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.
Styczeń – podsumowanie
Styczeń 2024 r. przyniósł wiele wietrznych dni, dzięki czemu zanotowano największą produkcję energii elektrycznej z wiatru w historii. W rekordowej godzinie 24 stycznia źródła wiatrowe pracowały ze średnią mocą 8,44 GW. Sumaryczna miesięczna produkcja z lądowych farm wiatrowych wyniosła 3,1 TWh, odpowiadając za 21,3% zapotrzebowania (czyli nieznacznie więcej niż w grudniu, kiedy to również odnotowano rekord produkcji). W połączeniu z wysoką, jak na styczeń, produkcją z fotowoltaiki (0,2 TWh, czyli 71,5% więcej niż w styczniu 2023 roku i 68,9% więcej niż w grudniu 2023), biomasy i elektrowni wodnych (każde po 0,2 TWh), miniony miesiąc zakończył się historycznym rekordem produkcji energii elektrycznej z OZE: było to 3,9 TWh, co odpowiadało za 26,5% zapotrzebowania.
W styczniu wystąpiło także najwyższe od grudnia 2022 r. zapotrzebowanie na energię elektryczną, które wyniosło 16 TWh, a także najwyższe w historii godzinowe zapotrzebowanie na energię elektryczną (28,3 GWh). Odnotowano także rekordy w produkcji energii elektrycznej z gazu ziemnego (1,5 TWh).
Pomimo wzrostu produkcji energii elektrycznej w styczniu (do 14,8 TWh z 14,6 TWh w grudniu), emisje z elektroenergetyki spadły o 1% czyli o 0,1 mln ton względem grudnia (do 9,4 mln ton CO2). Stabilizacja w szacowanych emisjach wynika przede wszystkim ze wzrostu produkcji OZE (o 5,8% m/m) i gazu ziemnego (o 2,5% m/m) oraz z niemal identycznych jak we wcześniejszym miesiącu produkcji elektrowni na węgiel kamienny (6,0 TWh) i węgiel brunatny (2,9 TWh). Ostatecznie styczniowe emisje były niższe o 4% niż w tym samym miesiącu 2023 r.
W styczniu import netto wyniósł 0,3 TWh. Głównymi kierunkami importu były Niemcy i Szwecja, bilans ujemny za to pojawił się z Czechami, Litwą i Słowacją.
Pomimo trwającej zimy i wysokiego zużycia paliw – zarówno na cele grzewcze, jak i do produkcji energii elektrycznej, styczeń był kolejnym miesiącem, w którym obserwowano spadki cen zużywanych paliw. Cena paliwa gazowego spadła o 31,0% względem grudnia (do 221 zł/MWh) i pozostaje na niższym poziomie niż w 2023 r. (-65,9% r/r). Nadal jednak jest o ponad 164% wyższa niż w styczniu 2020 r. (wyniosła wówczas 83,7 zł/MWh). Ceny węgla dla elektrowni (indeks PSCMI1) spadły o 2,2% (m/m) do poziomu 30,3 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 wzrosły o 7,7% (m/m) do poziomu 28,4 zł/GJ (czyli o 41% r/r).
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 (425 zł/MWh) i obniżyła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 527 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ubiegłym roku kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 610 zł/MWh (czyli o 37% mniej niż średnio w 2023 r.).
Ceny uprawnień do emisji w styczniu spadły do poziomu 61,6 EUR/tonę (z 68,7 EUR/tonę w grudniu). Jest to wartość najniższa od października 2021 r. (59,6 EUR/tonę), przez co utrzymany jest trend spadkowy (z 91,9 EUR/tonę w lutym ub. r.). W tym miesiącu do budżetu państwa z tytułu sprzedaży uprawnień wpłynęło 1,26 mld zł, czyli 20% więcej niż w miesiąc temu.
- Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w styczniu 2024 r. wyniosło 21,5 GW (o 1,2 GW więcej niż w grudniu rok temu), osiągając maksymalnie 12,7 GW (minimum – 28,3 GW).
- Zużycie energii elektrycznej wyniosło 16 TWh (5,8% więcej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 14,8 TWh (4,6% więcej r/r).
- Eksport energii elektrycznej netto wyniósł 0,3 TWh, tj. 2,1% krajowego zapotrzebowania.
- Produkcja energii elektrycznej z OZE stanowiła 26,5% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o 5 p.p.
- Elektrownie szczytowo-pompowe odpowiedzialne były za 1,1% produkcji energii elektrycznej (0,17 TWh). To 4,4% więcej niż w grudniu (0,16 TWh).
- Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 72,4% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 40,5% (6 TWh), z węgla brunatnego 19,3% (2,9 TWh), z gazu ziemnego 10,4% (1,5 TWh), a z pozostałych kopalnych 2,2% (0,3 TWh).
- Wśród źródeł odnawialnych 21,2% energii elektrycznej wyprodukowały farmy wiatrowe (3,1 TWh, czyli 80,1% produkcji OZE), za 2,4% odpowiadała fotowoltaika (0,4 TWh – 9% OZE), 1,6% pochodziło z elektrowni wodnych (0,2 TWh – 6% OZE), a 1,3% z biomasy (0,2 TWh – 4,9% OZE).
- Ceny węgla dla energetyki (indeks PSCMI1) spadły w ciągu miesiąca o 2,2%, do 30,3 zł/GJ (ok. 657 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 28,4 zł/GJ (ok. 705 zł/t), co oznacza wzrost względem poprzedniego miesiąca o 7,7%.
- Średnioważona cena dostarczanego w styczniu gazu ziemnego spadła względem grudnia o 31%, do 220,9 zł/MWh, tj. 65,9% mniej niż rok temu.
- Emisje z sektora elektroenergetycznego wyniosły według szacunków 9,4 mln ton CO2, tj. o 4,4% mniej niż rok temu i 0,6% mniej niż w grudniu.
- 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 3,3% niżej, za średnio 473,2 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 3,9% niżej, za 527 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) wzrosła o 16%, do 425,3 zł/MWh.
- Średnioważona cena uprawnień do emisji CO2 (EUA) na rynku pierwotnym wyniosła 61,6 EUR/tCO2, tj. 10,3% mniej niż miesiąc wcześniej. W grudniu do budżetu Polski wpłynęły 289 mln euro w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO2 na rynku pierwotnym (giełdzie EEX). Od początku roku kwota ta wynosi 0,3 mld euro.
- CDS (Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w styczniu -7,3 zł/MWh, stanowiąc -1,4% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten spadł o ok. 261,4 zł/MWh (wynosił wówczas 254,1 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CDS w 2024 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 105,7 zł/MWh, stanowiąc 17,1% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.
- CSS (Clean Spark Spread), będący odpowiednikiem CDS dla elektrowni gazowych, wyniósł w tym miesiącu 61,4 zł/MWh. W styczniu 2023 r. był on niższy o ok. 384,4 zł/MWh (wówczas -323 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CSS w 2024 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 106,2 zł/MWh, stanowiąc 17,2% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.
Na giełdzie obrót (suma wolumenów zawartych kontraktów terminowych) wyniósł 5,7 TWh, czyli o 33,9% mniej niż rok temu (8,6 TWh). Jest to nadal o 36,1% mniej niż średnia dla grudnia w latach 2018-22, która wynosi 8,9 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.
Autor opracowania: Jędrzej Wójcik
Źródło: Forum Energii
