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

Grudzień – podsumowanie

W 2023 r. kilkukrotnie odnotowywaliśmy rekordowy udział OZE w produkcji energii elektrycznej. Grudzień minionego roku przyniósł nowe maksima w tym aspekcie. Produkcja z lądowych farm wiatrowych wyniosła w grudniu 3,1 TWh (poprzedni rekord to 2,6 TWh w lutym 2022 roku), co zaspokoiło 21,3% zapotrzebowania na energię elektryczną. W połączeniu z produkcją z fotowoltaiki, biomasy i elektrowni wodnych (każde po 0,2 TWh), odnawialne źródła energii odpowiadały w grudniu za 25,3% miksu wytwórczego. To o 9,4 p.p. więcej niż w tym samym miesiącu 2022 r.

Ostatni miesiąc ub. r. przyniósł także najwyższe odnotowane w tym roku zapotrzebowanie na energię elektryczną, które wyniosło 15,2 TWh. Odnotowano także rekordy w produkcji energii elektrycznej z gazu ziemnego (1,4 TWh) i ropy naftowej (0,3 TWh).

Szacowane emisje z elektroenergetyki wzrosły jednak o zaledwie 1%, czyli o 0,1 mln ton względem listopada (z 9,4 do 9,5 mln ton). Pomimo wzrostu zapotrzebowania (do 15,2 TWh z 14,6 TWh w listopadzie), stabilizacja w szacowanych emisjach wynika przede wszystkim ze wzrostu produkcji OZE (o 25,0% m/m) i gazu ziemnego (o 4,5% m/m), jak i z niemal identycznych jak we wcześniejszym miesiącu produkcji elektrowni na węgiel kamienny (6,2 TWh) i węgiel brunatny (2,8 TWh). Ostatecznie grudniowe emisje były niższe o 15% niż w tym samym miesiącu 2022 r.

Analiza końcówki ubiegłego roku pokazuje także wysoki, jak na polskie realia, eksport energii elektrycznej za granicę, który w grudniu wyniósł 0,2 TWh. To skutek dużej wietrzności i dużej produkcji z wiatraków na poziomie nawet 8,4 GWh/h w okresie świątecznym (25-27 grudnia), przy tradycyjnie niższym zapotrzebowaniu na energię w tym samym czasie. Aby utrzymać stabilność polskiego nieelastycznego systemu elektroenergetycznego, konieczny był eksport energii elektrycznej oraz wykorzystanie elektrowni szczytowo-pompowych do zmagazynowania nadwyżek.

Pomimo rozpoczętej zimy i wzrostu zużycia paliw – zarówno na cele grzewcze, jak i do produkcji energii elektrycznej, grudzień był kolejnym miesiącem, w którym obserwowano spadki cen węgla i gazu. Cena paliwa gazowego spadła o 3,7% względem listopada (do 320 zł/MWh) i pozostaje na niższym poziomie niż w 2022 r. (-32,1% r/r). Nadal jednak jest o ponad 250% wyższa niż w grudniu 2019 r. (wyniosła wówczas 91,5 zł/MWh). Ceny węgla dla elektrowni (indeks PSCMI1) spadły o 3,0% (m/m) do poziomu 31,0 zł/GJ i są na najniższym poziomie od grudnia 2022 r. Jest to jednak wzrost o 20% w stosunku do ub. r. W przypadku węgla dla ciepłowni (PSCMI2) ceny spadły aż o 14,4% (m/m) do poziomu 26,4 zł/GJ (czyli o 37% r/r) i osiągnęły najmniejszą wartość od lipca ubiegłego roku.

Na średnią ważoną cenę energii elektrycznej dostarczanej w danym miesiącu składają się: zawarte w przeszłości kontrakty terminowe oraz transakcje na rynku spotowym. Na spocie cena energii elektrycznej (367 zł/MWh) była najniższa od czerwca 2021 i obniżyła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 735 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ub. r. kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 909 zł/MWh.

Ceny uprawnień do emisji w grudniu spadły do poziomu 68,7 EUR/tonę (z 75,6 EUR/tonę w listopadzie). Jest to wartość najniższa od listopada 2021 r. (65,5 EUR/tonę), przez co utrzymany jest trend spadkowy (z 91,9 EUR/tonę w lutym). W całym 2023 r. do budżetu państwa z tytułu sprzedaży uprawnień wpłynęło łącznie 24,7 mld zł, czyli 5,7% więcej niż w 2022 r. (23,3 mld zł) przy wolumenie 65,1 mln ton większym o 3,3% niż w poprzednim roku (63,0 mln ton). Średnia wartość zakupionych uprawnień wyniosła 83,2 EUR/tonę.

• Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w grudniu 2023 r. wyniosło 20,4 GW (o 0,4 GW mniej niż w grudniu rok temu), osiągając maksymalnie 27,1 GW (minimum – 12,2 GW).
• Zużycie energii elektrycznej wyniosło 15,2 TWh (2,0% mniej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 15,4 TWh (1,4% mniej r/r).
• Eksport energii elektrycznej netto wyniósł 0,2 TWh, tj. 1,2% krajowego zapotrzebowania.
• Produkcja energii elektrycznej z OZE stanowiła 25,3% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o 9,4 p.p.
• Elektrownie szczytowo-pompowe odpowiedzialne były za 1,1% produkcji energii elektrycznej (0,16 TWh). To 33,1% więcej niż w listopadzie (0,12 TWh).
• Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 73,6% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 42,3% (6,2 TWh), z węgla brunatnego 19,1% (2,8 TWh), z gazu ziemnego 9,9% (1,4 TWh), a z pozostałych kopalnych 2,2% (0,3 TWh).
• Wśród źródeł odnawialnych 21,3% energii elektrycznej wyprodukowały farmy wiatrowe (3,1 TWh, czyli 83,8% produkcji OZE), za 1,4% odpowiadała fotowoltaika (0,2 TWh – 5,6% OZE), 1,4% pochodziło z elektrowni wodnych (0,2 TWh – 5,4% OZE), a 1,3% z biomasy (0,2 TWh – 5,1% OZE).
• Ceny węgla dla energetyki (indeks PSCMI1) spadły w ciągu miesiąca o 3,0%, do 31,0 zł/GJ (ok. 666 zł/t), tj. 20% więcej niż rok temu. Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 26,4 zł/GJ (ok. 649 zł/t; 37 mniej niż rok temu), co oznacza spadek względem poprzedniego miesiąca o 14,4%.
• Średnioważona cena dostarczanego w grudniu gazu ziemnego spadła względem listopada o 3,7%, do 320,1 zł/MWh, tj. 32,1% mniej niż rok temu.
• Emisje z sektora elektroenergetycznego wyniosły według szacunków 9,5 mln ton CO₂, tj. o 15% mniej niż rok temu i 1% więcej niż w listopadzie.
• Na giełdzie energii elektrycznej obserwowane są dalsze spadki cen. Równomierna dostawa w każdej godzinie doby przyszłego roku (w tzw. pasku – instrument BASE) była handlowana o 11% niżej, za średnio 489,3 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 8% niżej, za 548,7 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) spadła o 19%, do 366,6 zł/MWh.
• Średnioważona cena uprawnień do emisji CO₂ (EUA) na rynku pierwotnym wyniosła 68,7 EUR/tCO₂, tj. 9% mniej niż miesiąc wcześniej. W grudniu do budżetu Polski wpłynęły 242 mln euro w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO₂ na rynku pierwotnym (giełdzie EEX). Od początku roku kwota ta wynosi 5,4 mld euro, a od 2013 r. 24,0 mld euro.
• CDS (Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w grudniu 167,8 zł/MWh, stanowiąc 23% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten wzrósł o ok. 150,7 zł/MWh (wynosił wówczas 17,1 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CDS w 2024 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 93,1 zł/MWh, stanowiąc 15% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.
• CSS (Clean Spark Spread), będący odpowiednikiem CDS dla elektrowni gazowych, wyniósł w tym miesiącu 91,2 zł/MWh. W grudniu 2022 r. był on niższy o ok. 402,4 zł/MWh (wówczas ‑311,2 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CSS w 2024 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 98,5 zł/MWh, stanowiąc 16% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.
• Na giełdzie obrót (suma wolumenów zawartych kontraktów terminowych) wyniósł 8,6 TWh, czyli o 8,8% więcej niż rok temu (7,9 TWh). Jest to nadal o 31% mniej niż średnia dla grudnia w latach 2017-22, która wynosi 12,4 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.

Autorzy opracowania: Jędrzej Wójcik

Źródło: Forum Energii