 GWh. Cena ta jest najwyższa od początku roku. Na rynku praw PMOZE-BIO w ostatnim czasie wystąpił delikatny trend spadkowy. Ceny spadały z poziomu 319,03 PLN/MWh (30.01) do 317,63 PLN/MWh (08.02). Średni wolumen obrotu dla tych sesji wyniósł 4,2 GWh. Ceny praw majątkowych PMEF, w ostatnich dwóch tygodniach szybko rosły, z poziomu 696,72 PLN/toe na ostatniej sesji stycznia do 846,75 PLN/toe - 8 lutego. Szczególnie dwie ostatnie sesje 6 i 8 lutego charakteryzowały się dużym wolumenem obrotu odpowiednio 8,2 tys. toe i 7,3 tys. toe.

Ministerstwo Energii: czeka nas rok pełen wyzwań dla energetyki

Wprowadzenie rynku mocy, wynegocjowanie korzystnego kształtu unijnego Pakietu Zimowego i dokończenie aktualnie prowadzonych inwestycji w moce wytwórcze - to największe wyzwania dla sektora energetycznego w 2018 roku w ocenie Ministerstwa Energii. Nadchodzące miesiące w energetyce upłyną pod znakiem dużych zmian: w pierwszym półroczu ma zapaść decyzja rządu dotycząca budowy elektrowni jądrowej, a w grudniu powinny odbyć się pierwsze aukcje na dostawy energii w latach 2021-2023, związane z wdrożeniem w Polsce rynku mocy. - Jednym z największych wyzwań, jednocześnie długo wyczekiwanym, jest zafunkcjonowanie rynku mocy w Polsce. To wiąże się z przygotowaniem wytwórców do uczestnictwa w tym systemie. Pojawi się dużo obowiązków, po stronie wytwórców będzie do wykonania olbrzymia praca, żeby można było bezpiecznie i w pełni uczestniczyć w tym systemie - mówi agencji Newseria Biznes Tomasz Dąbrowski, dyrektor Departamentu Energetyki w Ministerstwie Energii. Ustawa o rynku mocy została w grudniu przyjęta przez Sejm, a obecnie jest w procesie notyfikacji w Komisji Europejskiej. Jak zapowiedział w ubiegłym tygodniu minister Krzysztof Tchórzewski, powinien się on zakończyć w pierwszym kwartale tego roku. Zgodnie z unijnymi regulacjami rynek mocy jest formą pomocy publicznej, dlatego wymaga zgody Komisji. Ustawa wprowadzi w Polsce dwutowarowy rynek energii. To oznacza, że transakcjom kupna-sprzedaży będzie podlegać nie tylko wytworzona energia elektryczna, ale również moc dyspozycyjna, czyli gotowość do dostarczania energii. Dzięki temu dostawcy mocy pozyskają dodatkowe środki na inwestycje (obecnie ceny hurtowe prądu są zbyt niskie, żeby można było sfinansować modernizację czy budowę nowych bloków). Z kolei operator systemu przesyłowego zyska pewność, że ilość mocy dyspozycyjnej w systemie wystarczy do pokrycia zapotrzebowania odbiorców na energię elektryczną. W grudniu br. mają odbyć się trzy pierwsze aukcje na dostawy energii w latach 2021-23. Rynek mocy ma zapobiec niedoborom mocy wytwórczych, stanowić dodatkowe wsparcie dla elektrowni i firm energetycznych oraz przeciwdziałać gwałtownym skokom cen energii elektrycznej. Od 2021 roku konsumentom do rachunków za energię będzie