RYNEK HURTOWY
Wolumen krajowej produkcji energii elektrycznej brutto w 2020 r. ukształtował się na niższym poziomie w stosunku do roku poprzedniego i wyniósł 152 308 GWh (spadek o 4,1% w porównaniu z 2019 r.). Wielkość produkcji spada trzeci rok z rzędu. W omawianym okresie krajowe zużycie energii elektrycznej brutto wyniosło 165 532 GWh i zmniejszyło się o 2,3% w porównaniu z 2019 r.
W 2020 r. w krajowym bilansie przepływów fizycznych energii elektrycznej udział importu stanowił 11,8% całkowitego przychodu, zaś udział eksportu wyniósł 4,2% rozchodu energii elektrycznej. W porównaniu z 2019 r. udział importu wzrósł o 1,7 punktu procentowego, zaś udział eksportu wzrósł o 0,1 punktu procentowego.
Struktura produkcji energii elektrycznej w 2020 r. nie zmieniła się znacznie w stosunku do 2019 r. Zdecydowana większość wytwarzania oparta jest nadal na paliwach konwencjonalnych, tj. węglu kamiennym oraz węglu brunatnym, aczkolwiek ich udział zmniejszył się z 75% do 72%.
Moc zainstalowana w KSE wyniosła 49 238 MW, a moc osiągalna 49 095 MW, co stanowi wzrost odpowiednio o 5,2% oraz o 4,4% w stosunku do 2019 r. Średnie roczne zapotrzebowanie na moc ukształtowało się na poziomie 22 424,3 MW, przy maksymalnym zapotrzebowaniu na poziomie 26 798,8 MW, co oznacza odpowiednio spadek o 2,8% i wzrost o 1,1% w stosunku do roku poprzedniego. Relacja mocy dyspozycyjnej do mocy osiągalnej w 2020 r. wyniosła 61,6% (spadek o 2,9 punktu procentowego w stosunku do 2019 r.).
Struktura podmiotowa hurtowego rynku energii
Od kilku lat największym udziałem w rynku w podsektorze wytwarzania energii elektrycznej dysponuje grupa kapitałowa PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. W 2020 r., analogicznie jak w 2019 r., jej udział wyniósł 40,6%. Grupa ta w badanym okresie utrzymywała również pozycję lidera na rynku sprzedaży do odbiorców końcowych.
Wskaźnik udziału rynkowego trzech największych podmiotów, mierzony według energii wprowadzonej do sieci (uwzględniającej ilość energii dostarczonej przez wytwórców bezpośrednio do odbiorców końcowych), w 2020 r. utrzymywał tendencję spadkową z 2019 r., wyniósł 63,8% (co oznacza spadek o 2,6 punktu procentowego w porównaniu do 2019 r.). Wyraźny trend spadkowy odnotowano również dla wskaźnika udziału trzech największych wytwórców w mocy zainstalowanej – spadek o 3,7 punktu procentowego. Trzej najwięksi wytwórcy (skupieni w grupach kapitałowych: PGE Polska Grupa Energetyczna S.A., ENEA S.A., TAURON Polska Energia S.A.) nadal dysponowali w sumie prawie 2/3 mocy zainstalowanych i odpowiadali za ok. 62% produkcji energii elektrycznej w kraju. Przy czym, wśród trzech dominujących podmiotów w rynku wytwarzania energii elektrycznej, w 2020 r. zmniejszyło się znaczenie wytwórców funkcjonujących w grupie kapitałowej ENEA S.A. Taki stan rzeczy wynika ze spadku produkcji energii elektrycznej u wytwórców funkcjonujących w tej grupie o blisko 14%.
Warto zaznaczyć, że w 2020 r. liczby podmiotów, które dysponują co najmniej 5% udziałem w mocach zainstalowanych oraz co najmniej 5% udziałem w energii wprowadzonej do sieci, nie zmieniły się w porównaniu z 2019 r.
