Eksport energii do Niemiec coraz mniej opłacalny
{więcej}Jeszcze do niedawna eksport energii do Niemiec był opłacalny przez cały szczyt zapotrzebowania, czyli przez 12 godzin, a teraz rzadko kiedy przez więcej niż przez 6-7 godzin – mówi Marian Kilen, trading menadżer Fortum Power and Heat Polska, w wywiadzie udzielonym portalowi wnp.pl.
Na Towarowej Giełdzie Energi na początku br. roku można było zaobserwować wzrost cen spotowych. W bieżącym tygodniu, od poniedziałku do czwartku, na TGE indeks IRDN wzrósł ze 161,9 zł/MWh do 195,26 zł/MWh.
– Ceny spotowe energii elektrycznej są obecnie wyższe, niż w czwartym kwartale ubiegłego roku. W pewnym stopniu miały na to wpływ niskie temperatury pod koniec stycznia i na początku lutego, bo w takich okresach wzrasta popyt na energię, ale szczególne jest to, że gdy przyszła wiosna w połowie lutego, to rynek nie do końca na to zareagował spadkiem cen, co powinno być w miarę naturalne. Ceny wówczas spadły, ale nie do takiego poziomu jaki był obserwowany w grudniu 2013 r. przed okresem świątecznym, a pogoda była porównywalna – mówi Marian Kilen, trading menadżer Fortum Power and Heat Polska (za wnp.pl).
Zdaniem Kilena, na spadki cen w ubiegłym roku miała wpływ dość duża produkcja energii elektrycznej z farm wiatrowych, a dodatkowo łagodna zima i wysokie temperatury wskazywały na to, że ten trend się utrzyma.
– Teraz mamy trochę dziwną sytuację, bo z punktu widzenia analizy fundamentalnej czynników mających wpływ na ceny energii nie do końca można znaleźć wytłumaczenie dla obecnego poziomu cen spotowych zakładając, że rynek nie transferuje bezpośrednio wzrostu cen uprawnień do emisji CO2 na rynek dnia następnego – mówi Kilen (za wnp.pl)
W opinii menadżera z FP&HP utrzymywanie się wysokich cen spotowych jest dziwne z kilu powodów. – Po pierwsze nie ma zachęt, żeby eksportować, bo ceny w Czechach i w Niemczech są w b.r. na ogół niskie. Pojawiają się wprawdzie okresowo relatywnie wysokie ceny w Niemczech, ale potem spadają, a w Polsce wprawdzie też, ale na ogół nieproporcjonalnie. Z drugiej strony jest import ze Szwecji i tam obroty na dedykowanym fixingu na TGE S.A. przekraczają moc udostępnioną na połączeniu polsko-szwedzkim. Moc tego połączenia to 600 MW, a zdarzało się, że w pojedynczych godzinach obrót przekraczał 700 MW, co oznacza, że podaż była uzupełniana przez krajowych dostawców energii domykających ceny na poziomie wyższym niż ceny szwedzkie – podkreśla Kilen (za wnp.pl).
– W sumie jest stosunkowo duży popyt na Rynku Dnia Następnego i trudno odpowiedzieć jednoznacznie dlaczego. Analiza fundamentalna nie daje na to pytanie odpowiedzi, więc zapewne obecna sytuacja wynika z zachowań uczestników rynku, a w tym być może jest pochodną zmiany strategii, czyli przejścia jakiejś grupy kupujących z rynku forward na rynek spot. Możliwe też, że obecne giełdowe ceny spotowe to również w jakiejś mierze efekt zmian na rynku bilansującym – dodaje (za wnp.pl).
Zdaniem Mariana Kilena trend cenowy rynku bilansującego przenosi się z pewnym opóźnieniem na spotowe ceny giełdowe.
