2 dni temu
Październik 2026
- Średnia cena energii elektrycznej na rynku spot wyniosła 745 zł/MWh (wzrost o 12,5 %). Tak wysokie ceny na rynku dnia następnego (RDN) notowano ostatnio w grudniu 2022 r. Wzrost ten wynika z podwyżek cen paliw spowodowanych konfliktem na Bliskim Wschodzie. Skoki cen łagodzą jednak kontrakty terminowe. Średnia ważona cena energii elektrycznej w październiku wyniosła 600 zł/MWh, tj. 19,5% mniej niż na rynku spot.
- Ceny gazu ziemnego na rynku polskim oraz europejskim przez cały czas rosną. Na Towarowej Giełdzie Energii gaz kosztował średnio 409 zł/MWh (wzrost o 18,7% m/m), a według europejskiego indeksu TTF 380 zł/MWh (wzrost o 16,3% m/m). Konflikt na Bliskim Wschodzie i wynikająca z niego ograniczona dostępność surowca sprawiły, iż ceny gazu ziemnego osiągnęły najwyższą wartość od grudnia 2022 r.
- Odnawialne źródła energii wyprodukowały w październiku 5,2 TWh energii elektrycznej co odpowiadało 32,9% krajowego miksu. Oznacza to spadek produkcji o 6,6% m/m, ale wzrost o 13,2% w stosunku do października 2025 r.
- Produkcja energii elektrycznej z węgla wyniosła 8,7 TWh (wzrost o 23,1% m/m oraz 12,2% r/r) czyli 55,5% miksu. Z tego węgiel kamienny odpowiadał za 5,6 TWh (wzrost o 23,5% m/m oraz 8,4% r/r), a węgiel brunatny za 3,2 TWh (wzrost o 22,4% m/m oraz o 19,5% r/r).
- Wysokie ceny gazu przełożyły się na mniejsze wykorzystanie bloków gazowych niż rok wcześniej. W październiku wyprodukowano w nich 1,8 TWh energii elektrycznej (wzrost o 10,2% m/m ale spadek o 26,7 r/r) czyli 11,4% miksu.
Energia elektryczna – produkcja z OZE
W październiku źródła odnawialne pracowały ze średnią mocą 7,0 GW co stanowiło 32,9% miksu. Oznacza to spadek względem września 2026 r. o 9,6%, ale wzrost o 13,2% względem października 2025 r.
Lądowe elektrownie wiatrowe w październiku generowały energię elektryczną ze średnią mocą 3,3 GW (47,4% generacji OZE). To o 2,1% więcej w zestawieniu z wrześniem 2026 r., ale o 9,9% mniej niż w październiku 2025 r. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych (najnowsze dostępne dane z początku października) wynosi 11,8 GW co stanowi wzrost o 633 MW lub 5,7% r/r.
W lipcu tego roku do systemu popłynął pierwszy prąd z turbin wiatrowych na polskim morzu. W październiku pracowały one ze średnią mocą 0,17 GW, co stanowi 5,2% mocy z jaką pracowały wiatraki na lądzie. Wyprodukowały 0,13 TWh energii elektrycznej. Mimo iż wszystkie turbiny Baltic Power zostały już zainstalowane, pierwsza morska farma wiatrowa jeszcze jest w fazie rozruchu i testów, więc nie pracuje z pełną mocą. Jej oficjalne uruchomienie planowane jest do końca bieżącego roku. Łączna moc morskich farm wiatrowych, które mają zostać uruchomione do 2030 r., wyniesie 5,9 GW.
Instalacje PV we październiku pracowały ze średnią mocą 2,2 GW (32,1% generacji OZE) – to spadek o 29,9% m/m oraz wzrost aż o 59,6% r/r. Od trzech lat tempo przyrostu mocy w fotowoltaice pozostaje wysokie, przy czym coraz większą część nowych mocy stanowią instalacje wielkoskalowe, a nie prosumenckie. Moc zainstalowana PV (najnowsze dostępne dane z początku września) wynosi 28,2 GW (to przyrost o 15,4% r/r lub 3764 MW w rok), z czego ok. 13,7 GW to instalacje prosumenckie (przyrost o 7,3% lub 929 MW r/r).
