Energia elektryczna - produkcja z OZE

W październiku ze źródeł odnawialnych pochodziło 5,6 TWh (35,5%) wyprodukowanej energii elektrycznej. Oznacza to wzrost względem września br. o 8,5% oraz aż 38,8% względem października 2024 r.  

Według szacunków Forum Energii, elektrownie wiatrowe w październiku tego roku wyprodukowały rekordową ilość energii elektrycznej – 3,2 TWh  (58,0% generacji OZE). To o 51,0% więcej w zestawieniu z październikiem 2024 r. oraz 51,6% więcej niż we wrześniu br. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych na początku sierpnia (najnowsze dane) wynosiła 11,1 GW – to przyrost o 7,3% r/r lub 754 MW w rok. 

Instalacje PV w październiku wyprodukowały mniej energii niż źródła wiatrowe, osiągając poziom 1,2 TWh (22,3% generacji OZE), co stanowi spadek produkcji o 38,1% m/m i jednocześnie wzrost o 19,8% r/r. Moc zainstalowana w instalacjach PV na początku lipca (najnowsze dane) wynosiła 23,7 GW (to przyrost o 22,4% r/r lub 4377 MW w rok), z czego ok. 12,7 GW to instalacje prosumenckie (przyrost o 10,0% r/r lub 1147 MW w rok). 

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

Maksymalny godzinowy udział pogodozależnych OZE (wiatr i słońce) w krajowej produkcji energii elektrycznej sięgnął w październiku 60,5%, a minimalny wyniósł 0,6%. Tymczasem największy godzinowy udział tych źródeł w konsumpcji energii elektrycznej wyniósł aż 85,9%. 

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 nawet wyłączenia źródeł OZE. 

W październiku Operator systemu był zmuszony do nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych OZE (tzw. curtailment) przez 209 godziny (28% godz. w miesiącu) w trakcie 20 dni. Sytuacje te występowały głównie w godzinach okołopołudniowych oraz w nocy.

Ograniczono generację 140,2 GWh energii elektrycznej (6,1% mniej niż we wrześniu br.), z tego 34,9 GWh z fotowoltaiki oraz aż rekordowe 105,2 GWh ze źródeł wiatrowych (3,1% potencjalnej produkcji). Dla porównania, w całym 2024 r. ograniczono 113,4 GWh z wiatru. Łączne ograniczenia źródeł OZE w 2025 r. wyniosły już ponad 1,3 TWh.

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, że 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.

Blisko 75,1% ograniczeń w produkcji energii z OZE w październiku dotyczyło farm wiatrowych. Jednak przez większość roku curtailment dotyczy głównie wielkoskalowych instalacji fotowoltaicznych. 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. 

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 2025 r. elektrownie i elektrociepłownie gazowe wyprodukowały 2,3 TWh energii elektrycznej (wzrost 23,7% m/m i o 15,4 % r/r). Od momentu uruchomienia bloków gazowych w Dolnej Odrze, tj. od ponad roku, udział gazu w miksie energetycznym oscyluje wokół 14%. Jeszcze w 2023 r. średni roczny udział gazu wynosił 10,2%.

Produkcja z węgla kamiennego w stosunku do października ubiegłego roku wzrosła o 1,7%, a w stosunku do września tego roku o 25,3% (do 5,1 TWh). Produkcja z węgla brunatnego osiągnęła wartość 2,6 TWh. Jest to spadek o 13,7% r/r oraz wzrost o 3,2% m/m. Tym samym, łącznie w październiku wyprodukowano z węgla 7,7 TWh energii elektrycznej (48,8% miksu). Jest to spadek w produkcji o 4,1% r/r, ale wzrost o 16,7% m/m.

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, które zachodzą w ostatnich latach, są bezprecedensowe. Między wrześniem 2015 r. a wrześniem 2025 r. udział węgla w miksie zmniejszył się o 35,9 p.p. Systematyczny rozwój źródeł odnawialnych sprawia, że 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 oraz ograniczonego tempa rozwoju lądowej energetyki wiatrowej, która mogłaby istotnie zwiększyć produkcję w miesiącach o niskiej generacji słonecznej. Hamowany rozwój nowych mocy wiatrowych przekłada się na większe uzależnienie zimowej generacji od źródeł konwencjonalnych. 

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

Październik 2025 – inne dane szczegółowe

• Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w październiku 2025 r. wyniosło 18,5 GW (o 0,2 GW więcej niż w październiku rok temu), osiągając maksymalnie 23,1 GW (minimum – 12,3 GW). 
• Zużycie energii elektrycznej wyniosło 13,8 TWh (0,9% więcej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 15,8 TWh (11% więcej r/r). 

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, że miesiące letnie charakteryzują się znaczną zmiennością zapotrzebowania na moc i wysokimi szczytami popytu około południa. Obecnie 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.

