Kształtowanie się otoczenia rynkowego ma istotny wpływ na osiągane przez Grupę wyniki finansowe. W tym świetle zwraca się szczególną uwagę zwłaszcza na notowania cen energii elektrycznej, praw majątkowych, uprawnień do emisji CO2 oraz węgla kamiennego (będącego podstawowym paliwem produkcyjnym). Ponadto wpływ na wyniki Grupy miały takie mechanizmy regulacyjne funkcjonujące na rynku jak m.in. Operacyjna Rezerwa Mocy oraz nieregulacyjne np. warunki pogodowe, w szczegól-ności w zakresie hydrometeorologii jak i wietrzności.
Zapotrzebowanie na Energię elektryczną w Polsce w 2018 roku, według danych publikowanych przez PSE, wzrosło w stosunku do 2017 r. o 2,8 TWh, osiągając rekordową wartość na przestrzeni ostatnich 10-ciu lat w wysokości 170,9 TWh. Wzrostowi zapotrzebowania nie sprostała produkcja, która spadła w stosunku do 2017 r. o niecałe 0,7 TWh do poziomu 165,2 TWh. Tym samym rosnący zdecydowanie popyt nie został zrekompensowany przez produkcję, wskutek czego wzrósł import energii.
W 2018 roku, została przerwana seria wzrostu wytwarzania z elektrowni wiatrowych. Ich udział w strukturze produkcji wyniósł ok. 7,1%, a produkcja energii elektrycznej z tych elektrowni w stosunku do roku 2017 spadła o ok. 16%. Niższa produkcja elektrowni wiatrowych wynikała z gorszej wietrzności.
Największy udział w strukturze produkcji energii elektrycznej miały w ubiegłym roku elektrownie zawo-dowe opalane węglem kamiennym. Ich udział w produkcji ogółem wyniósł 49,9%, natomiast udział elektrowni zawodowych opalanych węglem brunatnym wyniósł 29,8%. Najwyższy wzrost produkcji, w ujęciu procentowym w 2018 r., zanotowały elektrownie zawodowe opalane gazem, których generacja wzrosła o 34% r/r do 9,6 TWh.
W 2018 roku można zauważyć wzrost importu, w stosunku do roku wcześniejszego o ponad 0,5 TWh przy jednoczesnym spadku eksportu w stosunku do 2017 roku o niecałe 2,9 TWh co można tłumaczyć zdecydowanie rosnącym zapotrzebowaniem na Energię elektryczną, które w 2018 r. osiągnęło histo-rycznie najwyższą wartość na przestrzeni 10-ciu ostatnich lat, w wysokości 170,9 TWh. Uruchomienie nowego połączenia w grudniu 2015 r. pomiędzy Polską a Litwą LitPol Link oraz połączenia Nordbalt na linii Litwa – Szwecja pozwoliło na łatwiejszy przepływ energii nie tylko między Polską a Litwą, ale również doprowadziło do wzrostu wymiany energii ze Szwecją, traktując Litwę jako kraj tranzytowy. Za wzrost importu, w stosunku do 2017 r., odpowiada zwiększenie wolumenów przepływu energii z Ukrainy.
W celu porównania cen energii elektrycznej w Polsce względem notowań w krajach sąsiadujących jako produktem referencyjnym posłużono się cenami na rynku SPOT. Poziom cen w Polsce w porównaniu do poprzednich lat był na poziomie istotnie wyższym niż w państwach sąsiadujących. Największe odchylenia cen były w stosunku do rynku skandynawskiego (+18,83%, tj. 35,37 zł/MWh), a nieznacz-nie mniejsze w porównaniu do cen na rynku niemieckim (+17,43%, tj. 33,13 zł/MWh). Bardzo wysokie ubytki systemowe, wysokie zapotrzebowanie na moc wraz z wysokimi temperaturami w okresie letnim oraz niską generacją ze źródeł wiatrowych, jak również wzrost notowań EUA oraz utrzymujące się wy-sokie ceny węgla doprowadziły do wzrostu cen na rynku polskim. Zwłaszcza w drugiej połowie 4 kwar-tału, w godzinach szczytowych, mieliśmy do czynienia z silnymi wzrostami cen na rynku polskim i w krajach sąsiadujących, gdzie można zaobserwować istotne spadki oraz wzrosty cen przy ich zwięk-szonej zmienności, co było związane z wysokim poziomem produkcji energii z farm wiatrowych.
W perspektywie ostatnich lat można było zauważyć systematyczny spadek cen węgla kamiennego, który był wywołany czynnikami globalnymi tzn. światowym spadkiem cen tego surowca oraz nadpo-dażą węgla w Polsce. Odwrócenie trendu spadkowego na rynkach światowych nastąpiło w 2016 roku wynosząc ceny tego surowca na niespotykane od wielu lat poziomy. W 2018 roku utrzymywały się bardzo wysokie poziomy cen tego surowca w głównych portach przeładunkowych (ARA, Newcastle, Richards Bay). Na rynku polskim ceny sprzedaży węgla dla energetyki zawodowej i przemysłowej uległy znacznemu wzrostowi, nadrabiając część dystansu w stosunku do trendów panujących na ryn-kach światowych. Negatywne oddziaływanie tego czynnika na wyniki Grupy Energa było ograniczone.
