Miesięcznik Forum Energii. Styczeń 2026 – Mroźny test dla systemu elektroenergetycznego

2 dni temu

W styczniu odnotowano rekordowe zapotrzebowanie na moc w systemie elektroenergetycznym – 27,6 GWh netto (29,2 GW brutto). Warto jednak zaznaczyć, iż już na początku lutego rekord ten został pobity.
Wysokie zapotrzebowanie na energię elektryczną oraz słaba wietrzność przełożyły się na wysoką produkcję jednostek konwencjonalnych. Jednostki węglowe dostarczyły w ubiegłym miesiącu niemal 10,4 TWh energii elektrycznej co przekłada się na wzrost o 15,0% m/m oraz o 5,7% r/r.
Według wstępnych szacunków w styczniu po raz pierwszy w historii wyprodukowano ponad 3,0 TWh energii elektrycznej z gazu ziemnego. Jest to wzrost o 0,9% m/m oraz aż o 30,2% r/r.
Styczeń cechował się także bardzo wysokimi cenami energii elektrycznej na rynku RDN. Średnia cena wyniosła na nim 650,7 zł/MWh. Ostatnio tak wysokie ceny obserwowaliśmy w początkowych miesiącach 2023 r. Była to także konsekwencja słabej wietrzności i wysokiego zapotrzebowania, w warunkach których ceny na rynku hurtowym wyznaczają najdroższe, starsze jednostki wytwórcze.
Nadal rosną ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Średnioważona wartość uprawnień wyniosła 86,5 EUR/t CO2. Mimo to emisje z produkcji energii elektrycznej osiągnęły poziom 10,1 mln ton CO₂, najwyższy w ciągu ostatnich trzech lat.

Energia elektryczna – produkcja z OZE

W styczniu ze źródeł odnawialnych pochodziło 3,7 TWh (21,2%) wyprodukowanej energii elektrycznej. Oznacza to wzrost względem grudnia 2025 r. o 18,7% ale spadek o 16,6% względem stycznia 2025 r.

Według szacunków Forum Energii, elektrownie wiatrowe w styczniu 2026 r. wyprodukowały 2,3 TWh energii elektrycznej (61,2% generacji OZE). To o 27,8% mniej w zestawieniu ze styczniem 2025 r., ale 15,2% więcej niż w grudniu 2025 r. Niższa produkcja rok do roku wynika ze słabej wietrzności, jednak dodatkowym czynnikiem ryzyka pozostaje wyraźne spowolnienie tempa przyrostu mocy wiatrowych, co budzi obawy o dostępność tej energii w okresach zimowych. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych na początku grudnia (najnowsze dane) wynosiła 11,2 GW, co oznacza wzrost o 5,1% r/r, czyli 545 MW w ciągu roku.

Instalacje PV w styczniu wyprodukowały 0,6 TWh (15,2% generacji OZE), co stanowi wzrost produkcji o 50,8% m/m oraz o 47,5% r/r. Od trzech lat tempo przyrostu mocy w fotowoltaice pozostaje bardzo wysokie, przy czym coraz większą część nowych mocy stanowią instalacje wielkoskalowe, a nie prosumenckie. Moc zainstalowana PV na początku listopada (najnowsze dane) wynosiła 25,4 GW (to przyrost o ok. 23,1% r/r lub ok. 4764 MW w rok), z czego ok. 12,9 GW to instalacje prosumenckie (przyrost o 8,9% r/r lub 1051,3 MW w rok).

Instalacje biomasowe wyprodukowały w styczniu ok. 0,8 TWh, a elektrownie wodne 0,1 TWh.