Instalacje biomasowe pracowały w październiku ze średnią mocą ok. 1,2 GW, a elektrownie wodne 0,1 GW.
Maksymalny godzinowy udział pogodozależnych OZE (wiatr i słońce) w krajowej produkcji energii elektrycznej wyniósł w październiku 60,5%, a minimalny 0,8%.
Szacunkowy zakres oraz średni udział pogodozależnych OZE w produkcji energii elektrycznej
W sytuacjach, kiedy suma dostarczanej mocy w danej godzinie jest wyższa niż bieżące zapotrzebowanie, konieczne jest wykorzystanie magazynów energii elektrycznej, eksport nadwyżek energii, a choćby wyłączenia źródeł OZE.
W październiku operator systemu przesyłowego był zmuszony do nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych OZE (ang. curtailment) przez 76 godzin (10% godz. w miesiącu) w trakcie 16 dni. Sytuacje te występowały głównie w godzinach południowych.
Ograniczono generację 48,0 GWh energii elektrycznej. Z tego 23,9 GWh dotyczyło wielkoskalowych instalacji fotowoltaicznych (2,8% potencjalnej produkcji). Z kolei 24,2 GWh dotyczyło farm wiatrowych (1,0% potencjalnej produkcji).
Od początku roku ograniczono produkcję 1805,1 GWh, co oznacza wzrost o 37,5% względem analogicznego okresu 2025 r. Skala ograniczeń w bieżącym roku już w lipcu przekroczyła poziom z całego roku 2025 r.
Skumulowane nierynkowe redysponowanie farm wiatrowych i nieprosumenckich instalacji PV
Wykres przedstawia skumulowane wartości roczne (od początku roku do ostatniego dnia raportowanego miesiąca) nierynkowego redysponowania (tzw. curtailmentu) energii elektrycznej z farm wiatrowych i słonecznych (jak dotąd nie dotknęło to prosumentów). Curtailment, czyli wymuszone ograniczenie produkcji energii elektrycznej przez operatora systemu przesyłowego (PSE), był do tej pory wprowadzany wyłącznie z przyczyn bilansowych (tj. zbyt duża produkcja energii elektrycznej w stosunku do zużycia oraz zdolności magazynowania i eksportu), a nie sieciowych. Ograniczenie pracy źródeł ma na celu niedopuszczenie do utraty zdolności regulacyjnych krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE), a w konsekwencji pogorszenia parametrów bezpieczeństwa i stabilności sieci.Warto odnotować, iż wielkość odcinanych od sieci mocy OZE byłaby niższa, gdyby konwencjonalne źródła energii elektrycznej - elektrownie i elektrociepłownie węglowe i gazowe - były bardziej elastyczne (tj. miały niższe minima techniczne i mogły szybciej się wyłączyć/włączyć). Gdyby do polskiego KSE było przyłączone więcej magazynów energii elektrycznej oraz gdyby wykorzystywano elastyczny popyt, zdolny do zwiększenia zużycia przy niskich cenach energii elektrycznej (które występują w godzinach wysokiej podaży OZE), np. elektrolizery czy urządzenia grzewcze ładujące magazyny ciepła.
Na poniższym wykresie przedstawiono, jak zmienia się struktura redysponowania OZE w podziale na PV oraz elektrownie wiatrowe. Ograniczanie produkcji źródeł wiatrowych w miesiącach zimowych odbywa się przeważnie w nocy, kiedy to zapotrzebowanie na moc jest najniższe. Jednak wraz z gwałtownym wzrostem produkcji z fotowoltaiki w kolejnych miesiącach, występuje znaczna nadpodaż energii w godzinach południowych. To sprawia, iż konieczne jest zarówno redysponowanie fotowoltaiki, jak i zwiększenie redysponowania źródeł wiatrowych. Widoczna jest sezonowa zmiana, kiedy to fotowoltaika zaczyna pełnić większą rolę w miksie, a przez to większość curtailmentu odbywa się w środku dnia. W październiku ograniczanie źródeł wiatrowych prześcignęło redysponowanie fotowoltaiki.
