2023
RYNEK HURTOWY
Wolumen krajowej produkcji energii elektrycznej brutto w 2023 r. ukształtował się na niższym poziomie w stosunku do roku poprzedniego i wyniósł 163 629 GWh (spadek o (-)6,58 proc. w porównaniu z 2022 r.). W omawianym okresie krajowe zużycie energii elektrycznej brutto wyniosło 167 518 GWh i zmniejszyło się o (-)3,44 proc. w porównaniu z 2022 r.
W 2023 r. w krajowym bilansie przepływów fizycznych energii elektrycznej udział importu stanowił 8,5 proc. całkowitego przychodu, zaś udział eksportu wyniósł 6,3 proc. rozchodu energii elektrycznej. W porównaniu z 2022 r., udział importu wzrósł o 0,5 punktu procentowego, zaś udział eksportu zmniejszył się o (-)2,6 punktu procentowego.
Struktura produkcji energii elektrycznej w 2023 r. zmieniła się nieznacznie w stosunku do poprzedniego roku. Zdecydowana większość wytwarzania oparta jest nadal na paliwach konwencjonalnych, tj. węglu kamiennym oraz węglu brunatnym. Natomiast zauważalną zmianą jest zwiększenie udziału wytwarzania w odnawialnych źródłach energii elektrycznej. W źródłach wiatrowych udział produkcji energii elektrycznej wzrósł z 10 proc. do 13 proc., a w innych źródłach odnawialnych wzrósł z 5 proc. do 8 proc.
Moc zainstalowana, jak i moc osiągalna w KSE, wzrosła odpowiednio o: 12,1 proc. oraz o 11,3 proc. w stosunku do 2022 r.
Struktura podmiotowa hurtowego rynku energii
Podobnie jak w latach poprzednich, grupa kapitałowa PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. miała największy udział w rynku energii w podsektorze wytwarzania energii elektrycznej. Jednakże udział tej grupy zmniejszył się ponad 8 punktów procentowych wobec 2022 r. Zmiana ta jest wynikiem istotnego zmniejszenia produkcji energii elektrycznej brutto w 2023 r. w porównaniu z 2022 r. pochodzącej z paliw kopalnych, które dominują w strukturze wytwarzania energii w opisanej grupie kapitałowej. Grupa ta, w badanym okresie, utrzymywała nadal pozycję lidera na rynku sprzedaży do odbiorców końcowych. Rok 2023 był kolejnym rokiem, kiedy w sektorze wytwarzania rosło znaczenie grupy kapitałowej Orlen S.A. pod względem energii wprowadzonej do KSE.
Wskaźnik udziału rynkowego trzech największych podmiotów, mierzony według energii wprowadzonej do sieci (uwzględniającej ilość energii dostarczonej przez wytwórców bezpośrednio do odbiorców końcowych), w 2023 r. istotnie spadł i wyniósł 61,4 proc. (spadek o 7,1 punktu procentowego w porównaniu z 2022 r.). Wyraźny trend spadkowy, kolejny rok z rzędu, utrzymywał też wskaźnik udziału trzech największych wytwórców w mocy zainstalowanej – spadek o 8,5 puntu procentowego. W gronie trzech największych wytwórców, skupionych w grupach kapitałowych w badanym 2023 r., byli: PGE Polska Grupa Energetyczna S.A., ENEA S.A. i Orlen S.A. Wytwórcy grupy kapitałowej TAURON Polska Energia S.A. uplasowali się po raz pierwszy od wielu lat na czwartej pozycji. Z kolei pod względem ilości wprowadzonej do sieci energii elektrycznej, do grupy trzech największych wytwórców należeli ci, którzy skupieni są w ww. trzech największych grupach kapitałowych (wytwórcy ci odpowiadali za prawie 2/3 produkcji energii elektrycznej w kraju).