Wieloletni trend spadkowy dotyczący w szczególności wskaźników HHI, mierzonych według mocy zainstalowanej oraz według wolumenu energii wprowadzonej do sieci (uwzględniającej ilość energii dostarczonej przez wytwórców bezpośrednio do odbiorców końcowych), w 2017 r. uległ istotnej zmianie, której intensywność obserwuje się również w 2020 r. Oba wskaźniki koncentracji charakteryzują się spadkami w badanym okresie, przy czym wskaźnik koncentracji według mocy zainstalowanej zmniejszył się o prawie 14%, zaś ‒ według energii wprowadzonej do sieci, spadł o ponad 3% wobec 2019 r.
Warto podkreślić, że wskaźnik ten liczony dla produkcji w 2020 r. przyjął wartość pozwalającą na stwierdzenie, że stopień koncentracji na rynku jest nadal wysoki. Znamiennym jest z kolei fakt, że po raz pierwszy, w 2020 r. wskaźnik koncentracji liczony dla mocy zainstalowanej przeszedł z przedziału wysokiej koncentracji do przedziału średniej koncentracji na rynku wytwarzania.
Sprzedaż energii w poszczególnych segmentach
Struktura i mechanizmy funkcjonowania rynku nie odbiegają od analogicznych struktur i mechanizmów, jakie ukształtowały się w większości innych państw europejskich, uznanych za rynki konkurencyjne. Uczestnicy rynku mają, na równych prawach, szeroki dostęp do różnych form zakupu i sprzedaży energii elektrycznej oraz dostęp do informacji dotyczących wolumenów i cen, po jakich kontraktowana i sprzedawana na rynku hurtowym jest energia elektryczna.
Sprzedaż poprzez giełdę energii
Obrót na giełdzie energii prowadzony jest przez całą dobę przez 365 (lub 366) dni w roku. Uczestnikami rynku giełdowego prowadzonego przez TGE S.A. (Rynek Towarów Giełdowych ‒ RTG oraz od 1 maja 2020 r. ‒ Zorganizowana Platforma Obrotu – OTF) mogą być przedsiębiorstwa obrotu i wytwarzania energii elektrycznej oraz duzi odbiorcy końcowi, którzy mogą działać samodzielnie po wstąpieniu w poczet członków odpowiednio RTG i OTF (poprzez zawarcie stosownej umowy z TGE S.A.) lub za pośrednictwem domów maklerskich lub za pośrednictwem innych podmiotów posiadających status członka RTG oraz OTF ze swojej własnej grupy kapitałowej mogących zawierać transakcje na rzecz innych podmiotów należących do tej samej grupy kapitałowej.
Całkowity wolumen transakcji zawartych w 2020 r. na wszystkich rynkach energii elektrycznej na TGE S.A. wyniósł 243,2 TWh, co oznacza wzrost o 6,2% w stosunku do 2019 r., w którym całkowity wolumen zawartych transakcji wyniósł 229 TWh. Natomiast sprzedaż energii elektrycznej w całym okresie notowań wszystkich kontraktów z fizyczną dostawą energii elektrycznej w 2020 r. wyniosła 224,4 TWh, co stanowiło 147,3% produkcji energii elektrycznej brutto w 2020 r.
W 2020 r. TGE S.A. prowadziła następujące rynki sprzedaży energii elektrycznej: Rynek Dnia Bieżącego (RDB) – w modelu XBID, Rynek Dnia Następnego (RDN) oraz, w zakresie rynku instrumentów terminowych, Rynek Terminowy Towarowy (RTT), w tym również w systemie aukcji od 1 maja 2020 r. przekształcony w Rynek Terminowy Produktów z dostawą energii elektrycznej (RTPE) Zorganizowanej Platformy Obrotu (OTF). Na koniec 2020 r. status członka RTG TGE S.A. posiadało 76 podmiotów, w tym 46 podmiotów posiadało jednocześnie status członka OTF, przy czym 45 z nich aktywnie uczestniczyło w obrocie na rynkach energii elektrycznej prowadzonych przez TGE S.A.