Średni poziom cen energii elektrycznej na rynku RDN za 2018 rok wyniósł 223,23 zł/MWh i był o 65,39 zł/MWh wyższy niż w 2017 roku (157,84 zł/MWh). Rekordowe poziomy ubytków systemowych oraz krajowego zapotrzebowania na moc zostały wsparte bardzo niską generacją wiatrową, co w konse-kwencji wpłynęło na znaczny wzrost cen w stosunku do 2017 r.
Najwyższa średnia miesięczna cena energii elektrycznej na rynku towarowym miała miejsce we wrze-śniu ubiegłego roku, kiedy średni poziom indeksu IRDN wyniósł 272,24 PLN/MWh. Na uwagę zasługu-je trend wzrostu cen w 2018 roku wobec 2017, co związane było z wpływem wysokich cen węgla na rynkach światowych oraz wzrostem notowań uprawnień do emisji CO2. Minimum na poziomie 161,12 PLN/MWh wystąpiło w styczniu 2018 roku.
W celu oceny rynku terminowego w Polsce jako produkt referencyjny wybrano roczny kontrakt termi-nowy na dostawę energii w paśmie w całym 2019 roku (BASE 2019). W 2018 roku poziom cen tego kontraktu wykazywał się dużą zmiennością, jak również ponadprzeciętnymi wzrostami nie widzianymi w ostatnich latach, które wyniosły kurs na szczyt we wrześniu na poziomie 311,56 zł/MWh. Trend na ryn-ku terminowym jest szczególnie istotny z perspektywy dokonywanej kontraktacji Grupy na rok na-stępny.
Głównymi determinantami wzrostu kursu energii na rynku terminowym były:
Wzrosty notowań EUA do poziomów nie widzianych od 2008 r. były głównie podyktowane pracami w Komisji Europejskiej, której nadrzędnym celem jest ograniczenie strony podażowej. W dniu 15 maja 2018 r. Komisja Europejska opublikowała dane na temat liczby uprawnień będących w obiegu na ko-niec 2017 r. (nieco ponad 1,654 mld), która stanowi podstawę określenia poziomu tzw. Rezerwy sta-bilności rynkowej (MSR) unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji (ETS), który to mechanizm funkcjonuje od stycznia 2019 r. W związku z tym wolumen aukcji w pierwszych 8 miesiącach 2019 r. zostanie zmniejszony o 265 mln uprawnień, stanowiących 16% całkowitej liczby uprawnień będących w obiegu, które zostaną przesunięte do tzw. Rezerwy (MSR). Przez pierwsze 5 lat stosowania MSR liczba uprawnień z puli aukcyjnej corocznie ma być zmniejszana o 24%. Kolejna publikacja całkowitej liczby uprawnień w obiegu zostanie ogłoszona przez Komisję Europejską 15 maja 2019 r. Jeżeli ilość uprawnień w obiegu nie zmieni się, to w konsekwencji ilość uprawnień oferowanych w aukcjach w 2019 r., która trafi do MSR, wyniesie 397 mln. Wprowadzenie tak skutecznego systemu ograniczającego podaż emisji na rynku, poparte sugestiami, że floor dla handlu uprawnień do emisji może kształtować się na poziomie 25 – 30 EUR/t, a kurs w 2018 roku może dojść do poziomów 30-35 EUR/t, wpłynęło na wzrosty notowań uprawnień na rynku. Powyższe czynniki wyniosły kurs EUA w dniu 10 września 2018 roku do poziomu 25,24 EUR/t, natomiast od końca 2017 roku kurs wzrósł o 228%.
W tabeli poniżej zostały przedstawione średnie ceny indeksów na prawa majątkowe notowane na To-warowej Giełdzie Energii.
Z perspektywy posiadanej struktury wytwórczej Grupy (duża produkcja OZE) najistotniejsze były no-towania tzw. zielonych praw majątkowych. Ceny PM OZE w transakcjach sesyjnych kontynuowały wzrosty zapoczątkowane w II połowie 2017 r., kończąc notowania w 2018 roku na poziomie 135,20 zł/MWh przy bardzo dużej zmienności kursu. Wzrosty na rynku praw majątkowych miały miejsce przy utrzymującym się dużym wolumenie dostępnych praw majątkowych.
Na rysunku poniżej zostały przedstawione średnie dzienne ceny energii elektrycznej na rynku bilansu-jącym oraz na rynku SPOT.
Różnice cen w 2018 roku na rynku bilansującym oraz cen instrumentów notowanych na rynku SPOT powstawały głównie przez duże wahania w produkcji z generacji wiatrowej, wzrastające krajowe zapo-trzebowanie na moc oraz odstawienia w Polsce jak i Europie zachodniej. Średni poziom cen w 2018 r. na rynku bilansującym wyniósł 227,94 zł/MWh, wobec 167,27 zł/MWh w 2017 r.
Z początkiem 2014 roku do katalogu usług systemowych świadczonych na rzecz PSE weszła opera-cyjna rezerwa mocy. Operacyjną rezerwę mocy stanowią jednostki wytwórcze, które posiadają do dyspozycji wolne moce nie objęte umowami sprzedaży energii.
W 2018 roku kontynuowana była usługa operacyjnej rezerwy mocy (ORM), choć jej wysokość uległa nieznacznej zmianie w stosunku do roku poprzedniego. Cena referencyjna została podniesiona do 42,58 zł/MWh a wzrost budżetu wyniósł około 5% w stosunku do 2017 roku.