Maksymalny godzinowy udział pogodozależnych OZE (wiatr i słońce) w krajowej produkcji energii elektrycznej sięgnął w styczniu 45,5%, a minimalny wyniósł 0,3%. Z kolei największy godzinowy udział tych źródeł w konsumpcji energii elektrycznej wyniósł 57,9%.

https://flo.uri.sh/visualisation/20636393/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

W polskim systemie elektroenergetycznym udział OZE w konsumpcji energii elektrycznej (tj. stosunek generacji z OZE do sumy produkcji ze wszystkich źródeł plus import i magazynowanie) jest zwyczajowo wyższy od udziału OZE w produkcji. W sytuacjach, kiedy suma dostarczanej mocy w danej godzinie jest wyższa niż bieżące zapotrzebowanie, konieczne jest wykorzystanie magazynów energii elektrycznej, eksport nadwyżek energii, lub choćby wyłączenia źródeł OZE.

W styczniu operator systemu był zmuszony do nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych OZE (tzw. curtailment) przez 74 godziny (10% godz. w miesiącu) w trakcie 7 dni. Sytuacje te występowały głównie w godzinach nocnych i okołopołudniowych.

Ograniczono generację 29,4 GWh energii elektrycznej, czyli 8,7% mniej niż w grudniu 2025 r. Z tego 27,6 GWh dotyczyło energetyki wiatrowej. Dla porównania, w całym 2025 r. ograniczono 1375,9 GWh.

https://flo.uri.sh/visualisation/20582527/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

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.

Przez większość roku curtailment dotyczy głównie wielkoskalowych instalacji fotowoltaicznych. W okresach zimowych to farmy wiatrowe produkują więcej energii elektrycznej, więc wtedy można spodziewać się zmiany struktury redukcji. Na poniższym wykresie przedstawiono,jak zmienia się struktura redysponowania OZE w podziale na PV oraz elektrownie wiatrowe. Widoczna jest sezonowa zmiana, kiedy to wiatr zaczyna pełnić większą rolę w miksie, za to produkcja z fotowoltaiki spada.

https://flo.uri.sh/visualisation/26068922/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

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 styczniu 2026 r. elektrownie i elektrociepłownie gazowe wyprodukowały rekordowe 3,3 TWh energii elektrycznej, co oznacza wzrost o 1,2% m/m i o 29,6% r/r. Produkcja z gazu odpowiadała w styczniu br. za 18,8% całkowitej generacji energii elektrycznej. Dla porównania, w styczniu 2025 r. udział paliw gazowych w produkcji energii elektrycznej wynosił około 15%.

Produkcja z węgla kamiennego w stosunku do stycznia ubiegłego roku wzrosła o 14,3%, a w stosunku do grudnia o 14,2% (do 7,1 TWh). Produkcja z węgla brunatnego osiągnęła wartość 3,2 TWh. Jest to spadek o 9,3% r/r ale wzrost o 16,8% m/m. Większość energii elektrycznej w Polsce pochodziło z węgla, tj. 10,4 TWh (59,6% miksu). Jest to wzrost o 15,0% m/m oraz o 5,7% r/r. Elektrownie węglowe pierwszy raz od trzech lat wyprodukowały ponad 10 TWh energii elektrycznej. Wysokie osiągi jednostek konwencjonalnych są związane z mroźną zimą, a co za tym idzie – wysokim zapotrzebowaniem na energię elektryczną.

https://flo.uri.sh/story/3147351/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a data story

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 styczniem 2016 r. a styczniem 2026 r. udział węgla w miksie uległ zmniejszeniu o 20,6 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 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.

https://flo.uri.sh/visualisation/20639547/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

Wykres obrazuje, jak zmieniają się miesięczne udziały produkcji energii elektrycznej poszczególnych źródeł w produkcji całkowitej na przestrzeni ostatnich lat.