Największy wolumen obrotu realizowany był na RTT/RTPE OTF. W 2020 r. na tym rynku (wraz z aukcjami) zawarto 44 855 transakcji, a łączny wolumen obrotu na nim wyniósł 208,3 TWh. Najbardziej płynnym kontraktem był kontrakt roczny w dostawie pasmowej na 2021 r. (BASE_Y-21). Wolumen obrotu na tym kontrakcie wyniósł 126,7 TWh – stanowi to 60,8% łącznego wolumenu obrotu odnotowanego na parkiecie RTT/RTPE OTF w 2020 r.
W omawianym okresie na RDN zawarto 1 258 324 transakcji. Jednocześnie członkowie giełdy zrealizowali transakcje zakupu/sprzedaży energii elektrycznej o łącznym wolumenie ok. 32,7 TWh, co oznacza spadek o ok. 3% w stosunku do roku poprzedniego. Na RDB zawarto 417 356 transakcji, a łączny wolumen obrotu na tym rynku wyniósł 2,1 TWh.
Transakcje bilateralne
Kontrakty dwustronne zawierane bezpośrednio pomiędzy uczestnikami rynku tworzą tzw. rynek OTC (over the counter). Warunki handlowe tych kontraktów, obejmujące m.in. cenę i ilość energii elektrycznej oraz terminy dostaw, są wynikiem negocjacji między ich stronami, prowadzonych w ramach kodeksowej swobody zawierania umów i są znane tylko stronom danego kontraktu. Kontrakty dwustronne są zawierane w szerokim horyzoncie czasowym od umów rocznych, poprzez kwartalne i miesięczne porozumienia transakcyjne, aż do transakcji dobowo-godzinowych.
W 2020 r. wolumen kontraktów zawieranych na rynku OTC, nie uwzględniający kontraktów wewnątrzgrupowych, wyniósł 11,8 TWh i był o 39,1% niższy w porównaniu do 2019 r., kiedy to wyniósł 19,4 TWh.
Ceny na hurtowym rynku energii elektrycznej w 2020 r.
Kształtowanie się cen energii elektrycznej dostarczonej w 2020 r. obrazują trzy wskaźniki cenowe publikowane przez Prezesa URE, tj. średnia roczna i kwartalna cena sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym oraz średnia kwartalna cena energii elektrycznej sprzedanej na zasadach innych niż wynikające z art. 49a ust. 1 ustawy – Prawo energetyczne.
Ceny na rynku SPOT TGE S.A.
Średnia ważona wolumenem cena energii elektrycznej na RDN w 2020 r. wyniosła 210,11 zł/MWh i była niższa względem 2019 r. o 19,51 zł/MWh, kiedy to cena ta wyniosła 229,62 zł/MWh.
Ceny energii elektrycznej sprzedawanej w 2020 r. na TGE S.A.
W 2020 r. odnotowano spadek cen energii elektrycznej na RTT prowadzonym przez TGE S.A., czego odzwierciedleniem jest spadek cen rok do roku kontraktów terminowych BASE_Y (kontrakt roczny w dostawie pasmowej na kolejny rok). Średnioważona wolumenem cena transakcyjna kontraktu BASE_Y-21 w całym 2020 r. ukształtowała się na poziomie 231,87 zł/MWh, podczas gdy w 2019 r. średnioważona wolumenem cena transakcyjna analogicznych kontraktów terminowych BASE_Y-20 wyniosła 266,40 zł/MWh.
Jednocześnie średnia miesięczna cena kontraktów BASE_Y-21 zawieranych w grudniu 2020 r. wyniosła 235,30 zł/MWh, podczas gdy średnia miesięczna cena analogicznych kontraktów BASE_Y-20 zawieranych w grudniu 2019 r. wyniosła 242,14 zł/MWh. Oznacza to spadek ceny tych kontraktów o ok. 3%.
RYNEK DETALICZNY
Rynek detaliczny jest rynkiem, na którym stroną transakcji jest odbiorca końcowy dokonujący zakupu paliw i energii na własny użytek. Uczestnikami rynku detalicznego, obok odbiorców końcowych (gospodarstwa domowe, przedsiębiorstwa), są przedsiębiorstwa zarządzające siecią dystrybucyjną tzw. dystrybutorzy, w tym operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD) i sprzedawcy energii elektrycznej (przedsiębiorstwa obrotu).