Nierynkowe redysponowanie farm wiatrowych i nieprosumenckich instalacji PV
Tak wysoki poziom redukcji pracy OZE jest wynikiem konieczności utrzymania stabilności systemu elektroenergetycznego, niskiej elastyczności pracy źródeł węglowych i utrzymania ich pracy na minimum technicznym.
Produkcja ze źródeł konwencjonalnych
W październiku 2026 r. elektrownie i elektrociepłownie gazowe (gaz ziemny oraz koksowniczy) pracowały ze średnią mocą 2,4 GW (wzrost o 6,6% m/m, ale spadek o 26,7% r/r) i zajmowały 11,4% miksu.
Średnia moc z jaką pracowały jednostki na węgiel kamienny w stosunku do października ubiegłego roku wzrosła o 8,4%, a w stosunku do września bieżącego roku o 19,6% (do 7,5 GW). Średnia moc jednostek na węgiel brunatny osiągnęła wartość 4,3 GW. Jest to wzrost o 19,5% r/r oraz o 18,4% m/m. Razem jednostki węglowe pracowały ze średnią mocą 11,8 GW (55,5% miksu). Jest to wzrost o 19,1% m/m oraz o 12,2% r/r.
Średnia moc w podziale na technologie
Wykres przedstawia miks wytwórczy energii elektrycznej w Polsce w podziale na różne technologie wykorzystujące paliwa kopalne lub źródła odnawialne. Podstawowym źródłem energii elektrycznej jest węgiel kamienny i brunatny, ale udział gazu ziemnego i OZE wciąż rośnie. W zależności od pory roku, elektrownie wiatrowe lub fotowoltaika dostarczają najwięcej energii spośród źródeł odnawialnych.Zmiany w strukturze wytwarzania energii elektrycznej zachodzące w ostatnich latach mają charakter bezprecedensowy. Między październikiem 2016 r. a październikiem 2026 r. udział węgla w miksie uległ zmniejszeniu o 23,8 p.p. Jednocześnie systematyczny rozwój źródeł odnawialnych sprawia, iż różnica między produkcją energii z węgla a z OZE, coraz szybciej się zmniejsza. Ponadto coraz większą rolę w miksie zaczynają odgrywać duże jednostki na gaz ziemny.
Wciąż jednak widoczne są istotne różnice sezonowe – zimą poziom generacji z OZE pozostaje wyraźnie niższy. Wynika to przede wszystkim z wyższego zapotrzebowania na energię oraz ograniczonego tempa rozwoju lądowej energetyki wiatrowej, która mogłaby istotnie zwiększyć produkcję w miesiącach o niskiej generacji słonecznej. Spowolniony rozwój nowych mocy wiatrowych przekłada się na większe uzależnienie zimowej generacji od źródeł konwencjonalnych.
Udziały źródeł w produkcji energii elektrycznej
Wykres obrazuje, jak zmieniają się miesięczne udziały produkcji energii elektrycznej poszczególnych źródeł w produkcji całkowitej na przestrzeni ostatnich lat.Październik 2026 – inne dane szczegółowe
- Średnie godzinowe zapotrzebowanie na moc w październiku 2026 r. wyniosło 18,6 GW (o 0 GW mniej niż w październiku rok temu), osiągając maksymalnie 23,4 GW (minimum – 12,9 GW).
- Zużycie energii elektrycznej wyniosło 13,8 TWh (0,1% mniej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 15,8 TWh (6% więcej r/r).
- Eksport energii elektrycznej netto wyniósł 0,4 TWh, tj. 2,9% krajowego zapotrzebowania.
- Najwięcej importowanej energii elektrycznej pochodziło z Niemiec (0,8 TWh). Z kolei największy eksport netto wystąpił w kierunku południowym, tj. 0,8 TWh do Czech oraz 0,3 TWh do Słowacji.
