Miesięcznik

Kwiecień 2023 - podsumowanie

Kwiecień 2023 r. charakteryzował się bardzo dobrymi warunkami do pracy odnawialnych źródeł energii. Ich łączny udział w produkcji energii elektrycznej wyniósł 26,8%, tj. jedynie o 0,4 p.p. mniej od dotychczasowego rekordu, ustanowionego w marcu br. Nie brakowało godzin, kiedy OZE stanowiły ponad 50% produkcji. Ustanowiony został rekord udziału fotowoltaiki – 22 kwietnia w godzinie 11:00-12:00 było to 46,9%. 

Jednocześnie, ze względu na niedostateczną elastyczność polskiego systemu elektroenergetycznego, w kwietniu 2023 r. dwukrotnie zaistniała konieczność ograniczenia produkcji z PV – 23.04 i 30.04 (nieprzypadkowo oba te dni to niedziele – zapotrzebowanie na energię elektryczną jest w tych dniach niskie). W wyniku ograniczeń, zmarnowane zostało ok. 29 GWh energii elektrycznej. Gdyby, przy większej elastyczności systemu, istniała możliwość ograniczenia o podobną wartość produkcji elektrowni konwencjonalnych (zamiast fotowoltaicznych), zaoszczędzono by ok. 7000 ton węgla kamiennego, 6300 ton węgla brunatnego i 590 tys. Nm3 gazu ziemnego. Emisje zmniejszyłyby się o ok. 22 000 ton. Koszt paliw i uprawnień do emisji CO2 zmniejszyłby się o 16,6 mln zł. 

Dzięki niskiemu zapotrzebowaniu na energię elektryczną oraz wysokiemu udziałowi OZE, emisje z sektora elektroenergetyki w kwietniu 2023 r. są szacowane na 7,8 mln ton CO2 – to najniższy w historii wynik, nie licząc pandemicznego kwietnia 2020 r. (podczas którego były niższe o 0,12 mln ton CO2). Relatywnie wysoki udział OZE pozwolił również obniżyć o ok. 100 zł/MWh (do ok. 850 zł/MWh) cenę energii elektrycznej dostarczanej w kwietniu. 

Obrót energią elektryczną w kwietniu był najniższy od 6 lat i wyniósł 6,5 TWh. Rok temu było to 9,3 TWh, a 5 lat temu 15,9 TWh. Jest to konsekwencja zniesienia tzw. obliga giełdowego, czyli obowiązku sprzedaży 100% energii elektrycznej w sposób publiczny (na giełdzie). 

• Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w kwietniu 2023 r. wyniosło 18,3 GW (1,5 GW mniej niż rok temu), osiągając maksymalnie 23,9 GW (minimum – 12,2 GW).  
• Zużycie energii elektrycznej wyniosło 13,2 TWh (7,6% mniej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 12,0 TWh (17,8% mniej r/r). 
• Import energii elektrycznej netto wyniósł 0,5 TWh, tj. 3,6% łącznego krajowego zużycia. W zeszłym roku import netto wyniósł -0,3 TWh. 
• Produkcja energii elektrycznej z OZE stanowiła 26,8% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o 4,0 p.p.  
• Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 73,2% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 42,4% (5,1 TWh), węgla brunatnego 19,8% (2,4 TWh), gazu ziemnego 9,0% (1,1 TWh), a z pozostałych kopalnych 2,1% (0,3 TWh).  
• Wśród źródeł odnawialnych 12,2% energii elektrycznej wyprodukowały farmy wiatrowe (1,5 TWh – 45,6% produkcji OZE), za 10,1% odpowiadała fotowoltaika (1,2 TWh – 37,7% OZE), 1,9% pochodziło z elektrowni wodnych (0,2 TWh – 7,0% OZE), a 2,6% z pozostałych odnawialnych (0,3 TWh – 9,7% OZE).  
• Ceny węgla dla energetyki (indeks PSCMI1) wzrosły w ciągu miesiąca o 3,4%, do 33,0 zł/GJ (ok. 708 zł/t), tj. 144% więcej niż rok temu. Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 41,7 zł/GJ (ok. 1000 zł/t; 146% więcej niż rok temu), co oznacza spadek względem poprzedniego miesiąca o 6,8%. Średnioważona cena dostarczanego w opisywanym miesiącu gazu ziemnego spadła względem marca o 36,2%, do 365,32 zł/MWh. Jest to wynik przede wszystkim rozpoczęcia dostaw w oparciu o kontrakty na Q2, które są dużo tańsze. 
• Emisje z sektora elektroenergetycznego wyniosły według szacunków 7,8 mln ton CO2, tj. o 20% mniej niż rok temu. 
• Ceny na giełdzie ustabilizowały się na poziomie z poprzedniego miesiąca. Wycena równomiernej dostawy w każdej godzinie doby przyszłego roku (w tzw. pasku – instrument BASE) wzrosła o 3%, do 763,24 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) spadła o 2%, do 858,53 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) utrzymała się na poziomie z poprzedniego miesiąca: 587,89 zł/MWh. 
• Średnioważona cena uprawnień do emisji CO2 (EUA) na rynku pierwotnym wyniosła 89,63 EUR/tCO2, tj. jedynie 14 centów więcej, niż miesiąc wcześniej. W kwietniu do budżetu Polski wpłynęły 474 mln euro w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO2 na rynku pierwotnym (giełdzie EEX). Od początku roku kwota ta wynosi 1,89 mld euro, a od 2013 r. 20,5 mld euro. 
• CDS (Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w kwietniu 154,01 zł/MWh, stanowiąc 18% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten wzrósł o 682%  – był on wówczas niższy o 136,54 zł/MWh, wynosząc 17,47 zł/MWh. Według obecnej prognozy, CDS w pozostałej części 2023 r. będzie się kształtował na poziomie 310-410 zł/MWh, stanowiąc 31-37% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej. 
• CSS (Clean Spark Spread), będący odpowiednikiem CDS dla elektrowni gazowych, wyniósł w tym miesiącu 87,04 zł/MWh – był wartością dodatnią po raz pierwszy od 20 miesięcy. W kwietniu 2022 r. był on niższy o 335,60 zł/MWh (wówczas 248,56 zł/MWh). 
• Obrót (suma wolumenów zawartych kontraktów terminowych) energią elektryczną na giełdzie spadł o 31% r/r. W kwietniu 2023 r. wyniósł 6,5 TWh, podczas gdy w rok wcześniej było to 9,3 TWh. 

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.

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: 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. Wartości na szarym tle stanowią prognozę na 2023 r. 

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. Wartości na szarym tle stanowią prognozę na 2023 r. 

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