Styczeń 2026 – inne dane szczegółowe

Średnie godzinowe zapotrzebowanie na moc w styczniu 2026 r. wyniosło 21,4 GW (o 1,6 GW więcej niż w styczniu rok temu), osiągając maksymalnie 27,5 GW (minimum – 13,2 GW). Był to rekord zapotrzebowania, warto jednak odnotować, iż już na początku lutego został on ponownie pobity.
Zużycie energii elektrycznej wyniosło 15,9 TWh (8% więcej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 17,4 TWh (3,5% więcej r/r).

https://flo.uri.sh/story/3147355/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a data story

Zapotrzebowanie na moc w polskim systemie energetycznym waha się między 10 GW a 28 GW. Średnia wartość obrazuje sytuację systemową w danym miesiącu. Obserwując miesięczne minima i maksima, jak dotąd można było zauważyć, iż miesiące letnie charakteryzują się znaczną zmiennością zapotrzebowania na moc i wysokimi szczytami popytu około południa. w tej chwili jednak profile te zmieniają się, ze względu na dynamicznie pojawiające się pompy ciepła, które zwiększają zapotrzebowanie w miesiącach zimowych, oraz klimatyzatory i instalacje fotowoltaiczne, których największy wpływ można obserwować w miesiącach letnich.

Eksport energii elektrycznej netto wyniósł 0,1 TWh, tj. 0,6% krajowego zapotrzebowania.
Najwięcej importowanej energii elektrycznej pochodziło z Niemiec (1,2 TWh) i ze Szwecji (0,3 TWh). Z kolei największy eksport netto wystąpił w kierunku południowym, tj. 0,8 TWh do Czech oraz 0,7 TWh do Słowacji.

https://flo.uri.sh/visualisation/20582543/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

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 21,2% miksu wytwórczego, udział ten spadł względem zeszłego roku o 5,1 p.p.

https://flo.uri.sh/visualisation/20582530/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a table

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 roku 2016 widoczna jest rozbudowa źródeł wiatrowych (większy % OZE jesienią i zimą), natomiast od roku 2020 – dynamiczna rozbudowa fotowoltaiki (większy % OZE wiosną i latem).

Elektrownie wiatrowe wyprodukowały 13,0% energii elektrycznej (2,3 TWh, czyli 61,2% produkcji OZE), za 3,2% odpowiadała fotowoltaika (0,6 TWh – 15,2% OZE), 0,7% pochodziło z elektrowni wodnych (0,1 TWh – 3,2% OZE), a 4,3% z biomasy (0,8 TWh – 20,4% OZE).
Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 78,8% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 40,9% (7,1 TWh), z węgla brunatnego 18,7% (3,2 TWh), z gazu ziemnego 17,3% (3,0 TWh), a z pozostałych kopalnych 1,9% (0,3 TWh).

https://flo.uri.sh/story/2750681/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a data story

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 1,1%, do 15,5 zł/GJ (ok. 336 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 17,9 zł/GJ (ok. 411 zł/t), co oznacza spadek względem poprzedniego miesiąca o 3%.
Średnioważona cena dostarczanego w styczniu gazu ziemnego spadła względem grudnia o 0,6%, do 171,2 zł/MWh, tj. 15,3% mniej niż rok temu.

https://flo.uri.sh/story/2750687/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a data story

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 CO₂z rynku pierwotnego (handel na giełdzie EEX).

Emisje z sektora elektroenergetycznego wyniosły według szacunków 10,1 mln ton CO2, tj. o 6,8% więcej niż rok temu i 13,4% więcej niż w grudniu 2025 r. Jest to najwyższa wartość w ciągu ostatnich trzech lat.

https://flo.uri.sh/visualisation/20582541/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

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 4,7% niżej, za średnio 441,4 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) nie zakontraktowano energii elektrycznej. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) wzrosła o 31,0%, do 650,7 zł/MWh.
Średnioważona cena uprawnień do emisji CO2 (EUA) na rynku pierwotnym wyniosła 86,5 EUR/tCO2, tj. 4,6% więcej niż miesiąc wcześniej. W styczniu do budżetu Polski wpłynęły 1,1 mld zł w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO2 na rynku pierwotnym (giełdzie EEX), a od początku roku wpłynęło 1,1 mld zł.

https://flo.uri.sh/visualisation/20582538/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

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 (Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w styczniu 70,5 zł/MWh, stanowiąc 12,9% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten wzrósł o ok. 44,9 zł/MWh (wynosił wówczas 25,7 zł/MWh).