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 2023 r. Wskaźniki koncentracji, według mocy zainstalowanej oraz według energii wprowadzonej do sieci, kolejny rok utrzymywały tendencję spadkową (oba spadły o prawie 16 proc w 2023 r. wobec 2022 r.). Warto podkreślić, że wskaźnik ten liczony dla energii wprowadzonej do sieci w 2023 r. zmniejszył wartość na tyle, że stopień koncentracji na rynku wytwarzania zmienił się z wysokiej na średnią. Z kolei wskaźnik koncentracji liczony dla mocy zainstalowanej mieścił się nadal w przedziale średniej koncentracji na rynku wytwarzania.
Prosumenci
Za szybkim rozwojem energetyki rozproszonej kryją się m.in. prosumenci, czyli osoby lub przedsiębiorstwa, które posiadają instalacje fotowoltaiczne na pokrycie własnego zapotrzebowania na energię elektryczną. Zaczynają oni odgrywać coraz większą rolę w bilansie zaopatrzenia w energię elektryczną. Ich wolumen energii wprowadzonej do sieci w 2023 r. stanowił ok. 80 proc. całej produkcji PV w kraju.
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 bądź 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 2023 r. na wszystkich rynkach energii elektrycznej na TGE S.A. wyniósł 147,5 TWh, co oznacza wzrost o 4,3 proc. w stosunku do 2022 r., w którym całkowity wolumen zawartych transakcji wyniósł 141,4 TWh. Natomiast sprzedaż energii elektrycznej w całym okresie notowań wszystkich kontraktów z fizyczną dostawą energii elektrycznej wyniosła 193,4 TWh, co stanowiło 118,1 proc.76 produkcji energii elektrycznej brutto w 2023 r.
W 2023 roku TGE S.A. prowadziła następujące rynki sprzedaży energii elektrycznej: Rynek Dnia Bieżącego (RDB, ang. SIDC) – w modelu XBID, Rynek Dnia Następnego (RDN) oraz w zakresie rynku instrumentów terminowych, w tym również w systemie aukcji, Rynek Terminowy Produktów z dostawą energii elektrycznej (RTPE) Zorganizowanej Platformy Obrotu (OTF). Status aktywnych członków Rynku Dnia Bieżącego RDB TGE S.A. posiadało 25 podmiotów, Rynku Dnia Następnego RDN TGE S.A. ‒ 42 podmioty, Rynku Terminowego Produktów (RTPE) Zorganizowanej Platformy Obrotu (OTF) TGE S.A. ‒ 39 podmiotów. Biorąc pod uwagę, że jeden podmiot może jednocześnie działać na RDB, RDN i RTPE OTF lub tylko na jednym z ww. rynków, łącznie na wszystkich wyżej wymienionych rynkach energii elektrycznej, prowadzonych przez TGE S.A., aktywnie w obrocie uczestniczyło 46 podmiotów.
Największy wolumen obrotu realizowany był na RTPE OTF. W 2023 r. na tym rynku (wraz z aukcjami) zawarto 33 597 transakcji, a łączny wolumen obrotu na nim wyniósł 84,2 TWh. Największy wolumen wśród zawartych kontraktów w 2023 r. miał kontrakt roczny w dostawie pasmowej na 2024 r. (BASE_Y-24). Wolumen obrotu na tym kontrakcie wyniósł 33,4 TWh – stanowi to 39,6 proc. łącznego wolumenu obrotu odnotowanego na parkiecie RTPE OTF w 2023 r.
W omawianym okresie na RDN zawarto 1 232 093 transakcji. Jednocześnie, członkowie giełdy zrealizowali transakcje zakupu/sprzedaży energii elektrycznej o łącznym wolumenie ok. 58,4 TWh, co oznacza wzrost o ok. 88,1 proc. w stosunku do roku poprzedniego. Na RDB zawarto 775 215 transakcji, a łączny wolumen obrotu na tym rynku wyniósł 4,8 TWh, co oznacza wzrost o 143,8 proc. w stosunku do roku poprzedniego.
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 2023 r. wolumen kontraktów zawieranych na rynku OTC, nie uwzględniający kontraktów wewnątrzgrupowych, wyniósł 19,8 TWh i był o 31,1 proc. wyższy w porównaniu do 2022 r., kiedy to wyniósł 15,1 TWh.
