Rojek: Co wpływa na giełdową cenę energii?

27 czerwca 2019, 07:30 Energetyka

Ostatnimi czasy temat ceny energii elektrycznej jest szczególnie widoczny w debacie publicznej. Wzrost cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla spowodował wzrost kosztów wytwarzania energii elektrycznej w źródłach konwencjonalnych, które niestety wciąż dominują w polskiej strukturze wytwarzania. Ministerstwo Energii próbując ratować sytuację wprowadziło jeszcze większy chaos. W całym zamieszaniu widzę jeden pozytyw – więcej ludzi zainteresowało się rynkiem energii. Wykorzystując codziennie energię elektryczną warto poznać mechanizmy oraz czynniki wpływające na wielkość naszych rachunków – pisze Patryk Rojek, współpracownik BiznesAlert.pl, SKN Energetyki Szkoła Główna Handlowa.

fot. Pixabay

W jaki sposób ustalamy cenę na rynku giełdowym?

Rynek giełdowy to miejsce, w którym spotykają się wytwórcy, spółki obrotu, operatorzy sieci dystrybucyjnych i przesyłowych oraz najwięksi odbiorcy przemysłowi. Transakcje na rynku giełdowym w Polsce zawierane są poprzez Towarową Giełdę Energii S.A. Obrót energią czynną na TGE odbywa się przy pomocy kontraktów godzinowych (Rynek Dnia Następnego, Rynek Dnia Bieżącego) oraz kontraktów terminowych, które pozwalają wyznaczyć cenę oraz ograniczyć ryzyko w dłuższym horyzoncie czasowym (tygodniowym, miesięcznym, kwartalnym oraz rocznym). Cena poszczególnych kontraktów wyznaczana jest przy pomocy tzw. merit order.

Celem merit order jest zaspokojenie popytu na energię elektryczną wykorzystując najpierw źródła o najmniejszym krańcowym koszcie wytworzenia jednostki energii. Wytwórcy zgłaszają swoje oferty, które następnie uszeregowane są według kryterium rosnącej ceny. Do generacji w systemie elektroenergetycznym zapraszane są w pierwszej kolejności instalacje wytwórcze o najmniejszym koszcie zmiennym wytwarzania. Koszt wytwarzania jednostki zamykającej zapotrzebowanie na energię elektryczną stanowi cenę energii dla wszystkich wytwórców wezwanych do pracy.

Zmienność w czasie

Wiedząc, że cena na rynku energii ustalana jest przy wykorzystaniu sił rynkowych, warto mieć na uwadze zmienność strony popytowej oraz podażowej. Zapotrzebowanie na energię elektryczną nie jest stałe w czasie – zależy od pory dnia, tygodnia oraz roku. Dobowa krzywa zapotrzebowania zimą wygląda zupełnie inaczej niż latem. Na poniższym wykresie można zauważyć m.in. zimowy szczyt popołudniowy oraz większe potrzeby energetyczne w styczniu w skali całego dnia. Cena energii jest skorelowana z zapotrzebowaniem na moc w systemie. Angażowanie kolejnych jednostek o wyższym jednostkowym koszcie wytwarzania ustali wyższą cenę na rynku energii.

Strona podażowa jest również zmienna. Warunki pogodowe (np. ograniczona możliwość czerpania wody chłodzącej z rzek, wysoka wietrzność), remonty planowane i awarie, dostępne przesyłowe zdolności transgraniczne – wiele czynników określa dostępną moc w systemie elektroenergetycznym. Turbiny wiatrowe oraz fotowoltaika są źródłami niesterowalnymi. Niemniej jesteśmy w stanie prognozować produkcję w perspektywie dziennej oraz sezonowej. Źródła wiatrowe są szczególnie aktywne w miesiącach zimowych, co mogliśmy zauważyć 26 grudnia 2017 roku, kiedy turbozespoły odpowiadały za 40% krajowej generacji energii elektrycznej.

Koszt użytkowania środowiska naturalnego

Polska elektroenergetyka zdominowana jest przez energetykę konwencjonalną. Około 80% energii elektrycznej wytwarzanej jest przy pomocy źródeł węglowych. Oprócz ryzyka związanego z ceną paliwa, struktura wytwarzania zagrożona jest kosztami zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Mając na uwadze politykę klimatyczną Unii Europejskiej, możemy przewidywać, że koszt wykorzystywania środowiska naturalnego będzie rósł. W poniższej tabeli zestawiono koszt wytwarzania przy obecnych cenach uprawnień oraz prognozowanych przez Thomson Reuters na poziomie 50 EUR / tonę CO2 w 2030 roku. Ceny paliwa przyjęto na stałym poziomie: węgiel kamienny – 42,77 zł / MWh, gaz ziemny – 117,20 zł / MWh.

Przedstawione w tabeli dane pokazują, jak istotnym składnikiem kosztów wytwarzania będzie koszt uprawnień do emisji. Oprócz źródeł opartych na węglu kamiennym oraz gazie ziemnym, w Polsce posiadamy duże jednostki wytwórcze oparte na węglu brunatnym, którego emisyjność jest większa od węgla kamiennego (107.13 kg / GJ). Jednostki opalane brunatnym paliwem, mimo sprawności niższych od elektrowni na węgiel kamienny, pracują obecnie w podstawie systemu elektroenergetycznego ze względu na niski koszt paliwa. Niemniej wysoka emisyjność w połączeniu z rosnącymi cenami uprawnień będzie wypychała elektrownie opalane węglem brunatnym z pracy w systemie.