Miesięcznik

Dane o energetyce

Jak zmienia się struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce? Z jakimi emisjami się to wiąże? Jak kształtują się ceny surowców? Oto podsumowanie najważniejszych danych o elektroenergetyce. Aktualizowane co miesiąc. 

Kwiecień 2022 - podumowanie

Po miesięcznej przerwie powróciły korzystne warunki dla źródeł odnawialnych. Kwiecień 2022 r. był drugim najlepszym miesiącem pod względem udziału OZE w miksie energetycznym – 22,7% wyprodukowanej energii elektrycznej pochodziło z tych źródeł (wobec 16,1% w marcu).

Relatywnie wysoki udział źródeł odnawialnych w miksie pozwolił obniżyć cenę hurtową energii elektrycznej na rynku dnia następnego o 15%. Jednak udział energii elektrycznej sprzedawanej na RDN jest niski (w kwietniu ok. 20% końcowego zużycia), co w połączeniu ze wzrostami na rynku terminowym towarowym (RTT) wywołanymi m.in. wysokimi cenami gazu powoduje, że finalnie energia elektryczna znów zdrożała.

Bardzo wysokie ceny sprzedaży energii elektrycznej w połączeniu z niższymi niż w poprzednich miesiącach kosztami paliwa oraz porównywalnymi (dzięki słabszemu euro) kosztami emisji CO2, spowodowały wzrost wskaźnika marży (CDS) o ponad 22%, który zbliżył się do rekordu z grudnia 2021 r. (328 zł/MWh), wynosząc 324 zł/MWh.

  • Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w kwietniu 2022 r. wyniosło 19 812 MW (ok. 600 MW więcej niż rok temu), osiągając maksymalnie 24 882 MW. Zużycie energii elektrycznej wyniosło 14,3 TWh – 3% więcej, niż w kwietniu 2021 r. (13,8 TWh).
  • Produkcja energii elektrycznej była wyższa o 9,5% względem kwietnia 2021 r. i wyniosła 13,7 TWh.
  • Produkcja energii elektrycznej z OZE wzrosła względem marca tego roku o ok. 31% (0,7 TWh) do 3,11 TWh. Z paliw kopalnych pochodziło 77,3% energii elektrycznej (-6,6 p.p. względem marca), przy czym z węgla kamiennego 46% (6,3 TWh), węgla brunatnego 24,8% (3,4 TWh), gazu ziemnego 4,8% (0,7 TWh), a z pozostałych kopalnych 1,7% (0,2 TWh).
  • Wśród źródeł odnawialnych 13,3% energii elektrycznej wyprodukowały farmy wiatrowe (1,8 TWh – 58,4% produkcji OZE), za 6,2% odpowiadała fotowoltaika (0,9 TWh – 27,1% OZE), 1,4% pochodziło z elektrowni wodnych (0,2 TWh – 6% OZE), 1,1% z biomasy (0,2 TWh – 4,8% OZE), a 0,8% z pozostałych źródeł odnawialnych (0,1 TWh – 3,7% OZE).
  • Import energii elektrycznej netto kolejny miesiąc z rzędu maleje – w kwietniu 2022 r. wyniósł 0,56 TWh (ok. 3,9% łącznego zużycia).
  • Na giełdzie trwają dalsze wzrosty cen energii elektrycznej, zwłaszcza na rynku terminowym. Wycena dostawy w pasku (BASE) na rok 2023 wzrosła o kolejne 11% do 791 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 4% do rekordowych 947 zł/MWh. Dzięki wysokiej generacji ze źródeł odnawialnych, średnioważona cena na rynku dnia następnego (RDN) spadła o 15% do 584 zł/MWh.
  • Cena węgla na krajowym rynku elektroenergetycznym (obrazowana indeksem PSCMI1) spadła o 1,8% do 13,40 zł/GJ. O aż 10% wzrosła natomiast cena węgla na rynku ciepła (PSCMI2), z 14,23 zł/GJ do 15,66 zł/GJ.
  • Po panice na rynku uprawnień, którą można było obserwować w marcu, średnioważone ceny CO2 wzrosły o 8% do 80,37 EUR/tCO2. W samym tylko kwietniu budżet Polski wzbogacił się o 522,5 mln euro w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO2 na rynku pierwotnym (giełdzie EEX).
  • CDS kolejny miesiąc z rzędu rośnie, choć już nie tak dynamicznie, jak w marcu. W kwietniu, według szacunków, wyniósł 324 zł/MWh – 22% więcej niż w miesiąc wcześniej i ponad 23 razy więcej niż rok temu (wówczas wynosił 13,29 zł/MWh).
  • Emisje z sektora elektroenergetycznego wyniosły według szacunków 9,81 mln ton CO2. To 3% więcej niż rok temu i 14% mniej niż w marcu.

Wykres przedstawia miks produkcji 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.

Znajomość struktury wytwarzania energii elektrycznej pozwala na kalkulację emisji dwutlenku węgla z elektroenergetyki. Emisje CO2 są wyliczone na podstawie przyjętych przez Forum Energii referencyjnych wskaźników emisyjności paliw (węgiel brunatny: 1065 kg/MWh, węgiel kamienny: 900 kg/MWh, gaz ziemny 450 kg/MWh).

 

Na wykresie widzimy porównanie miesięczne zużycia oraz produkcji energii elektrycznej w roku bieżącym i ubiegłym. Widoczna jest wyraźna sezonowość – sumaryczne zużycie energii jest najwyższe w miesiącach zimowych.

W długim okresie na zużycie wpływa z jednej strony rozwój gospodarczy (odpowiadający za wzrost zużycia), a z drugiej postępujące wysiłki w zakresie efektywności energetycznej (co wpływa na spadek zużycia). 

 

Zapotrzebowanie na moc w polskim systemie energetycznym waha się między 10 GW a 25 GW. Średnia wartość obrazuje sytuację systemową w danym miesiącu. Obserwując miesięczne minima i maksima można zauważyć, że miesiące letnie charakteryzują się znaczną zmiennością zapotrzebowania na moc i wysokimi szczytami popytu około południa.

 

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.

 

Wykres przedstawia Clean Dark Spread obliczony na podstawie: indeksu BASE_n+1 (Rynek Terminowy TGE), cen węgla (PSCMI1) oraz cen uprawnień do emisji CO2 (rynek pierwotny EEX).

Clean Dark Spread to różnica ceny energii elektrycznej oraz szacowanych kosztów związanych z produkcją energii (węgla i uprawnień do emisji). Clean Dark Spread można rozumieć jako zysk wytwórcy (w rzeczywistości jednak konieczne jest jeszcze uwzględnienie kosztów transportu, kosztów operacyjnych, poniesionych i planowanych kosztów inwestycyjnych itp.). Analiza zmian tej wartości pozwala na szacowanie bieżącej sytuacji finansowej spółek wytwórczych.

Bieżącą sytuację w elektroenergetyce, godzina po godzinie, można śledzić także zaglądając do Forumetra

Zobacz także

  • Forumetr. Kluczowe dane o elektroenergetyce w jednym miejscu

    17.6.2020
  • Transformacja energetyczna w Polsce | Edycja 2020

    11.3.2020