https://flo.uri.sh/visualisation/20582518/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

Wykres przedstawia Clean Dark Spread obliczony na podstawie: historycznych kontraktów (BASE, PEAK, OFFPEAK) ważonych udziałem dostaw w danym miesiącu (Rynek Terminowy Towarowy TGE), kontraktów na rynku spot (Rynek Dnia Następnego TGE), cen węgla (PSCMI1) oraz cen uprawnień do emisji CO₂(rynek pierwotny EEX).
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 (Clean Spark Spread), będący odpowiednikiem CDS dla elektrowni gazowych, wyniósł w tym miesiącu 132,4 zł/MWh. W styczniu 2025 r. był on niższy o ok. 107,4 zł/MWh (wówczas 25 zł/MWh).

https://flo.uri.sh/visualisation/20582523/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

Wykres przedstawia Clean Spark Spread obliczony na podstawie: historycznych kontraktów (BASE, PEAK, OFFPEAK) ważonych udziałem dostaw w danym miesiącu (Rynek Terminowy Towarowy TGE), kontraktów na rynku spot (Rynek Dnia Następnego TGE), cen gazu ziemnego (Rynek Terminowy Towarowy TGE) oraz cen uprawnień do emisji CO₂ (rynek pierwotny EEX).
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 spotowym (RDN i RDB). Na spocie cena energii elektrycznej wynosiła 650,7 zł/MWh i podniosła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 546,2 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ubiegłym roku kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 459,2 zł/MWh.

https://flo.uri.sh/visualisation/20582535/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

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 2037,3 zł/MWh przy udziale OZE na poziomie 11,0%. Z kolei najniższa cena energii elektrycznej (-3,4 zł/MWh) nastąpiła w godzinie z udziałem OZE równym 37,0%. Do tego większość godzin z wysokim udziałem OZE, charakteryzuje się ceną poniżej średniej ważonej.

https://flo.uri.sh/story/3147343/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a data story

Pierwszy wykres przedstawia rozkład średnioważonych cen na Rynku Dnia Następnego oraz udział OZE w poszczególnych godzinach w miesiącu. Przy wysokim udziale OZE w miksie energetycznym, ceny są niskie, w większości poniżej miesięcznej średniej ważonej.

Na drugim wykresie te ceny zostały rozbite w zależności od zapotrzebowania na moc występującą w danej godzinie. Zarówno przy niskim jak i wysokim zapotrzebowaniu, ceny na RDN były najniższe przy wysokim udziale OZE.

Na Towarowej Giełdzie Energii obrót (suma wolumenów zawartych kontraktów terminowych) wyniósł 4,00 TWh, czyli o 0,6% więcej niż rok temu (3,97 TWh). Jest to przez cały czas o 55% mniej niż średnia dla stycznia w latach 2018-22, która wynosi 8,9 TWh.

https://flo.uri.sh/visualisation/20582546/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

Znajomość struktury pochodzenia wolumenów dostarczonej energii pozwala na określenie jaka część średnioważonej ceny jest wynikiem handlu na rynkach spotowych, na których istnieje wyraźna zależność pomiędzy strukturą godzinowego miksu produkcji energii elektrycznej, a ceną (im większa produkcja instalacji fotowoltaicznych i farm wiatrowych, tym niższa cena). Kontrakty handlowane na rynkach terminowych, gdzie to fizyczna dostawa energii elektrycznej następuje wiele miesięcy w przód, pozwalają wycenić ryzyko zmian cen w przyszłości.

Szacowany bilans kosztów importu węgla, ropy, gazu i paliw za październik (najnowsze dane) wyniósł 6,5 mld zł. W ciągu 12 poprzednich miesięcy w sumie za import netto zapłaciliśmy niemal 96 mld zł.

https://flo.uri.sh/visualisation/20582552/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

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 opracowania: Kacper Kwidziński

Źródło: Forum Energii

Idź do oryginalnego materiału