Kształtowanie się otoczenia rynkowego ma istotny wpływ na osiągane przez Grupę wyniki rynkowe. W tym świetle zwraca się szczególną uwagę zwłaszcza na:
notowania cen energii elektrycznej,
notowania praw majątkowych,
notowania uprawnień do emisji CO2
notowania węgla kamiennego (będącego podstawowym paliwem produkcyjnym).
Wpływ na wyniki Grupy miały także mechanizmy regulacyjne funkcjonujące na rynku jak m.in. Operacyjna Rezerwa Mocy oraz nieregulacyjne np. warunki pogodowe, w szczególności w zakresie hydrometeorologii jak i wietrzności.
Rok 2017 był kolejnym, w którym nastąpił wzrost wytwarzania z elektrowni wiatrowych. Ich udział w strukturze produkcji wyniósł ok. 8,4%, a produkcja energii elektrycznej z tych elektrowni w stosunku do roku 2016 wzrosła o ok. 19%.
Zapotrzebowanie na energię elektryczną w Polsce w 2017 roku, według danych publikowanych przez PSE, wzrosło w stosunku do 2016 r. o 3,5 TWh, osiągając rekordową wartość na przestrzeni ostatnich 10-ciu lat w wysokości 168,1 TWh. Wzrostowi zapotrzebowania nie sprostała produkcja, mimo iż była w 2017 r. wyższa od wielkości z roku poprzedniego, rosnąc o (+3,3 TWh) do poziomu 165,9 TWh. Tym samym rosnący zdecydowanie popyt nie został zrekompensowany przez rosnącą produkcję wskutek czego wzrósł import energii.
Rok 2017 był kolejnym, w którym nastąpił wzrost wytwarzania z elektrowni wiatrowych. Ich udział w strukturze produkcji wyniósł ok. 8,4%, a produkcja energii elektrycznej z tych elektrowni w stosunku do roku 2016 wzrosła o ok. 19%.
Największy udział w strukturze produkcji energii elektrycznej miały w ubiegłym roku elektrownie zawodowe opalane węglem kamiennym. Ich udział w produkcji ogółem wyniósł 48,2%, natomiast udział elektrowni zawodowych opalanych węglem brunatnym wyniósł 31,4%. Wyższy wzrost produkcji, w ujęciu procentowym niż w elektrowniach wiatrowych w 2017 roku, zanotowały elektrownie zawodowe opalane gazem, których generacja wzrosła o 24% do 7,2 TWh.
W 2017 roku można zauważyć spadek importu, w stosunku do roku wcześniejszego o 0,7 TWh. Również eksport był niższy w stosunku do 2016 roku o 1,0 TWh co można tłumaczyć zdecydowanie rosnącym zapotrzebowaniem na energię elektryczną, które w 2017 r. osiągnęło historycznie najwyższą wartość na przestrzeni 10-ciu ostatnich lat, w wysokości 168,1 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. Wzrosły również wolumeny przepływu energii z Ukrainy co pozwoliło na utrzymanie importu na poziomie tylko nieznacznie niższym w stosunku do 2016 roku.
W celu porównania cen energii 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 (+26,2%, tj. 32,78 zł/MWh), a mniejsze w porównaniu do cen na rynku niemieckim (+8,8%, tj. 12,81 zł/MWh). Zwłaszcza w styczniu ubiegłego roku oraz w drugiej połowie 4 kwartału, w godzinach szczytowych, mieliśmy do czynienia z silnymi wzrostami cen na rynku polskim i w krajach sąsiadujących. Na szczególną uwagę zasługuje druga połowa 4 kwartału, gdzie można zaobserwować istotne spadki oraz wzrosty cen przy ich zwiększonej zmienności, co było związane z wysokim poziomem produkcji energii z farm wiatrowych oraz odstawieniami w energetyce konwencjonalnej, w tym atomowej, w Niemczech oraz Francji.