W 2020 r. spośród 17 934 464 odbiorców na rynku detalicznym, 15 762 416 (ok. 88%) stanowiły gospodarstwa domowe (dane na podstawie badania ankietowego Prezesa URE przeprowadzonego wśród 37 OSD). Odbiorcy w tej grupie zużyli w ciągu 2020 r. ok. 32 354 341 MWh energii elektrycznej, co stanowiło nieco ponad 23% całego wolumenu sprzedanej energii.
Strona podażowa detalicznego rynku energii to sprzedawcy energii oferujący ten towar odbiorcom końcowym, w tym 6 sprzedawców funkcjonujących w strukturach grup kapitałowych, wspólnie z operatorami systemów dystrybucyjnych, ale w ramach odrębnych osób prawnych (tzw. sprzedawcy z urzędu). Sprzedawcy ci prowadzą sprzedaż energii elektrycznej na rzecz gospodarstw domowych w ramach obowiązku publicznoprawnego (tzw. sprzedaż z urzędu, z ceną podlegającą co do zasady regulacji) oraz sprzedaż rynkową (ze swobodnie ukształtowaną ceną) do gospodarstw domowych i innych grup odbiorców. Druga grupa to sprzedawcy w podmiotach będących jednocześnie operatorami systemów dystrybucyjnych (w 2020 r. było ich 183), a trzecia to niezależni sprzedawcy energii elektrycznej ‒ podmioty niezwiązane z działalnością dystrybucyjną na terenie Polski.
Z danych pozyskanych w monitoringu Prezesa URE wynika, że na 31 grudnia 2020 r., spośród gospodarstw domowych będących klientami tych sprzedawców, 63% kupowało energię w oparciu o umowy z zatwierdzoną taryfą, pozostali zaś (37%) kupowali energię z cenami wynikającymi z ofert rynkowych.
Na podstawie badania ankietowego przeprowadzonego wśród 37 największych OSD ustalono liczbę sprzedawców prowadzących aktywną działalność na rynku detalicznym w 2020 r. Wyniosła ona 153, przy czym za kryterium aktywności przyjęto posiadanie przynajmniej jednej ważnej umowy sprzedaży, niezależnie od typu odbiorcy (gospodarstwo domowe czy odbiorca instytucjonalny).
Ważną instytucją rynku energii elektrycznej jest sprzedaż rezerwowa, gwarantująca odbiorcy ciągłość dostaw energii w przypadkach niezawinionych przez odbiorcę (np. trudności finansowe sprzedawcy skutkujące brakiem możliwości kontynuacji działalności). W przypadku odbiorców w gospodarstwach domowych przyłączonych do sieci elektroenergetycznej OSD o napięciu znamionowym do 1 kV, cena energii elektrycznej sprzedawanej w ramach świadczenia rezerwowej usługi kompleksowej nie może być wyższa niż iloczyn współczynnika 2,5 i średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b) ustawy ‒ Prawo energetyczne. W innych przypadkach cena oferowana przez sprzedawców rezerwowych jest kształtowana dowolnie i określona w publicznie dostępnych cennikach sprzedawców. W 2020 r. przeprowadzone zostało kolejne badanie, z cyklu monitoringu Prezesa URE, funkcjonowania rynku detalicznego w zakresie uruchomiania i obsługi sprzedaży rezerwowej w 2019 r. Badanie zostało skierowane do pięciu największych OSD: PGE Dystrybucja S.A., TAURON Dystrybucja S.A., ENERGA-OPERATOR S.A., ENEA Operator Sp. z o.o. oraz innogy Stoen Operator Sp. z o.o. Zakresem badania zostały objęte informacje o:
- sprzedawcach, którzy oferowali sprzedaż rezerwową odbiorcom końcowym przyłączonym do sieci OSD,
- odbiorcach końcowych, dla których operator uruchomił sprzedaż rezerwową i/lub wskazany sprzedawca świadczył sprzedaż rezerwową oraz
- sprzedawcach rezerwowych wskazanych przez odbiorców końcowych w umowach o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej lub umowach kompleksowych.