– Trudno mi jednoznacznie odpowiedzieć na pytanie dlaczego tak jest, że ceny na rynku bilansującym są teraz wyższe niż pod koniec ubiegłego roku. Niemniej faktem jest, że w b.r. zmieniła się struktura rynku bilansującego, bo pojawiła się na tym rynku opłata za rezerwy mocy. Nie jest ona wliczana bezpośrednio w ceny rozliczeniowe rynku bilansującego, ale może zmienia sposób w jaki składane są oferty na tym rynku. Na razie, po dwóch miesiącach obowiązywania opłat za rezerwę mocy, chyba mało kto ma pewną odpowiedź, czy wyższe niż w ub.r. ceny na rynku bilansującym to jest konkretnie skutek wprowadzenia opłat za rezerwy mocy, czy może splot wielu czynników – mówi Kilen (za wnp.pl).
Marian Kilen tłumaczy jak wyglądał wzrost cen spotowych energii od początku roku: – W pierwszej połowie stycznia b.r., zanim przyszedł chłodny front atmosferyczny, ceny spotowe w dniach roboczych kształtowały się na poziomie około 160 zł/MWh lub kilka zł/MWh poniżej, teraz poziom 170-180 zł/MWh to pewnego rodzaju norma, a zdarzają się wzrosty do poziomu 190 zł/MWh. Jeżeli spojrzymy na wykonanie transakcji spotowych w okresie styczeń-luty b.r. to styczeń zamknął się na poziomie 157 zł/MWh podczas gdy końcówka notowań na forwardzie z dostawą styczeń 2014 to było około 152 zł/MWh. Z kolei wykonanie na spocie w lutym b.r. to było 163,04 zł/MWh, a końcówka notowań na forwardzie na luty 2014 to był poziom 159 zł/MWh . W I i IV kwartale ubiegłego roku sytuacja była odwrotna, czyli oczekiwania cenowe w kontraktach forwardowych były wyższe niż późniejsze ceny wykonanie na rynku spot – za wnp.pl
W ocenie menadżera z FP&HP, kiedyś różnice cen pomiędzy rynkiem polskim i niemieckim były na tyle duże, że można było eksportować energię w produktach pasmowych i w każdej godzinie doby było to opłacalne. Później sytuacja była taka, że eksport z Polski do Niemiec zwykle opłacał się w godzinach szczytowego zapotrzebowania, a teraz zdarza się, że eksport jest opłacalny tak naprawdę przez kilka godzin na dobę.
– Jeszcze niedawno eksport energii do Niemiec był opłacalny przez cały szczyt zapotrzebowania , czyli przez 12 godzin, a teraz rzadko kiedy przez więcej niż przez 6-7 godzin. To zmniejsza skłonność do eksportu, bo ryzyko cenowe jest większe niż w przeszłości i wzrasta konkurencja o zdolności przesyłowe w zmniejszonym przedziale czasowym. Przy tym sytuacja w niemieckim systemie elektroenergetycznym jest zupełnie inna niż w polskim. O ile my się martwimy deficytem mocy to w Niemczech mocy przybywa. Nie tylko z OZE, ale także z elektrowni konwencjonalnych. W efekcie w kontraktach terminowych energia w hurcie w Niemczech staje się coraz tańsza, a przynajmniej nie drożeje – podkreśla Kilen.
Na taki stan rzeczy – zdaniem Kilena – ma duży wpływ rozwój fotowoltaiki w Niemczech, której produkcja z natury rzeczy obniża ceny hurtowe właśnie w godzinach szczytowego zapotrzebowania. To oznacza, że eksport z Polski opłaca się zwykle w porannych i wieczornych godzinach zapotrzebowania szczytowego Niemiec, czyli zanim Słońce wzejdzie na dobre i gdy zajdzie.
Kilen jest zdania, że w najbliższym czasie na ceny energii wpływ będzię miała sytuacji na rynku CO2. – Uważam, że w najbliższym czasie największy wpływ na ceny energii będzie miała sytuacja na rynku CO2, czyli ceny uprawnień do emisji CO2 i regulacje, które będą wpływały na te ceny. Po pierwsze dlatego, że zmiana sytuacji na rynku CO2 znajduje bardzo szybko odzwierciedlenie w cenach energii, a po drugie dlatego, że jest to wpływ paneuropejski. Ten wpływ uwidacznia się przede wszystkim w kontraktach terminowych i nie ma wątpliwości, że obserwowany w tym roku wzrost cen CO2 wpłynął na podwyżkę cen energii w kontraktach terminowych – za wnp.pl
gramwzielone.pl
