DGP: URE zatwierdził podwyżki prądu na 2023 r. Jak zmieniają się ceny na giełdzie prądu?

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki określił taryfy, według których pięciu sprzedawców z urzędu (PGE Obrót, Tauron Sprzedaż, Tauron Sprzedaż GZE, Enea Obrót i Energa Obrót) będzie dostarczać energię elektryczną gospodarstwom domowym od stycznia 2023 r. Taryfy dystrybucyjne są takie same dla wszystkich grup odbiorców i dotyczą spółek z tych samych grup kapitałowych co sprzedawcy z urzędu.

Zgodnie z wcześniejszymi regulacjami ustawowymi ceny prądu dla gospodarstw domowych zostały zamrożone na poziomie obowiązującym spółki obrotu w styczniu 2022 r. Pozostaną takie do przekroczenia określonego w przepisach limitu zużycia - najniższy próg to 2 tys. kWh rocznie na gospodarstwo. Zużycie powyżej limitu będzie kosztować więcej. Ze względu na wyjątkowe regulacje w 2023 r. gospodarstwa domowe nie zobaczą na rachunkach cen wyznaczonych przez URE na poziomie ok. 1055-1138 zł/MWh. URE policzył, że rachunki dla gospodarstw domowych wzrosną od 56 do 61 proc. (83-91 zł na miesiąc) w porównaniu z 2022 r.

Podwyżka cen prądu 2023 r. - negatywne zjawiska

Jak dla odbiorców indywidualnych kluczowe w odniesieniu do wysokości rachunków są decyzje prezesa URE, tak dla dużych odbiorców prądu istotne są notowania kontraktów terminowych na dostawę prądu w 2023 r. na Towarowej Giełdzie Energii (TGE). Piątkową sesję zakończyły one na poziomie 999 zł/MWh, najniższym od miesiąca. Jeszcze na ostatniej sesji w listopadzie kurs przyszłorocznych dostaw sięgał 1430 zł/MWh. Trwający przez większość listopada wzrost notowań załamał się gwałtownie - na pierwszych dwóch sesjach w grudniu cena prądu na 2023 r. spadła o ponad 20 proc. Później nadal się obniżała, ale już w wolniejszym tempie.

Kierunek notowań na runku krajowym jest zbieżny z zachowaniem cen energii w Europie Zachodniej. W pierwszej dekadzie listopada, pod wpływem spadku temperatur, w górę poszły notowania gazu i węgla w Europie. W ślad za tym wzrostowy kierunek obrały ceny energii. Miał on miejsce na całym kontynencie. Dotyczył każdego miesiąca przyszłorocznych dostaw. Na rynkach zachodnich kursy zwyżkowały od 15 do 30 proc. W Polsce wzrost przekroczył 50 proc. Jesteśmy jednym z państw, obok np. Francji, gdzie ceny utrzymują się na podwyższonym poziomie. Wśród państw, gdzie giełdowe notowania wróciły do punktu wyjścia z początku listopada, są np. Niemcy i Holandia.

- Od kilku tygodni na krajowym rynku mamy do czynienia z obniżonymi obrotami i niższą płynnością rynku energii. Zwiększyła się także zmienność kursów, co szczególnie dało się odczuć podczas listopadowego ich wzrostu. Te negatywne zjawiska w większym stopniu dotyczyły terminowego rynku energii niż części spotowej (dostaw natychmiastowych - red.) - wyjaśnia Krzysztof Mazurski, dyrektor w firmie Energy Solution.

Z jego obserwacji wynika, że pojedyncze transakcje powodowały zmianę ceny o 150-200 zł/MWh. Jeszcze w 2020 r. taka była nie wartość zmian, lecz cena prądu.

- Zdarzały się ostatnio sesje na TGE, kiedy dochodziło do dużych zmian cen energii z dostawą w przyszłości, choć ceny nie zmieniały się na rynkach zachodnich, stabilne były też notowania surowców energetycznych. Innymi słowy, dużym zmianom cen energii trudno było przypisać jakiś racjonalny powód, bo wokół rynku nic się właściwie nie zmieniało. Jeśli spojrzeć na wahania cen w perspektywie kilku tygodni, to można postawić tezę, że jego uczestnicy dostosowują się do zmian w regulacjach - mówi Mazurski.

Podwyżka cen prądu 2023 r. - rozmontowany rynek

Z początkiem grudnia przestało obowiązywać obligo giełdowe. Od 2019 r. wytwórcy energii w Polsce musieli ją sprzedawać za pośrednictwem TGE. Z powodu licznych odstępstw od ogólnej zasady na giełdę trafiło około połowy wyprodukowanej w Polsce energii, ale to wystarczyło, by notowania giełdowe pojawiały się jako punkt odniesienia i ważny czynnik kształtujący ceny prądu we wszystkich umowach w kraju.

W grudniu i styczniu wchodzą w życie przepisy ustawy o środkach nadzwyczajnych. Wraz z odpowiednim rozporządzeniem ustanawiają one cenę maksymalną dla gospodarstw domowych (693 zł/MWh), samorządów oraz małych i średnich przedsiębiorstw (785 zł/MWh), określają zasady wypłaty rekompensat dla firm energetycznych dostarczających prąd odbiorcom wrażliwym (do tych wyliczeń będą miały zastosowanie taryfy wyznaczone w sobotę przez prezesa URE), opisują sposób wyznaczania wpłat do funduszu, który będzie wypłacał rekompensaty branży energetycznej, czy ograniczają marże pobierane przez spółki obracające energią.

- Rok 2023 możemy wziąć w nawias, jeśli chodzi o działanie mechanizmów rynkowych w ustalaniu cen energii elektrycznej. Wyznacza je przede wszystkim ustawa o środkach nadzwyczajnych. Bardzo trudno stwierdzić, czy w 2024 r. TGE odzyska swoją pozycję. Na przykład PGE wspomina, że być może uruchomi własną platformę obrotu energią - mówi Krzysztof Mazurski w odpowiedzi na pytanie, czy ceny energii z TGE wciąż mogą być punktem odniesienia dla krajowej gospodarki.

Kiedy jesienią trwały prace nad sposobem ograniczenia negatywnych skutków wzrostu cen energii dla niektórych grup odbiorców, wielu ekspertów oceniało, że planowane przepisy, które obecnie wchodzą w życie, „rozmontują rynek energii”. Szczególną pozycję ma na nim PGE, z 40-proc. udziałem w krajowej produkcji. Na Eneę przypada 15 proc. Dwie kontrolowane przez państwo firmy są teraz w uprzywilejowanej pozycji - wytwarzają więcej energii, niż sprzedają, a nadwyżki nie muszą już sprzedawać na TGE.

Już ponad miesiąc temu, kiedy kończyły się prace nad prawem dla rynku energii, były prezes TGE Grzegorz Onichimowski ostrzegał, że jedną z pierwszych ofiar może być - i tak już osłabiony w 2022 r., - rynek kontraktów terminowych na ceny energii. To, że miał rację, w szczególności odczują duzi odbiorcy energii. Na rynku terminowym mogli się zabezpieczać przed niekorzystnymi z ich punktu widzenia zmianami cen. Przy spadających obrotach i płynności oraz rosnącej zmienności kursów to zabezpieczenie podrożało, a w niektórych przypadkach może się nie opłacać. ©℗