Ceny energii znów rosną. Aż 21 krajów Europy przekroczyło próg 100 euro/MWh
Lipiec przyniósł kolejny z rzędu wzrost hurtowych cen energii elektrycznej w Europie. Średnia cena na rynku spot dla analizowanego regionu wyniosła 102,92 euro/MWh (ok. 443 zł/MWh). Jest to wzrost o 4,2 proc. w porównaniu z czerwcem, a jednocześnie rekordowa liczba krajów (21) z ceną przekraczającą psychologiczną barierę 100 euro/MWh. Za wzrostami stały przede wszystkim rekordowe fale upałów ograniczające pracę elektrowni oraz skok cen gazu wywołany napięciami wokół Iranu. Polska była jednym z nielicznych rynków, na których ceny w lipcu nieznacznie spadły. Początek sierpnia jednak szybko odwrócił tę tendencję.
Analizę przygotowali eksperci firmy doradczej Energy Solution – Krzysztof Mazurski i Wojciech Listoś. Pierwsza połowa lipca upływała pod znakiem drożejących surowców energetycznych, co najbardziej odczuły kraje z systemami opartymi w większym stopniu na elektrowniach gazowych. W drugiej połowie miesiąca doszła do tego kolejna fala upałów, która wymusiła ograniczenie mocy wytwórczych w kilku krajach.
We Francji, gdzie system elektroenergetyczny jest szczególnie wrażliwy na wysokie temperatury, konieczna była redukcja produkcji – według przywołanych danych co najmniej 16 proc. długości rzek i strumieni na terenie kraju całkowicie wyschło latem. Rekordowo niskie stany wód dotknęły też m.in. Dunaju, co na początku sierpnia doprowadziło do wyłączenia ważnych elektrowni na Węgrzech i w Rumunii.
Polska z chwilą wytchnienia w lipcu, odbicie na starcie sierpnia
Na tym tle polski rynek zachował się nietypowo. Cena spot w Polsce spadła w lipcu o 1,6 euro/MWh miesiąc do miesiąca – do poziomu 112,29 euro/MWh (ok. 483 zł/MWh). Poprawa okazała się jednak krótkotrwała. Już na początku sierpnia w Polsce doszło do drugiej fali upałów, która zwiększyła zapotrzebowanie Krajowego Systemu Elektroenergetycznego na energię do celów chłodzenia. Nałożyły się na to niska generacja z farm wiatrowych oraz wyłączenia części bloków w kluczowych krajowych elektrowniach – w Połańcu, Kozienicach i Bełchatowie. W efekcie średnia cena spot w Polsce po pierwszym tygodniu sierpnia wyniosła już 139,73 euro/MWh (600,86 zł/MWh), co czyni dotychczasowy sierpień drugim najdroższym miesiącem w tym roku po rekordowym styczniu.
Kontrakty roczne też drożeją
Wzrosty widać również na rynku terminowym. Kontrakt roczny BASE na 2027 r. dla analizowanego regionu zdrożał w lipcu o 7,6 proc. m/m, do średnio 94,71 euro/MWh (ok. 407 zł/MWh).
Głównym impulsem wzrostowym pozostawały ceny surowców, przede wszystkim gazu. Analogiczny roczny kontrakt na niderlandzkim hubie TTF podrożał w tym samym czasie o ponad 20 proc.
Rewizja unijnego systemu handlu emisjami rozczarowała rynek
Rynek uprawnień do emisji CO₂ (EUA) pozostał w lipcu relatywnie stabilny, notując wzrost o zaledwie 1,37 proc. m/m – mimo opublikowanego 17 lipca projektu rewizji systemu EU ETS. Przed publikacją rynek pozostawał w wyraźnym oczekiwaniu, co przełożyło się na blisko półtoramiesięczną konsolidację notowań w przedziale 79–82 euro (ok. 340–353 zł). Sama propozycja nie przyniosła jednak przełomu, choć z fundamentalnego punktu widzenia zwiększa podażową stronę rynku, m.in. przez niższy wskaźnik poboru do rezerwy stabilności rynkowej (MSR) oraz wolniejsze tempo redukcji puli uprawnień.
Część uczestników rynku liczyła na głębszą interwencję. Spekulowano o obniżeniu współczynnika liniowej redukcji (LRF) do ok. 3,2–3,4 proc. w latach 2031–2035, podczas gdy projekt zakłada 3,7 proc. Pozostałe elementy rewizji – w tym mechanizm „Investment Booster” oraz wydłużone wsparcie dla przemysłu energochłonnego – nie zaskoczyły rynku, ponieważ wcześniej pojawiały się już w publicznej dyskusji.