doliczana dodatkowa tzw. opłata mocowa. Z symulacji Deloitte wynika, że koszt funkcjonowania rynku mocy przekroczy 4 mld zł rocznie. - Kolejne wyzwanie to cała strefa regulacji. Trwają prace nad pakietem na rzecz czystej energii dla wszystkich Europejczyków, potocznie zwanym pakietem zimowym. W tym zestawie regulacji jest wiele zapisów, które mogą być groźne lub niebezpieczne dla polskiej gospodarki i sektora energii. Musimy zadbać o to, żeby te zapisy były jak najbardziej korzystne, bo ich kształt na wiele lat zdeterminuje rozwój polskiego sektora energetycznego, łącznie z tym, jaki będzie wymagany udział OZE i jaki będzie udział paliw kopalnych - mówi Tomasz Dąbrowski. Pakiet zimowy to przedstawiony w 2016 roku, liczący ponad tysiąc stron, zbiór rekomendacji, które dotyczą polityki energetycznej i klimatycznej Unii Europejskiej w latach 2020-2030. Wśród zawartych w nim propozycji jest m.in. kontrowersyjny dla Polski zakaz pomocy publicznej dla źródeł o emisji powyżej 550 kg CO2 na 1 MWh (który w praktyce eliminuje źródła węglowe). W lutym prace nad pakietem zimowym wejdą w fazę uzgodnień pomiędzy Komisją Europejską, Parlamentem Europejskim i państwami członkowskimi, które swoje stanowiska w tej sprawie wypracowały w grudniu, w trakcie spotkania ministrów ds. energetyki. - Chcielibyśmy, aby w jak najpełniejszym zakresie można było wykorzystywać te nośniki energii, które są u nas dostępne, czyli przede wszystkim paliwo kopalne, jakim jest węgiel kamienny i węgiel brunatny. Pomysły, które są lansowane w ramach UE są różne, idą trochę wbrew naszym oczekiwaniom, staramy się zatem pogodzić ogień z wodą - mówi Tomasz Dąbrowski. Dyrektor departamentu energetyki w ME ocenia, że trzecim, istotnym wyzwaniem dla energetyki będzie w najbliższym czasie dokończenie aktualnie realizowanych i planowanych inwestycji - m.in. dwóch nowych bloków Elektrowni Opole, nowego bloku w Jaworznie oraz planowanej do realizacji w tym roku budowy bloku energetycznego na terenie Elektrowni Ostrołęka. - Mamy w tej chwili olbrzymi plac budowy w obszarze wytwarzania. Jedna inwestycja - blok w Kozienicach, została niedawno ukończona i uruchomiona. Przed nami kolejne bloki, na które już czekamy, bo bilans energetyczny w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym jest dość napięty i każda nowa moc wytwórcza będzie witana z zadowoleniem - mówi Tomasz Dąbrowski. W tym półroczu ma też zapaść decyzja rządu dotycząca budowy elektrowni jądrowej. - Polska energetyka przyszłości to energetyka zrównoważona, w której jest miejsce dla różnych technologii wytwarzania energii, zarówno dla konwencjonalnych, opartych na paliwach kopalnych, jak i odnawialnych oraz dla energetyki jądrowej - w naszym bilansie ciągle jest miejsce na to, żeby ten obszar zagospodarować - podkreśla Tomasz Dąbrowski.