Przepływy fizyczne energii elektrycznej netto
Na wykresie obserwujemy fizyczną wymianę transgraniczną energii elektrycznej, czyli z którego kraju importujemy, a do którego eksportujemy energię w danym okresie. Wartości dodanie świadczą o tym, iż w danym miesiącu głównym kierunkiem był import, a wartość ujemna, iż energia była głównie eksportowana. Wymiana fizyczna może być wymuszona warunkami systemu lub wynikać z przepływów handlowych. Wpływ na kierunek handlu energią elektryczną ma przede wszystkim różnica cen na rynkach (energia płynie z kraju z niższą ceną do kraju z wyższą). Wymiana transgraniczna z Niemcami, Czechami, Słowacją, Szwecją i Litwą odbywa się w ramach jednolitego międzystrefowego rynku energii elektrycznej dnia następnego (Single Day-ahead Coupling), a także wymiany międzyoperatorskiej. Wymiana z Ukrainą, która zaczęła być możliwa od maja 2023 roku dzięki decyzji ENTSO-E odbywa się w ramach ogłaszanych przez PSE jednostronnych przetargów miesięcznych. Wcześniej wymiana zachodziła jedynie jednokierunkowo z Ukrainy do Polski na połączeniu Zamość-Dobrotwór. Wymiana energii ze Szwecją oraz Litwą odbywa się przy pomocy połączenia stałoprądowego (HVDC). Systemy elektroenergetyczne pozostałych państw są zsynchronizowane, stąd wymiana zachodzi z wykorzystaniem linii zmiennoprądowych (HVAC) i są to przepływy fizyczne (nie handlowe).- Produkcja energii elektrycznej z OZE stanowiła 32,9% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o 2,1 p.p.
Udział OZE w produkcji energii elektrycznej
Wykres przedstawia udział odnawialnej energii elektrycznej w całkowitej produkcji danego miesiąca i roku. Udział źródeł odnawialnych w konsumpcji może się minimalnie różnić od widocznych wartości ze względu na import i eksport. Od 2016 r. widoczna jest rozbudowa źródeł wiatrowych (większy % OZE jesienią i zimą), natomiast od 2020 r. - dynamiczna rozbudowa fotowoltaiki (większy % OZE wiosną i latem).- Elektrownie wiatrowe wyprodukowały 16,4% energii elektrycznej (2,5 TWh, czyli 47,4% produkcji OZE), za 10,6% odpowiadała fotowoltaika (1,7 TWh – 32,1% OZE), 0,5% pochodziło z elektrowni wodnych (0,1 TWh – 1,6% OZE), a 5,4% z biomasy (0,9 TWh – 16,5% OZE).
- Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 67,1% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 35,5% (5,6 TWh), z węgla brunatnego 20% (3,2 TWh), z gazu ziemnego 10,4% (1,6 TWh), a z pozostałych kopalnych 1,2% (0,2 TWh).
Struktura produkcji energii elektrycznej
Na wykresie widzimy procentowe udziały produkcji energii elektrycznej z podziałem na źródła. Wykres kołowy po lewej stronie przedstawia udziały produkcji energii elektrycznej z paliw kopalnych oraz skumulowany udział produkcji ze wszystkich źródeł odnawialnych. Wykres po prawej przedstawia udziału produkcji jedynie źródeł OZE.- Ceny węgla dla energetyki (indeks PSCMI1) wzrosły w ciągu miesiąca o 5,5%, do 15,2 zł/GJ (ok. 330 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 18,5 zł/GJ (ok. 427 zł/t), co oznacza wzrost względem poprzedniego miesiąca o 2,7%.
- Średnioważona cena dostarczanego w październiku gazu ziemnego wzrosła względem września o 6,6%, do 245,5 zł/MWh, tj. 39% więcej niż rok temu.
Ceny paliw i uprawnień do emisji CO2
Na wykresie przedstawione są ceny węgla, gazu na rynkach polskich i międzynarodowych, przeliczone do wspólnej jednostki (PL/MWh energii w paliwie) dla uzyskania porównywalności. *Dla węgla rynek krajowy reprezentuje indeks PSCMI1, a międzynarodowy - do grudnia 2025 indeks ARGUS-McCloskey CIF ARA API 2, od stycznia 2026 API 2 Rotterdam Coal. *Gaz ziemny na rynku krajowym to średnioważona (z danych TGE) cena dostawy w danym miesiącu, natomiast rynek międzynarodowy dla gazu rurociągowego reprezentuje indeks z giełdy TTF, a dla LNG indeks z Henry Hub. Dla kompletu informacji na wykresie przedstawione są również ceny uprawnień do emisji CO2 z rynku pierwotnego (handel na giełdzie EEX).- Emisyjność sektora elektroenergetycznego wyniosła według szacunków Forum Energii 525 kg CO2/MWh, tj. o 2% więcej niż rok temu i 10,6% więcej niż we wrześniu br.