2020 rok, w którym wiele obszarów życia, nie tylko gospodarczego, uległo radykalnej zmianie ze względu na epidemię COVID-19, przyniósł modyfikację przepisów dotyczących wstrzymania dostaw energii elektrycznej. Na czas trwania epidemii przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii nie może m.in. wstrzymać dostarczania energii elektrycznej w razie braku zgody odbiorcy na zainstalowanie przedpłatowego układu pomiarowo-rozliczeniowego, ani wstrzymać dostarczania paliw gazowych lub energii elektrycznej (z własnej inicjatywy, bądź na żądanie sprzedawcy), w przypadku gdy odbiorca zwleka z zapłatą za świadczone usługi. Późniejszymi przepisami ograniczono grono odbiorców, którzy mogą skorzystać z preferencyjnego traktowania, do gospodarstw domowych oraz tych przedsiębiorców, którzy wskutek braku możliwości prowadzenia działalności gospodarczej utracili dochody i nie mogliby uiszczać należności. Funkcjonowanie nowej regulacji zostało ograniczone czasowo do 6 miesięcy od dnia ogłoszenia stanu zagrożenia epidemicznego lub stanu epidemii. Prezes URE monitorował liczbę odbiorców, którzy zwrócili się do przedsiębiorstw energetycznych z wnioskiem o odroczenie płatności.
Monitoring Prezesa URE objął łączne kwoty płatności, których dotyczyły wnioski o odroczenie płatności, jak również obejmował odbiorców, którzy nie opłacili w terminie faktur za energię elektryczną lub usługę dystrybucji oraz łącznych kwot płatności, których te faktury dotyczyły. Informacje te wykorzystane były w ramach udziału Prezesa URE w Zespole zarządzania kryzysowego w sektorze elektroenergetycznym.
Ceny
W 2020 r., po okresie zamrożenia cen energii elektrycznej w 2019 r., nastąpiły istotne wzrosty tych cen, zwłaszcza w grupie odbiorców przyłączonych do sieci niskich napięć. Na poziom cen w 2020 r., oprócz rosnących cen węgla i wysokich kosztów uprawnień do emisji CO2, wpływ miało także zmniejszenie zapotrzebowania na energię w systemie, wskutek wybuchu epidemii COVID-19 poprzez wzrost kosztów stałych w przeliczeniu na jednostkę energii. W tabeli poniżej przedstawione są dane dotyczące cen energii elektrycznej oraz opłat dystrybucyjnych w IV kwartale 2019 r. i 2020 r., dla odbiorców posiadających umowy kompleksowe.
Maksymalny wzrost ceny energii w ujęciu rok do roku wyniósł blisko 23% w grupie taryfowej C, niewiele mniejszy (ok. 22,5%) był w grupie gospodarstw domowych. Ostatecznie koszt zaopatrzenia w energię elektryczną nie wzrósł aż tak znacząco, ponieważ silny wzrost cen energii złagodzony był niewielkim wzrostem poziomu opłat dystrybucyjnych (w grupie gospodarstw domowych wyniósł on 3,29%, a najwyższy ‒ 7,45% dotyczył grypy taryfowej C). Warto przy tym wspomnieć, że wzrost opłat dystrybucyjnych w 2020 r. wystąpił po ich spadku w roku poprzednim i w niektórych grupach taryfowych (A i G) nadal utrzymywał się na poziomie niższym niż w 2018 r.
Z punktu widzenia odbiorcy istotny jest poziom średniej ceny, za którą nabywa on energię elektryczną w punkcie poboru (tj. wraz z usługą dystrybucji). Wartość tego parametru wzrosła średnio o 13,35%, najmniej (o 4%) w grupie największych odbiorców energii, zaś najwięcej (o nieco ponad 16%) w grupie taryfowej C.
źródło: URE