Ceny na hurtowym rynku energii elektrycznej
Kształtowanie się cen energii elektrycznej dostarczonej w 2023 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 sprzedaży energii elektrycznej obliczona na podstawie art. 49aa ust. 2 ustawy – Prawo energetyczne.
Ceny na rynku SPOT TGE S.A.
Średnia ważona wolumenem cena energii elektrycznej na RDN w 2023 r. wyniosła 533,62 zł/MWh i była niższa względem 2022 r. o 262,55 zł/MWh,, kiedy to cena ta wyniosła 796,17 zł/MWh.
Ceny na rynku RTT/RTPE OTF TGE S.A.
Średnioważona wolumenem cena transakcyjna kontraktu BASE_Y-24 (BASE_Y − kontrakt roczny w dostawie pasmowej na kolejny rok) w całym 2023 r. ukształtowała się na poziomie 642,19 zł/MWh, podczas gdy w 2022 r. średnioważona wolumenem cena transakcyjna analogicznych kontraktów terminowych BASE_Y-23 wyniosła 1 110,04 zł/MWh.
Jednocześnie, średnia miesięczna cena kontraktów BASE_Y-24 zawieranych w grudniu 2023 r. wyniosła 491,72 zł/MWh, podczas gdy średnia miesięczna cena analogicznych kontraktów BASE_Y-23 zawieranych w grudniu 2022 r. wyniosła 1 068,63 zł/MWh. Oznacza to spadek ceny tych kontraktów o 54 proc.
RYNEK DETALICZNY
Na rynku detalicznym energii elektrycznej spotykają się odbiorcy dokonujący zakupu na własne potrzeby (bytowe lub technologiczne) ze sprzedawcami energii. W 2023 r. szczegółowym badaniem rocznym Prezesa URE objętych zostało 21 spółek obrotu energią elektryczną o największym wolumenie sprzedaży oraz 40 największych operatorów systemów dystrybucyjnych.
W związku z pracami zmierzającymi do uruchomienia systemu CSIRE, Prezes URE przeprowadził dodatkowe badanie ankietowe całej populacji OSD i wszystkich sprzedawców energii („badanie ankietowe CSIRE”). Jak wskazują wyniki tego badania, na koniec 2023 r. do krajowego systemu elektroenergetycznego przyłączonych było 17 533 973 odbiorców energii elektrycznej, z których 15 226 212 (ok. 86,8 proc.) stanowiły gospodarstwa domowe. Energia dostarczana jest tym odbiorcom do 19 059 986 punktów poboru energii (PPE), z których 86,6 proc. przynależy do gospodarstw domowych.
W 2023 r. wolumen energii elektrycznej sprzedanej odbiorcom końcowym przyłączonym do sieci 40 największych operatorów systemu dystrybucyjnego, objętych badaniem rocznym Prezesa URE, wyniósł 142 171 956 MWh w grupie wszystkich odbiorców.
Zużycie energii przez wszystkich odbiorców przyłączonych do sieci tych operatorów było niższe o 3,63 proc. w porównaniu do roku 2022. Wzrost (o 1,4 proc.) odnotowano tylko w grupie gospodarstw domowych, gdzie zużycie wyniosło 32 407 171 MWh, co stanowiło 22,7 proc. całego wolumenu sprzedanej energii. Średnie zużycie energii na gospodarstwo domowe wyniosło 2 121 kWh, pozostając na poziomie z 2022 r.
Z danych sześciu największych sprzedawców wynika, że na 31 grudnia 2023 r., blisko 64 proc. odbiorców kupowało energię w oparciu o umowy z zatwierdzoną taryfą, pozostali zaś kupowali energię z cenami wynikającymi z ofert rynkowych. Spośród sprzedawców niepowiązanych kapitałowo z operatorami systemów dystrybucyjnych, część ogranicza swoją aktywność wyłącznie do rynku hurtowego i tylko niektórzy przedstawiali oferty odbiorcom końcowym.
Na podstawie badania rocznego przeprowadzonego przez Prezesa URE w grupie 40 największych OSD, ustalono liczbę sprzedawców prowadzących działalność na rynku detalicznym w 2023 r. Wyniosła ona 154, przy czym za kryterium aktywności przyjęto posiadanie przynajmniej jednej ważnej umowy sprzedaży, niezależnie od typu odbiorcy (gospodarstwo domowe czy odbiorca instytucjonalny).
