Szczególnie mocne spadki notowały kontrakty na ropę, które – po ogłoszeniu 22 czerwca przez Międzynarodową Agencję Energii (IEA) informacji o uwolnieniu zapasów 60 mln baryłek ropy – zanurkowały w ciągu dwóch dni o ponad 10 proc., osiągając minima na poziomach 102,28 $/bbl (Brent) i 89,53 $/bbl (WTI). Do końca miesiąca nastąpiło jednak odreagowanie i czerwiec zamknął się na poziomach 112,48 $/bbl (Brent) i 95,42 $/bbl (WTI).

Ceny ropy były doskonale skorelowane ze spadkami na rynku CO₂, na którym kumulacja złych informacji nastąpiła mniej więcej w tym samym czasie. Przyjęcie przez KE dyrektywy o efektywności energetycznej, która według analityków może prowadzić do redukcji emisji o 25 do 43 proc. do roku 2020, oraz polskie weto w sprawie zwiększenia poziomu redukcji powyżej 20 proc. zachwiały posadami systemu. Ceny uprawnień spadły z 16,68 €/t do 12,1 €/t (intraday nawet poniżej 12 €/t). Do końca miesiąca znalazły się na poziomie 13,38 €/t. Jednak ze względu na brak zabezpieczenia pozycji przez firmy energetyczne i zaaprobowanie przez KE wczesnej sprzedaży jednostek z projektów NER300 obraz rynku pozostaje niepewny. Powoduje to obawy, iż system EU ETS będzie w fazie drugiej i na początku trzeciej na pozycji długiej.


Łagodniej zareagowały inne surowce, i tak węgiel CIF ARA z maksimów 125,03 $/t spadł nieznacznie, bo do 122,6 $/t, podobnie gaz NBP, którego cena 60,3 GBP/ therm spadła do 55,9. Na polskim rynku spot również nie obserwowaliśmy większych ruchów. Średnia cena RDN na TGE wyniosła 205,20 zł/MWh (51,69 €/MWh) i była o ponad 5 zł/MWh niższa od majowej, przy wolumenie obrotu niższym o prawie 7 proc. Również ceny na rynku bilansującym spadły miesiąc do miesiąca o prawie 7 zł/ MWh (średnia CRO wyniosła 204,78 zł/MWh), co spowodowane było nieco chłodniejszą aurą pod koniec czerwca i testami nowego bloku w Bełchatowie. Zapotrzebowanie systemowe na moc w zrosło rok do roku o 3,07 proc., ale w stosunku do maja spadło o 2,68 proc. W porównaniu do rynków ościennych ceny spot w Polsce były średnio o niecałe 1 €/MWh niższe niż w Niemczech (52,30 €/MWh) i Czechach (52,41 €/MWh), a ponad 3 €/ MWh wyższe niż na NordPool (48,40 €/MWh). Znacznie ciekawsze były rynki terminowe, gdzie m.in. ze względu na spadki CO₂ nastąpiła korek ta wszystkich notowanych kontraktów. Najsilniej odbiło się to na Base Q3-11, który spadł w miesiącu przed dostawą z 212,25 zł/MWh do 204 zł/MWh. Base CAL12 spadł z maksimów 206,30 zł/MWh do 203,60 zł/MWh, podobnie CAL 13 z 222 zł/ MWh do 218,35 zł/MWh. Na rynku niemieckim CAL 12 z maksymalnie wycenianych 60,19 €/MWh spadł do minimów na poziomie 56,31 €/MWh.