KOMENTARZ
Rafał Barchanowski
Biuro Analiz Operacyjnych Taurona
Spadek cen spot w sierpniu miał swoje podłoże zarówno fundamentalne, jak i regulacyjne, a jednocześnie nie był oczekiwany przez rynkową większość.
W kontraktach terminowych pod koniec lipca Base M-08-14 handlowano po 189 zł/MWh, a w dostawie średnia miesięczna cena na RDN TGE wyniosła 171,42 zł/MWh. To o 29 zł mniej niż RDN w lipcu. Pierwszy tydzień nie przyniósł jeszcze znacznych zmian, ale już kolejne dni były znacznie chłodniejsze, co spowodowało spadki cen w dni robocze do ok. 180 zł/MWh. Znacznie niższe były też ceny na rynku bilansującym, gdzie cena CRO wyniosła średnio 160,81 zł/MWh, o 45 zł mniej niż CRO w lipcu. Przyczyn takiego spadku upatrywać należy w znacznie niższych niż w lipcu wolumenach wymiany międzyoperatorskiej, mniejszym popycie i zadowalającej dostępności mocy. Zapotrzebowanie na moc w sierpniu było o ok. 1% wyższe niż w roku ubiegłym, ale jednocześnie o 3,5% mniejsze niż w lipcu br. Średnia temperatura, która wyniosła prawie 18°C, była o 3°C niższa niż w lipcu. Nieznacznie wzrosła też produkcja energii z wiatru, która byłaby w stanie pokryć 3,7% zapotrzebowania (w lipcu 3,3%). Mimo tych spadków, ceny na TGE (40,90 €/MWh) nadal pozostawały znacznie wyższe niż w krajach ościennych. Średnia na EPEX spot wyniosła 27,93 €/MWh, a na OTE 28,27 €/MWh. Lekko wzrosła cena energii na skandynawskim NordPool spot, ale i tak w sierpniu kosztowała średnio 32,07 €/MWh.
Dodatkowym bodźcem dla niższych cen w Polsce był projekt obniżki od września opłat za operacyjną rezerwę mocy. Co prawda do końca sierpnia nie został on zatwierdzony przez URE, jednak rynek zareagował na potencjalne zagrożenie, wywołując w pierwszej dekadzie szybką korektę cen kontraktów terminowych. Te z dostawą we wrześniu Base M-09-14 ze 189 staniały do 174 zł/MWh i już do końca miesiąca nie były droższe niż 177 zł/MWh. Peak na wrzesień handlowano po 220-222 zł/MWh w stosunku do wcześniejszych wycen na poziomie 245 zł/MWh. Podobnie kontrakty Base na ostatni kwartał roku staniały ze 169 do 159 zł/MWh, ale do końca sierpnia kosztowały już 165 zł/MWh. Korekta wystąpiła też w kontraktach rocznych, które dla Base Y-15 zniżkowały do 169 zł/MWh (spadek o 6 zł). Jednakże im bliżej było do września i nie pojawiała się zgoda regulatora, tym kontrakty te były droższe i na koniec miesiąca kosztowały już 174 zł/MWh. Podobną sytuację obserwowaliśmy dla Peak Y-15, który po spadku o 8 zł do 222 zł/MWh szybko wrócił na poziomy 232 zł/MWh.
Dobrze skorelowane z polskimi kontraktami Base Y-15 pozostawały notowania uprawnień do emisji CO2, które na początku miesiąca wspięły się na wakacyjne maksima 6,27 €/t, by następnie gwałtownie stanieć do 5,75 €/t. Kolejne tygodnie przyniosły jednak szybkie odreagowanie i ceny CO2 wzrosły na poziomy 6,30-6,40 €/t pozostając tam do końca sierpnia. Nie korespondowało to zbyt dobrze z cenami niemieckich kontraktów terminowych EEX Cal-15, które często notowane były przeciwnie do CO2, choć ostatecznie w sierpniu zdrożały o 0,3 € do 35,9 €/MWh.
Postępująca przez cały sierpień eskalacja konfliktu na wschodniej Ukrainie wpływała wzrostowo na europejskie notowania surowców energetycznych. Z drugiej strony wzrosty te hamowały słabsze dane PMI z europejskich gospodarek oraz obawy o dalsze osłabienie gospodarcze wynikające m.in. z sankcji importowych nałożonych przez Rosję. Niezachwianie wzrostowe były tylko rynki gazu ziemnego – w Polsce notowania spot na TGE Gas Base w ciągu sierpnia wzrosły o21% z69,50 do 84,00 zł/MWh. Gdy parlament Ukrainy zatwierdził możliwość wstrzymania tranzytu rosyjskich surowców przez swoje terytorium, spowodował wzrost cen węgla ARA o ok. 2 USD do 80 USD/t. W kontrze pozostawały za to ceny ropy Brent, która staniała w sierpniu ze 106 do 102 USD/bbl, głównie za sprawą niższego popytu. Dopiero pod koniec miesiąca pogarszająca się sytuacja
w Syrii oraz dodatkowe wsparcie separatystów na Ukrainie wyniosły ceny Brent powyżej 103 USD/bbl.
Źródło: CIRE.PL