W perspektywie ostatnich lat można było zauważyć systematyczny spadek cen węgla kamiennego, który był wywołany czynnikami globalnymi tzn. światowym spadkiem cen tego surowca oraz nadpodażą węgla w Polsce. Odwrócenie trendu spadkowego na rynkach światowych nastąpiło w 2016 roku, utrzymując bardzo wysokie poziomy cen tego surowca w głównych portach przeładunkowych (ARA, Newcastle, Richards Bay) w 2017 roku. Na rynku polskim ceny sprzedaży węgla dla energetyki zawodowej i przemysłowej uległy tylko nieznacznemu wzrostowi w stosunku do trendów panujących na rynkach światowych. Negatywne oddziaływanie tego czynnika na wyniki Grupy Energa było zatem ograniczone.
Średnia cen energii na rynku RDN za 2017 rok była nieznacznie niższa od średniej ceny za 2016 rok (-1,35 zł/MWh). Niewątpliwie na nieznaczny spadek cen energii w 2017 roku wpływ miała r/r wyższa krajowa produkcja oraz brak ekstremalnie wysokich temperatur latem.
W celu oceny rynku terminowego w Polsce jako produkt referencyjny wybrano roczny kontrakt terminowy na dostawę energii w paśmie w całym 2018 roku (BASE 2018). W 2017 roku poziom cen tego kontraktu wykazywał się dużą zmiennością wyznaczając swoje minimum w lutym tuż poniżej 160 PLN/MWh. Od tego momentu na rynku BASE 2018 widoczny jest zdecydowany trend wzrostowy, wynosząc kurs w grudniu na niespełna 180 PLN/MWh. Trend na rynku terminowym jest szczególnie istotny z perspektywy dokonywanej kontraktacji Grupy na rok następny.
Na początku 2017 roku nastąpiło załamanie na rynku uprawnień do emisji CO2, które doprowadziło do spadku cen z poziomu ponad 6 EUR/t do 4,36 EUR/t w połowie maja. Od tego momentu rynek podjął skuteczną próbę wzrostu cen kończąc notowania kontraktu DEC 2017 na poziomie 7,39 EUR/t. Rozpoczęty w maju trend wzrostowy można tłumaczyć przyspieszeniem prac nad reformą systemu EU ETS (22 listopada Rada UE poparła porozumienie) oraz wzrostem notowań produktów energetycznych (ropa naftowa, węgiel, gaz).
Z perspektywy posiadanej struktury wytwórczej Grupy (duża produkcja OZE) najistotniejsze były notowania tzw. zielonych praw majątkowych. W pierwszej połowie 2017 roku obserwowano systematyczny spadek cen dla tego indeksu, który minimum wyznaczył z końcem czerwca na poziomie 22,46 zł/MWh. Przyczyny tego stanu rzeczy można upatrywać m.in. w nadwyżce certyfikatów na rynku. Od tego momentu ceny PM OZE w transakcjach sesyjnych utrzymywały systematyczne zwyżki, kończąc rok na poziomie 45,29 zł/MWh.
Na rysunku poniżej został przedstawione średnie dzienne ceny energii elektrycznej na rynku bilansującym oraz na rynku SPOT.
Spokojne pierwsze 7 miesięcy 2017 roku na rynku bilansującym oraz cen instrumentów notowanych na rynku SPOT zostało zaburzone głównie przez duże wahania w produkcji z generacji wiatrowej, wzrastające krajowe zapotrzebowanie na moc oraz odstawienia w Polsce jak i Europie zachodniej. Średni poziom cen w 2017 r. na rynku bilansującym wyniósł 167,27 zł/MWh, wobec 164,16 zł/MWh w 2016 r.
Cena referencyjna za rezerwę operacyjną
Z początkiem 2014 roku do katalogu usług systemowych świadczonych na rzecz PSE weszła operacyjna rezerwa mocy. Operacyjną rezerwę mocy stanowią jednostki wytwórcze, które posiadają do dyspozycji wolne moce nie objęte umowami sprzedaży energii.
W 2017 roku kontynuowana była usługa operacyjnej rezerwy mocy (ORM), choć jej wysokość uległa nieznacznej zmianie w stosunku do roku poprzedniego. Cena referencyjna została podniesiona do 41,79 zł/MWh a wzrost budżetu wyniósł około 11% w stosunku do 2016 roku.