ClientEarth: możliwa konieczność weryfikacji polskiego rynku mocy

– W związku z obecną strukturą krajowej elektroenergetyki, głównymi beneficjentami przyjętej w grudniu ustawy będą istniejące elektrownie węglowe. W Brukseli trwają jednak prace nad unijnym rozporządzeniem mającym na celu ograniczenie udziału najbardziej emisyjnych elektrowni w mechanizmach mocowych. Może to spowodować konieczność ponownej weryfikacji polskiego rynku mocy przez Komisję – komentuje Fundacja ClientEarth Prawnicy dla Ziemi. Wczoraj Komisja Europejska ogłosiła decyzję zatwierdzającą rynek mocy w Polsce. ClientEarth zaznacza, że ostateczna formuła mechanizmu zapewnia możliwość udziału w rynku mocy instalacjom z innych państw członkowskich UE, a przyjęty mechanizm zawiera również preferencje dla jednostek redukcji zapotrzebowania na energię (tzw. DSR), magazynów energii oraz mniej emisyjnych źródeł gazowych i kogeneracyjnych (tj. wytwarzających jednocześnie energię elektryczną i ciepło). Ponadto, w związku ze zmianą sposobu rozstrzygania aukcji, o wsparcie z rynku mocy trudniej będzie ubiegać się ewentualnym nowym projektom węglowym. Zdaniem prawników Fundacji, głównymi beneficjentami rynku mocy pozostaną jednak istniejące elektrownie węglowe, w tym także nowo otwarty blok o mocy 1075 MW w Elektrowni Kozienice, który będzie mógł starać się nawet o 15-letnie wsparcie, a z rynku mocy będą mogły też korzystać elektrownie współspalające węgiel z biomasą. – Pozytywna decyzja Komisji nie jest zaskoczeniem, ponieważ podczas negocjacji polskie władze wprowadziły do ustawy wiele zmian, które dostosowały rynek mocy do obowiązujących regulacji unijnych z zakresu pomocy publicznej. Dzisiejsza decyzja nie niweluje jednak wszystkich ryzyk prawnych związanych z rynkiem mocy w Polsce – ocenia Wojciech Kukuła, prawnik z Fundacji ClientEarth Prawnicy dla Ziemi. ClientEarth podkreśla, że głównym problemem pozostaje wysoka emisyjność istniejących i budowanych obecnie krajowych bloków energetycznych, wynosząca 700 lub więcej gram dwutlenku węgla na każdą kilowatogodzinę wytworzonej energii elektrycznej. Komisja Europejska pod koniec 2016 r. zaproponowała, żeby w krajowych rynkach mocy mogły uczestniczyć wyłącznie elektrownie emitujące nie więcej niż 550 g CO2/kWh. Ostateczny kształt unijnego rozporządzenia jest jeszcze przedmiotem negocjacji na poziomie instytucji UE. Kiedy jednak rozporządzenie zostanie przyjęte, zacznie obowiązywać w Polsce w sposób bezpośredni i będzie mieć pierwszeństwo stosowania przed krajową ustawą. – W konsekwencji, pomimo że decyzja Komisji daje polskim władzom zielone światło do organizowania aukcji mocy przez okres 10 lat, nie można wykluczyć, że Polska będzie musiała skorygować zasady uczestnictwa w mechanizmie mocowym jeszcze przed rozpoczęciem pierwszego okresu dostaw, czyli przed 2021 rokiem – dodaje Kukuła. Fundacja zwraca uwagę, że potwierdza to wczorajsza informacja prasowa Komisji, zgodnie z którą po przyjęciu pakietu państwa członkowskie będą musiały dostosować wszystkie istniejące środki pomocy państwa do przyszłego prawodawstwa UE. Wcześniej Fundacja ClientEarth Prawnicy dla Ziemi oszacowała koszty polskiego mechanizmu mocowego, które zostaną przeniesione na odbiorców energii, na 5 mld złotych rocznie, czyli o 25 proc. więcej niż wskazano w ocenie skutków regulacji do projektu ustawy o rynku mocy. Rynek mocy będzie w efekcie znacznie droższy niż jego brytyjski i francuski odpowiednik – tamtejsze systemy w podobnej cenie zapewniają odpowiednio dwu- i czterokrotnie większy wolumen zakontraktowanych mocy – ocenił ClientEarth.

źródło: gramwzielone.pl

URE: Ponad 3,5 tys. firm przeprowadziło audyty energetyczne

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki przedstawił Ministrowi Energii informacje dot. przeprowadzonych w 2017 roku audytach energetycznych przedsiębiorstw. Z informacji URE wynika, że terminie do dnia 31 grudnia 2017 r. do Urzędu Regulacji Energetyki wpłynęło 3 506 zawiadomień o przeprowadzonych audytach energetycznych przedsiębiorstwa przy czym z treści przekazanych zawiadomień wynika, że 127 z tych przedsiębiorców przeprowadziło audyt w ramach posiadanego systemu zarządzania energią lub systemu zarządzania środowiskowego.Z przekazanych zawiadomień o przeprowadzonych audytach energetycznych przedsiębiorstwa wynika również, że możliwe do uzyskania średnioroczne oszczędności energii finalnej wynoszą 973 373,597 toe. Z Oceny Skutków Regulacji przeprowadzonej w 2016 roku w trakcie prac nad ustawą o efektywności energetycznej wynikało, że obowiązek sporządzenia audytu energetycznego będzie dotyczył prawie 2,6 tys. firm.Audyt energetyczny to opracowanie zawierające analizę zużycia energii oraz określające stan techniczny obiektu, urządzenia technicznego lub instalacji, zawierające wykaz przedsięwzięć służących poprawie ich efektywności energetycznej, a także ocenę ich opłacalności ekonomicznej i możliwej do uzyskania oszczędności energii. Zgodnie z ustawą o efektywności energetycznej do przeprowadzenia audytu energetycznego zobowiązane są przedsiębiorstwa, które w ciągu ostatnich dwóch lat (licząc osobno każdy rok) zatrudniały co najmniej 250 osób lub osiągnęły roczny obrót netto na poziomie co najmniej 50 mln euro oraz co najmniej 43 mln euro sumy bilansowej. Termin przeprowadzenie pierwszego audytu upłyną 30 września 2017 roku, kolejne mają być prowadzone co 4 lata. Podmioty zobowiązane do sporządzenia audytu mają obowiązek informować Prezesa URE o jego wykonaniu i o możliwych do uzyskania oszczędnościach energii. Niewykonanie audytu objęte jest sankcją, która może sięgnąć nawet 5 proc. rocznego obrotu firmy.