Notowania EUA zareagowały na publikację projektu przejściowym wzrostem. 22 lipca cena osiągnęła lokalne maksimum 85,50 euro (ok. 368 zł), najwyżej od końca stycznia, po czym zaczęły się stopniowo, choć nieznacznie, obniżać. Cotygodniowy raport Commitment of Traders publikowany przez giełdę EEX pokazuje, że długa pozycja netto funduszy pozostaje na zbliżonym poziomie sprzed rewizji, w okolicach 50 mln ton CO₂. Rynek pozostaje więc w swego rodzaju zawieszeniu, bez wyraźnego kierunku.
Gaz zdrożał najbardziej. Winny konflikt wokół Iranu
Największym „przegranym” lipca okazał się rynek gazu. Roczny kontrakt na 2027 r. na niderlandzkim hubie TTF zyskał w skali miesiąca 20 proc., rosnąc nieprzerwanie aż do 24 lipca, kiedy osiągnął lokalne maksimum 45,50 euro/MWh (ok. 196 zł/MWh) – najwyższy poziom od końca marca.
Impulsem był powrót napięć między Stanami Zjednoczonymi a Iranem po przerwaniu zawieszenia broni i związane z tym ryzyko zamknięcia Cieśniny Ormuz. Iran odpowiedział uderzeniami na amerykańskie placówki w Bahrajnie, Kuwejcie i Jordanii, a wspierani przez Teheran jemeńscy Huti ostrzelali statki płynące w kierunku portów Arabii Saudyjskiej, rozszerzając konflikt.
Na początku sierpnia sytuacja nieco się uspokoiła. Strony wróciły do rozmów, a Iran i Oman uzgodniły wspólną trasę tranzytową, choć Teheran zastrzega, że jej odblokowanie wymaga zniesienia amerykańskiej blokady morskiej.
Węgiel drożeje przez suszę na Renie
Europejskie ceny węgla energetycznego podążały w lipcu za notowaniami gazu i ropy, choć w nieco wolniejszym tempie – roczny kontrakt ARA API2 zyskał 12,9 proc. m/m. Dodatkowym czynnikiem wzrostowym był rekordowo niski poziom wód na Renie. Według niemieckiego systemu informacji o drogach wodnych poziom wody w Kaub – jednym z kluczowych punktów referencyjnych dla żeglugi śródlądowej – spadł 31 lipca do ok. 25 cm. To zmusza operatorów barek transportujących węgiel do ograniczania ładunków nawet do jednej czwartej normalnej pojemności, co dodatkowo winduje koszty transportu surowca.
Co to oznacza dla rynku energii?
Lipcowe dane potwierdzają, że europejski rynek energii wchodzi w kolejny sezon, w którym zmiana klimatu przestaje być odległym zagrożeniem, a staje się bieżącym czynnikiem cenotwórczym. Widocznym nie tylko w rosnącym zapotrzebowaniu na chłodzenie, ale też w fizycznych ograniczeniach samej infrastruktury energetycznej. Od wysychających rzek chłodzących elektrownie, po niski poziom wód uniemożliwiający transport węgla barkami. To zjawiska, które nakładają się na siebie i wzajemnie wzmacniają skalę wzrostów cen w miesiącach letnich.
Równie istotny jest sygnał płynący z rynku uprawnień do emisji. Rewizja systemu EU ETS, choć formalnie zwiększa podaż uprawnień, nie przekonała inwestorów do trwałej zmiany trendu, co pokazuje, jak trudno jest dziś przewidzieć kierunek polityki klimatycznej UE w obliczu sprzecznych nacisków ze strony przemysłu energochłonnego i celów redukcyjnych. Dla Polski, gdzie sierpień zapowiada się jako drugi najdroższy miesiąc roku, kluczowym pytaniem pozostaje to, jak długo krajowy system energetyczny – wciąż w dużej mierze zależny od elektrowni węglowych podatnych na awarie w czasie upałów – będzie w stanie amortyzować takie szoki bez odczuwalnego wzrostu rachunków dla odbiorców końcowych.
Patrycja Rapacka
patrycja.rapacka@gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy E-Magazyny Sp. z o.o.
