Bieżąca sytuacja na rynkach energii elektrycznej
Rynek Dnia Następnego
Średnia cena energii elektrycznej na Rynku Dnia Następnego w pierwszej połowie kwietnia 2025 roku wyniosła 371,7 PLN/MWh.
Najniższa cena godzinowa została odnotowana 13 kwietnia o godzinach 12:00, 13:00 i 14:00.
Z kolei najwyższa cena godzinowa osiągnęła poziom 1200 PLN/MWh i wystąpiła 14 kwietnia o godzinie 20:00.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Refinitv
Rynek terminowy BASE_Y-26
Kontrakt terminowy BASE_Y-26 w pierwszej połowie kwietnia notowany był średnio na poziomie 412,52 PLN/MWh. Najwyższa cena tego kontraktu osiągnęła 2 kwietnia 2025 roku wartość 424,65 PLN/MWh. Z kolei najniższa cena została odnotowana 7 kwietnia i wyniosła 403,15 PLN/MWh.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Reuters Refinitv
Gaz
W pierwszej połowie kwietnia 2025 roku europejski rynek gazu ziemnego (TTF) znalazł się pod wpływem zarówno regionalnych decyzji politycznych, jak i globalnych wydarzeń makroekonomicznych. W obliczu groźby wprowadzenia 20-procentowych ceł na większość towarów z UE przez administrację Donalda Trumpa, Unia Europejska rozważała skoordynowane zakupy amerykańskiego LNG w ramach negocjacji, mających na celu zażegnanie grożącej wojny handlowej.
Jednocześnie w Europie pojawiły się głosy sugerujące częściowy powrót do importu gazu z Gazpromu w przypadku zawarcia pokoju na Ukrainie — choć oficjalnie UE nadal deklaruje dążenie do całkowitego wyeliminowania rosyjskiego paliwa do 2027 roku.Na skalę globalną, narastające obawy przed recesją — wywołane eskalacją wojny handlowej USA–Chiny po wprowadzeniu ceł przez administrację Trumpa — zbiegły się w czasie z niespodziewaną decyzją OPEC+ o zwiększeniu wydobycia ropy. Wspólnie czynniki te wywarły silną presję spadkową na rynki energii.
Na rynku azjatyckim ceny LNG osunęły się do najniższego poziomu od niemal roku, na skutek słabego popytu i wysokich zapasów. Chińscy importerzy, reagując na wprowadzenie ceł, zaczęli odsprzedawać amerykańskie ładunki LNG, kierując dodatkową podaż w stronę Europy. Dodatkowo pojawiły się sygnały możliwego złagodzenia sankcji USA wobec rosyjskiego projektu Arctic LNG 2, co mogłoby otworzyć drogę do szybkiego wznowienia eksportu rosyjskiego LNG i zwiększenia podaży gazu na globalnych rynkach w drugiej połowie 2025 roku.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Refinitv
Rynek emisji CO₂
W kwietniu 2025 roku europejski rynek uprawnień do emisji CO₂ (EUA) pozostawał pod wpływem szeregu wydarzeń politycznych, makroekonomicznych i regulacyjnych. Komisja Europejska uruchomiła konsultacje publiczne dotyczące przeglądu systemu EU ETS oraz Rezerwy Stabilności Rynkowej (MSR), przygotowując grunt pod zaplanowane na 2026 rok reformy. Działanie to wpisuje się w kontynuację kursu zaostrzania unijnej polityki klimatycznej.
Dynamikę rynku dodatkowo kształtowały inicjatywy państw członkowskich. Rząd Niemiec potwierdził zamiar umorzenia uprawnień do emisji odpowiadających zamykanym elektrowniom węglowym, aby ograniczyć ryzyko nadpodaży na rynku. Z kolei Włochy zaapelowały o czasowe zawieszenie niektórych regulacji klimatycznych UE w celu ochrony konkurencyjności swojego przemysłu wobec rosnącej niepewności gospodarczej na świecie. Czynniki makroekonomiczne wywarły silną presję spadkową na ceny EUA. Napięcia handlowe – w tym amerykańskie cła oraz obawy o działania odwetowe – zwiększyły ryzyko recesji i osłabiły popyt na uprawnienia do emisji. Dodatkowo, informacja o spadku emisji w sektorach objętych EU ETS o około 5% w 2024 roku wzmocniła negatywny sentyment inwestorów.
W rezultacie notowania EUA spadły na początku kwietnia do najniższych poziomów od kilku miesięcy – w okolice 60 €/t. Pod koniec miesiąca nastąpiła jednak stabilizacja i częściowe odbicie cen, wspierane przez zakupy związane z obowiązkiem rozliczenia emisji oraz uspokojenie nastrojów na rynkach finansowych. Pomimo tego, bilans kwietnia pozostaje pod znakiem dominującej presji spadkowej.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Refinitiv
Węgiel ARA API2 (Amsterdam Rotterdam Antwerp)
Najwięksi azjatyccy importerzy węgla, tacy jak Chiny i Indie, ograniczyli jego import w pierwszym kwartale 2025 roku dzięki zwiększeniu produkcji energii ze źródeł odnawialnych. Jednocześnie Chiny zapowiedziały kontynuację budowy nowych elektrowni węglowych aż do 2027 roku, aby zaspokoić szczytowe zapotrzebowanie na energię elektryczną i stabilizować pracę sieci. To jednak wywołało wątpliwości co do wiarygodności deklarowanego przez Pekin stopniowego odchodzenia od węgla. Niepewność na globalnym rynku węgla pogłębiła się w wyniku eskalacji napięć handlowych między USA a Chinami – w kwietniu Pekin zagroził wprowadzeniem 34-procentowego cła na wszystkie towary pochodzące z USA w odpowiedzi na nowe amerykańskie taryfy celne. Groźba wojny handlowej wywołała obawy o spadek popytu na węgiel w związku z pogorszeniem nastrojów gospodarczych i osłabieniem zaufania odbiorców.
Dodatkowym źródłem niestabilności były niejasności wokół nowych sankcji Unii Europejskiej, obejmujących rosyjskie porty morskie. Uderzyły one pośrednio w dostawy węgla z Kazachstanu do Europy, zmuszając europejskich odbiorców do poszukiwania alternatywnych źródeł – m.in. w Kolumbii oraz Republice Południowej Afryki.
W Europie niesprzyjające warunki dla OZE na początku roku (m.in. niskie nasłonecznienie i słabe wiatry) doprowadziły do przejściowego wzrostu zużycia węgla w elektroenergetyce. Emisje CO₂ z sektora elektroenergetycznego w pierwszym kwartale 2025 roku były najwyższe od początku 2023 roku, a produkcja energii z paliw kopalnych wzrosła o około 7% rok do roku. Jednocześnie proces odchodzenia od węgla był kontynuowany. Finlandia w kwietniu wyłączyła swoją ostatnią czynną elektrownię węglową – jeszcze przed formalnym wejściem w życie zakazu spalania węgla, obowiązującego od 2029 roku. W Wielkiej Brytanii produkcja energii z węgla spadła do zera po zamknięciu ostatniej elektrowni węglowej, co stanowi symboliczny koniec epoki tego paliwa w brytyjskiej energetyce.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Reuters Refinitiv