Emisyjność jednostkowa CO2 w elektroenergetyce
Znajomość struktury wytwarzania energii elektrycznej pozwala na kalkulację emisji dwutlenku węgla z produkcji energii elektrycznej. Emisje CO2 są wyliczone na podstawie przyjętych przez Forum Energii referencyjnych wskaźników emisyjności paliw oraz kalibrowane są do raportowanych emisji z poprzedniego roku.- Równomierna dostawa w każdej godzinie doby przyszłego roku (w tzw. pasku – instrument BASE) była handlowana o 3,7% wyżej niż miesiąc wcześniej, za średnio 589,1 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 2% wyżej, za 623,2 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) wzrosła o 11,6%, do 744,2 zł/MWh.
- Średnioważona cena uprawnień do emisji CO2 (EUA) na rynku pierwotnym wyniosła 86 EUR/tCO2, tj. 1,6% więcej niż miesiąc wcześniej. W październiku do budżetu Polski wpłynęły 1,5 mld zł w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO2 na rynku pierwotnym (giełdzie EEX), a od początku roku wpłynęło 11,8 mld zł.
Ceny zawieranych kontraktów na energię elektryczną
Wykres przedstawia porównanie średnioważonych miesięcznych cen na TGE. Rynek Terminowy Towarowy obejmuje ok. 80% wolumenu sprzedaży energii na Towarowej Giełdzie Energii. Dwa najważniejsze instrumenty odnoszą się do dostawy energii przez całą dobę (BASE) oraz w godzinach 7:00 - 22:00 (PEAK5). Kontrakty zawierane są z dostawą w przyszłości (max. 3 lata). Zdecydowana większość transakcji na giełdzie dotyczy zakupu energii z dostawą w najbliższym roku kalendarzowym (n+1). Na podstawie kontraktów zawartych w danym miesiącu, obliczono średnioważony wolumenem indeks BASE_n+1 oraz PEAK5_n+1. Odzwierciedla to długoterminową sytuację na rynku energii elektrycznej. Natomiast Indeks TGeBase dotyczy Rynku Dnia Następnego (z dostawą kolejnego dnia) - odzwierciedla bieżącą sytuację rynkową i charakteryzuje się wysoką zmiennością. Średnia ważona miesięczna jest zwykle niższa niż ceny na Rynku Terminowym, a zależności sezonowe są nieznaczne.- CDS (ang. Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w październiku 105,6 zł/MWh, stanowiąc 17,6% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten wzrósł o ok. 93,9 zł/MWh (wynosił wówczas 11,7 zł/MWh).
Clean Dark Spread (wskaźnik marży kosztu zmiennego elektrowni węglowych) to różnica ceny energii elektrycznej oraz szacowanych kosztów zmiennych związanych z produkcją energii elektrycznej z węgla (paliwa i uprawnień do emisji). Clean Dark Spread jest wskaźnikiem skorelowanym z zyskiem wytwórcy, produkującego energię elektryczną z węgla kamiennego (w rzeczywistości konieczne pozostało uwzględnienie kosztów transportu, kosztów operacyjnych, poniesionych i planowanych kosztów inwestycyjnych itp.). Analiza zmian tej wartości, wraz z CSS, pozwala na szacowanie bieżącej sytuacji finansowej spółek wytwórczych.
Rozpoczynanie się pasm odpowiadających paliwu lub uprawnieniom pod osią poziomą wynika z ujemnej wartości CDS.
- CSS (ang. Clean Spark Spread), będący odpowiednikiem CDS dla elektrowni gazowych, wyniósł w tym miesiącu 56,3 zł/MWh. W październiku 2025 r. był on niższy o ok. 20 zł/MWh (wówczas 36,3 zł/MWh).