Sprzedawcy energii elektrycznej funkcjonujący aktywnie na rynku detalicznym są zobowiązani do zamieszczania na swoich stronach internetowych oraz udostępniania do publicznego wglądu w siedzibie informacji o cenach sprzedaży oraz warunkach ich stosowania. W przypadku sprzedawców oferujących energię odbiorcom w gospodarstwach domowych, Prezes URE kontynuował w 2023 r. publikację zestawienia ofert, zawierającego ceny, stawki opłat oraz informacje o obszarze obowiązywania oferty. Na koniec 2023 r., oferty dla gospodarstw domowych przedstawiało 12 sprzedawców energii elektrycznej, a w grudniu 2023 r. oferty na styczeń zaprezentowało tylko 10 sprzedawców. Niewielka i zmniejszająca się liczba ofert jest wynikiem zamrożenia cen energii na stosunkowo niskim poziomie, wskutek czego sprzedawcy mają trudność w przygotowaniu ofert, które mogłyby okazać się atrakcyjne dla odbiorców energii.
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 powinna przekraczać iloczynu współczynnika 2,5 i średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym. W innych przypadkach, cena oferowana przez sprzedawców rezerwowych jest kształtowana dowolnie i określona w publicznie dostępnych cennikach sprzedawców.
W 2023 r. sprzedażą rezerwową i sprzedażą w trybie art. 5ab ustawy ‒ Prawo energetyczne, objętych zostało 84 011 odbiorców, z czego 65 004 stanowili odbiorcy w gospodarstwach domowych. Według stanu na 31 grudnia 2023 r., powyższa sprzedaż prowadzona była na rzecz 47 999 odbiorców (w tym 38 360 odbiorców w gospodarstwach domowych). Liczba odbiorców objętych sprzedażą rezerwową na koniec 2023 r. była ponad dwukrotnie wyższa w porównaniu z końcem 2022 r., a w samej grupie gospodarstw domowych odnotowany został ponad dwuipółkrotny wzrost liczby sprzedaży rezerwowych w tym samym okresie
W przypadku przedpłatowego układu pomiarowo-rozliczeniowego (licznik przedpłatowy) dopływ energii elektrycznej zostaje uruchomiony po wcześniejszym uiszczeniu z góry należności za porcję energii. Odbiorca (z reguły gospodarstwo domowe) decyduje o użyciu energii elektrycznej, a także ponosi opłaty stałe, niezależnie od tego, czy energia elektryczna jest przez niego pobierana. Wniosek o zainstalowanie przedpłatowego układu pomiarowo-rozliczeniowego może złożyć odbiorca wrażliwy energii elektrycznej i wówczas operator obowiązany jest zainstalować taki licznik na własny koszt. Ponadto, licznik przedpłatowy może być zamontowany z inicjatywy przedsiębiorstwa energetycznego w sytuacji, gdy konsument: co najmniej dwukrotnie w ciągu kolejnych 12 miesięcy zwlekał z zapłatą za pobraną energię elektryczną albo świadczone usługi przez okres co najmniej jednego miesiąca, nie ma tytułu prawnego do nieruchomości, obiektu lub lokalu, do którego jest dostarczana energia elektryczna oraz gdy użytkuje nieruchomość, obiekt lub lokal w sposób uniemożliwiający cykliczne sprawdzanie stanu układu pomiarowo-rozliczeniowego. W takim przypadku koszty zainstalowania przedpłatowego układu pomiarowo-rozliczeniowego także ponosi operator, a w razie braku zgody odbiorcy na montaż licznika przedpłatowego OSD może wstrzymać dostarczanie energii elektrycznej lub rozwiązać umowę. Ponadto, zainstalowanie przedpłatowego układu pomiarowo-rozliczeniowego na koszt operatora jest możliwe w sytuacji, gdy konsument wystąpi z wnioskiem o wszczęcie postępowania przed Koordynatorem do spraw negocjacji działającym przy Prezesie URE w przedmiocie rozpatrzenia sporu dotyczącego dostarczania energii elektrycznej albo z wnioskiem o rozstrzygnięcie przez Prezesa URE sporu leżącego w kompetencjach tego organu. Według danych z badania ankietowego CSIRE, w systemie elektroenergetycznym Polski na koniec 2023 r. zainstalowane było 175 079 liczników przedpłatowych.
