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. 

Październik 2021 – mało słońca, dużo wiatru

W ubiegłym miesiącu sytuacja w sektorze elektroenergetycznym lekko się uspokoiła. Ceny energii, ceny uprawnień do emisji oraz wolumen produkcji energii z węgla przestały rosnąć.

Średnie zapotrzebowanie na moc wzrosło o 1,84% w prównaniu do września. Zużycie energii ma charakter sezonowy, dlatego można założyć, że ta tendencja wzrostowa utrzyma się już do końca roku. 

W październiku wolumen importu energii elektrycznej netto wyniósł ok. 4,1% zapotrzebowania, podczas gdy we wrześniu było to 1,6%. Takie wyniki importu netto to jednak nadal bardzo niska wartość (historycznie było to 5-18%).

W produkcji energii największe zmiany zaszły w energetyce wiatrowej. Wolumen produkcji wyniósł 1,8 TWh – do rekordu miesięcznej generacji (który miał miejsce w lutym 2020 r.) zabrakło 0,35 TWh. Generacja fotowoltaiczna spadła o ok. 35%. Szacowany udział OZE w produkcji w październiku wyniósł ok. 18% - jest to rekord jak na tę porę roku. 

Na rynku SPOT energii elektrycznej ceny uspokoiły się, choć zwiększyła się dynamika wyceny energii. Na Rynku Dnia Następnego średnie ceny spadły o 1,5%. Jednocześnie, ceny w szczycie wieczornym znów mocno wzrosły – energia z dostawą w godzinach 19:00-21:00 była wyceniana nawet na 1200 PLN/MWh. Drogo było także w szczycie porannym – ceny dochodziły nawet do 830 PLN/MWh. Z drugiej strony, dolina nocna pogłębiła się, a minimalne ceny w październiku wyniosły niecałe 130 PLN/MWh. 

Mimo znacznej generacji OZE, elektrownie węglowe nadal intensywnie pracowały – wynikiem czego jest szacowana emisja na poziomie 10,4 mln ton – 3,6% mniej niż we wrześniu.  

Ceny uprawnień do emisji lekko spadły – z 61,3 do 59,6 EUR/tonę pomimo pojawiających się na rynku pierwotnym EUA ETS ofert sprzedaży nawet za 100 EUR/tonę.

Analiza CDS wskazuje na znaczący wzrost szacowanej marży elektrowni węglowych – z 20 PLN/MWh do 40 PLN/MWh. Średnie ceny energii z dostawą w 2022 roku szacowane na podstawie zawartych już kontraktów na Rynku Terminowym Towarowym wnoszą 307 PLN/MWh – 23% więcej niż z dostawą w 2021 r. (średnio 250 PLN/MWh). 

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