Clean Spark Spread (wskaźnik marży kosztu zmiennego elektrowni gazowych) to różnica ceny energii elektrycznej oraz szacowanych kosztów zmiennych związanych z produkcją energii elektrycznej z gazu ziemnego (paliwa i uprawnień do emisji). Clean Spark Spread jest wskaźnikiem skorelowanym z zyskiem wytwórcy, produkującego energię elektryczną z gazu ziemnego (w rzeczywistości konieczne pozostało uwzględnienie kosztów transportu, kosztów operacyjnych, poniesionych i planowanych kosztów inwestycyjnych itp.). Analiza zmian tej wartości, wraz z CDS, pozwala na szacowanie bieżącej sytuacji finansowej spółek wytwórczych.
Rozpoczynanie się pasm odpowiadających paliwu lub uprawnieniom pod osią poziomą wynika z ujemnej wartości CSS.
- Na średnią ważoną cenę energii elektrycznej dostarczanej w danym miesiącu składają się: zawarte w przeszłości kontrakty terminowe oraz transakcje na rynku spot (RDN i RDB). Na rynku spot cena energii elektrycznej wynosiła 745,2 zł/MWh i podniosła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 600 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ubiegłym roku kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 507,2 zł/MWh.
Hurtowe ceny energii elektrycznej
Na wykresie przedstawione są profile cen energii elektrycznej handlowanej na trzy sposoby: *RTT - Rynek Terminowy Towarowy, gdzie energia elektryczna jest handlowana w kontraktach realizowanych w umówionej przyszłości, w ramach kontraktów tygodniowych, miesięcznych, kwartalnych i rocznych; *Rynek spotowy RDN+RDB (Rynek Dnia Następnego i Rynek Dnia Bieżącego), gdzie energia elektryczna jest handlowana z dostawą na dziś lub jutro; *OTC (Over-the-Counter) - obrót pozagiełdowy, w większości są to kontrakty zawierane wewnątrz grup energetycznych. Cena energii elektrycznej dostarczanej w danym miesiącu jest średnią tych trzech cen, ważoną wolumenami energii elektrycznej dostarczanej po tej cenie (przedstawionymi na wykresie poniżej).- Można zaobserwować korelację między udziałem OZE w produkcji energii elektrycznej a ceną energii elektrycznej na rynku spot. Najwyższa średnioważona godzinowa cena energii na rynku RDN wyniosła 2438,9 zł/MWh przy udziale OZE na poziomie 12,3%. Z kolei najniższa cena energii elektrycznej (-9,4 zł/MWh) nastąpiła w godzinie z udziałem OZE równym 58,8% Do tego większość godzin z wysokim udziałem OZE, charakteryzuje się ceną poniżej średniej ważonej.
Wpływ produkcji OZE i zapotrzebowania na ceny energii elektrycznej na RDN
Na wykresie przedstawione zostały średnioważone ceny na Rynku Dnia Następnego, udział OZE w poszczególnych godzinach w miesiącu oraz zależność cen od zapotrzebowania na moc występującą w danej godzinie. Przy wysokim udziale OZE w miksie energetycznym ceny są niskie, w większości poniżej miesięcznej średniej ważonej. Zarówno przy niskim, jak i wysokim zapotrzebowaniu, ceny na RDN były najniższe przy wysokim udziale OZE.- Szacowany bilans kosztów importu węgla, ropy, gazu i paliw za czerwiec (najnowsze dane) wyniósł 12 mld zł. W ciągu 12 poprzednich miesięcy w sumie za import netto zapłaciliśmy ponad 110 mld zł.
Koszty importu netto węgla, ropy, gazu i paliw
Wykres przedstawia nominalny (bez uwzględnienia inflacji) miesięczny koszt importu surowców energetycznych i paliw do Polski. Jest to import netto, tj. uwzględnia również eksport z Polski tych produktów.*W kategorii węgiel brany jest pod uwagę: antracyt, węgiel brunatny, węgiel kamienny (energetyczny i kamienny koksowy) oraz brykiety węgla kamiennego i brunatnego.
*W kategorii ropa znajduje się surowa ropa naftowa i kondensaty gazu naturalnego.
*Gaz obejmuje zarówno gaz rurociągowy, jak i LNG.
*Pod kategorią paliwa kryją się benzyny silnikowe, olej napędowy (diesel), LPG (paliwo, nie reagent) oraz różne rodzaje paliwa lotniczego.
Autor: Kacper Kwidziński, Analityk, Kierownik Projektu
Źródło: Forum Energii