W 2023 r. doszło do wstrzymania dostaw energii elektrycznej do 195 155 odbiorców (biorąc pod uwagę liczbę punktów poboru energii), co stanowi 1,03 proc. ogólnej liczby odbiorców. Około 70,5 proc. przypadków wstrzymania dostaw energii dotyczyło odbiorców w gospodarstwach domowych. Przyczyną prawie wszystkich tych zdarzeń (96,3 proc. ogółem, a 95,06 proc. w grupie gospodarstw domowych) był brak terminowej płatności za pobraną energię elektryczną.
Zgodnie z przyjętymi w 2022 r. przepisami, przedsiębiorstwo energetyczne, którego odbiorca (wyłącznie gospodarstwa domowe) zalega z płatnością za usługi, przed wstrzymaniem dostaw informuje konsumenta o dostępnych rozwiązaniach alternatywnych, takich jak przedpłaty, audyt energetyczny, usługi doradcze w zakresie energii elektrycznej czy zarządzania długiem.
Ceny
W 2023 r. ceny energii elektrycznej dla gospodarstw domowych nadal pozostawały zamrożone. Średnia cena energii dla wszystkich grup odbiorców podlegała fluktuacjom w ciągu roku, by w IV kwartale 2023 r. ukształtować się poniżej poziomu ceny z IV kwartału 2022 r. (spadek o blisko 9 proc.), natomiast średni wzrost opłaty dystrybucyjnej w ujęciu kwartał do kwartału wyniósł nieco ponad 25 proc. Wzrost cen energii w porównaniu IV kwartał 2023 r. do IV kwartału 2022 r. odnotowano w grupach taryfowych A (6,1 proc.) i B (8,3 proc.). Najsilniejszy spadek zaobserwowano natomiast w grupie taryfowej C (nieco ponad 30 proc.), gdzie cena energii w IV kwartale uplasowała się na poziomie bardzo zbliżonym do ceny energii dla pozostałych grup odbiorców instytucjonalnych. W grupach A, B i C odnotowano także najwyższe wzrosty opłaty dystrybucyjnej (wartości odpowiednio: 55,2, 43,8 oraz 45,9 proc.).
Cena energii dla odbiorców w gospodarstwach domowych obniżyła się o blisko 6 proc., a wynik ten mimo zamrożenia cen na poziomie z 2022 r., jest wynikiem zwiększenia puli odbiorców korzystających z zamrożonych cen energii (wskutek zmiany przepisów oraz indywidualnych decyzji odbiorców). Opłata dystrybucyjna dla tej grupy odbiorców wzrosła o 9,6 proc.
Ostatecznie jednak, z punktu widzenia odbiorcy, istotny jest poziom średniej ceny, za którą nabywa on energię elektryczną w punkcie poboru (tj. cena energii wraz z usługą dystrybucji). W ujęciu IV kwartał 2023 r. do IV kwartału 2022 r. obserwujemy wzrost średniej ceny sprzedaży energii o 1,8 proc. średnio, dla wszystkich grup taryfowych. Wyższe wzrosty dotyczyły grupy taryfowej A (10,5 proc.) oraz B (17,5 proc.), natomiast w grupie C odnotowano spadek o 11,7 proc. Opisana dynamika cen energii elektrycznej − znacznie mniejsze wzrosty cen w porównaniu do dynamiki z 2022 r. – pozwalają na ostrożną ocenę odnośnie stabilizacji cen na rynku detalicznym w 2023 r. Widać także, że rok 2023 był rokiem pomyślnej odmiany sytuacji odbiorców w grupie taryfowej C, którzy zapewne stali się obiektem konkurencyjnego zainteresowania sprzedawców energii.