•  Import energii elektrycznej netto wyniósł 0,2 TWh, tj. 1,4% krajowego zapotrzebowania.  
• Głównymi kierunkami, z których importowano energię elektryczną były Niemcy (1,0 TWh) oraz Szwecja (0,3 TWh). Z kolei największy eksport netto wystąpił w kierunku południowym, tj. 0,6 TWh do Czech oraz 0,3 TWh do Słowacji. 

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, że w danym miesiącu głównym kierunkiem był import, a wartość ujemna, że 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 krajów są zsynchronizowane, stąd wymiana zachodzi z wykorzystaniem linii zmiennoprądowych (HVAC) i są to przepływy fizyczne (nie handlowe).

• Produkcja energii elektrycznej z OZE stanowiła 35,5% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o 7,1 p.p. 

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 20,6% energii elektrycznej (3,2 TWh, czyli 58% produkcji OZE), za 7,9% odpowiadała fotowoltaika (1,2 TWh – 22,3% OZE), 0,7% pochodziło z elektrowni wodnych (0,1 TWh – 1,9% OZE), a 6,3% z biomasy (1 TWh – 17,8% OZE). 
• Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 64,5% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 32% (5,1 TWh), z węgla brunatnego 16,8% (2,6 TWh), z gazu ziemnego 14% (2,2 TWh), a z pozostałych kopalnych 1,7% (0,3 TWh). 

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 1,3%, do 15,3 zł/GJ (ok. 331 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 19,4 zł/GJ (ok. 449 zł/t), co oznacza spadek względem poprzedniego miesiąca o 0,2%. 
• Średnioważona cena dostarczanego w październiku gazu ziemnego wzrosła względem września o 5,8%, do 176,7 zł/MWh, tj. 15,4% mniej niż rok temu. 

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 – indeks ARGUS-McCloskey CIF ARA API 2.
*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).

• Emisje z sektora elektroenergetycznego wyniosły według szacunków 7,6 mln ton CO2, tj. o 2,9% mniej niż rok temu i 15,8% więcej niż w wrześniu br. 

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 1,4% wyżej, za średnio 435,9 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 4,2% wyżej, za 494,5 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) spadła o 4,8%, do 447,6 zł/MWh.  
• Średnioważona cena uprawnień do emisji CO2 (EUA) na rynku pierwotnym wyniosła 78 EUR/tCO2, tj. 3,3% więcej niż miesiąc wcześniej. W październiku do budżetu Polski wpłynęły 2,1 mld zł w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO2 na rynku pierwotnym (giełdzie EEX), a od początku roku wpłynęło 14,1 mld zł. 

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 zazwyczaj niższa niż ceny na Rynku Terminowym, a zależności sezonowe są nieznaczne.

• CDS (Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w październiku 2 zł/MWh, stanowiąc 0,4% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten spadł o ok. 100 zł/MWh (wynosił wówczas 101,9 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CDS w 2025 roku będzie kształtował się średnio na poziomie 17,4 zł/MWh, stanowiąc 3,9% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej. 

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 jest jeszcze 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 36,3 zł/MWh. W październiku 2024 r. był on wyższy o ok. 76,1 zł/MWh (wówczas 112,4 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CSS w 2025 roku będzie kształtował się średnio na poziomie 33,7 zł/MWh, stanowiąc 7,5% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej. 
  
  

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 jest jeszcze 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 448,0 zł/MWh i podniosła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 448,0 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ubiegłym roku kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 446 zł/MWh. 

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 1778,6 zł/MWh przy udziale OZE na poziomie 19,2%. Z kolei najniższa cena energii elektrycznej (-9,9 zł/MWh) nastąpiła w godzinie z udziałem OZE równym 62,2%. Do tego większość godzin z wysokim udziałem OZE, charakteryzuje się ceną poniżej średniej ważonej. 

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 7,8 TWh, czyli o 21,1% więcej niż rok temu (9,9 TWh). Jest to nadal o 60,9% mniej niż średnia dla października w latach 2018-22, która wynosi 20,0 TWh. 
  

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.

• Bilans kosztów importu węgla, ropy, gazu i paliw za lipiec (najnowsze dane) wyniósł 6,9 mld zł. W ciągu 12 poprzednich miesięcy w sumie za import netto zapłaciliśmy niemal 100 mld zł. Należy podkreślić, że od wprowadzonego pod koniec 2024 r. embarga na import LPG z Rosji, import z tego kierunku miał spaść do zera. Widoczny był jednak skok w imporcie z tego kierunku węglowodorów, które mogą zostać użyte do produkcji paliwa. Do lipca 2025 r. koszty te wyniosły ok. 401,4 mln zł. Zgodnie z przyjętym 19. pakietem sankcji, luka ta powinna zostać domknięta pod koniec stycznia 2026 r. 
  
  

 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.