Kwiecień 2024 r. z historycznie najwyższym udziałem OZE w produkcji energii elektrycznej w czwartym miesiącu roku oraz z trzecim największym udziałem w historii. Maksymalny godzinowy udział OZE w produkcji sięgał 63%.
Produkcja z OZE
W kwietniu 2024 r. 30,7% (4,1 TWh) wyprodukowanej energii elektrycznej pochodziło ze źródeł odnawialnych. Jest to o 3,3 p.p. więcej niż przed rokiem i 3,7 p.p. więcej niż w marcu. Maksymalny udział OZE w krajowej produkcji energii elektrycznej wyniósł w kwietniu 62,9% (w sobotę 13 kwietnia w godzinie 14-15), a najmniejszy udział wyniósł za to 7,4% (w sobotę 6 kwietnia w godzinie 20-21).
Tymczasem udział OZE w konsumpcji energii elektrycznej wyniósł 71,8% (w sobotę 13 kwietnia w godzinie 13-14).
W polskim systemie elektroenergetycznym udział OZE w konsumpcji energii elektrycznej (tj. stosunek generacji z OZE do sumy produkcji ze wszystkich źródeł plus import i magazynowanie) jest zwyczajowo wyższy od udziału źródeł odnawialnych w produkcji. W sytuacjach, kiedy suma dostarczanej mocy w danej godzinie jest wyższa bieżące zapotrzebowanie, konieczne jest ładowanie magazynów energii elektrycznej, eksport, czy nawet wyłączenia źródeł OZE.
W kwietniu konieczność takiego nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych przez operatora KSE pojawiła się podczas 9 dni. W sumie ograniczono generację 149,6 GWh energii elektrycznej (z czego 25,8GWh z farm wiatrowych i 123,8 GWh z dużych instalacji fotowoltaicznych).
Wykres przedstawia skumulowane wartości roczne (od początku roku do ostatniego dnia raportowanego miesiąca) nierynkowego redysponowania (tzw. curtailmentu) energii elektrycznej z farm wiatrowych i słonecznych (jak dotąd nie dotknęło to prosumentów). Curtailment, czyli wymuszone ograniczenie produkcji energii elektrycznej przez operatora systemu przesyłowego (PSE), był do tej pory wprowadzany wyłącznie z przyczyn bilansowych (tj. zbyt duża produkcja energii elektrycznej w stosunku do zużycia oraz zdolności magazynowania i eksportu), a nie sieciowych. Ograniczenie pracy źródeł ma na celu niedopuszczenie do utraty zdolności regulacyjnych krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE), a w konsekwencji pogorszenia parametrów bezpieczeństwa i stabilności sieci.
Warto odnotować, że wielkości odcinanych od sieci mocy OZE byłyby niższe, gdyby konwencjonalne źródła energii elektrycznej – elektrownie i elektrociepłownie węglowe i gazowe – były bardziej elastyczne (tj. miały niższe minima techniczne i mogły szybciej się wyłączyć/włączyć). Gdyby do polskiego KSE było przyłączone więcej magazynów energii elektrycznej oraz gdyby wykorzystywano elastyczny popyt, zdolny do zwiększenia zużycia przy niskich cenach energii elektrycznej (które występują w godzinach wysokiej podaży OZE), np. elektrolizery czy urządzenia grzewcze ładujące magazyny ciepła.
Nieco ponad połowa generacji energii odnawialnej pochodziła z farm wiatrowych – 2,1 TWh. To o 41,6% więcej r/r i o 2,5% więcej niż marcu br. Energetyka wiatrowa na lądzie odgrywa coraz istotniejszą rolę w systemie w związku ze stałym przyrostem jej mocy osiągalnej (+12% do 9,3 GW w lutym 2024 r. w porównaniu do lutego 2023).
Drugie miejsce w produkcji ze źródeł OZE zajęła w marcu fotowoltaika – 1,5 TWh, wzrost o 40,0% r/r. Moc zainstalowana w PV zwiększyła się między lutym 2023 a lutym 2024 r. o ok. 34% do 17,1 GW.
Instalacje biomasowe wyprodukowały w marcu br. 0,3 TWh, a elektrownie wodne 0,2 TWh.
Produkcja ze źródeł konwencjonalnych
W kwietniu 2024 r., produkcja energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych w mniejszym stopniu niż w marcu opierała się na gazie ziemnym. Elektrownie gazowe wyprodukowały 1,4 TWh (spadek o 22,4% m/m i 0,8% r/r). O 3,5% spadła także produkcja z węgla kamiennego względem ubiegłego roku (do 4,8 TWh), a produkcja z węgla brunatnego wzrosła o 6,6% (do 2,8 TWh). Niemniej, w miksie wytwórczym udział węgla spadł o 0,1% r/r, do 7,6 TWh. Obecnie łączny udział węgla kamiennego i brunatnego w produkcji energii elektrycznej wynosi 57,0%.
Elektrownie szczytowo pompowe dostarczyły 0,12 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. W zależności od pory roku, elektrownie wiatrowe lub fotowoltaika dostarczają najwięcej energii spośród źródeł odnawialnych.
Emisje, zapotrzebowanie i import
Emisje z elektroenergetyki w kwietniu 2024 r. wzrosły o 0,4% w stosunku do kwietnia zeszłego roku do poziomu 7,4 mln ton CO2, jednak spadły o 10,1% w stosunku do poprzedniego miesiąca (z 8,2 mln ton CO2). Był to miesiąc o najniższych emisjach w tym roku.
W minionym miesiącu zapotrzebowanie na energię elektryczną wyniosło 13,4 TWh, przy maksymalnym średnim godzinowym zapotrzebowaniu na poziomie 23,6 GWh/h. Bilans importu był niewielki i wyniósł 0,2 TWh, czyli 1,8% zapotrzebowania w tym miesiącu.
Kwiecień 2024 – dane szczegółowe
- Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w kwietniu 2024 r. wyniosło 18,6 GW (o 0,3 GW więcej niż w kwietniu rok temu), osiągając maksymalnie 23,6 GW (minimum – 11,5 GW).
- Zużycie energii elektrycznej wyniosło 13,4 TWh (1,4% więcej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 13,4 TWh (4,7% więcej r/r).
Zapotrzebowanie na moc w polskim systemie energetycznym waha się między 10 GW a 28 GW. Średnia wartość obrazuje sytuację systemową w danym miesiącu. Obserwując miesięczne minima i maksima, jak dotąd można było zauważyć, że miesiące letnie charakteryzują się znaczną zmiennością zapotrzebowania na moc i wysokimi szczytami popytu około południa. Obecnie jednak profile te zmieniają się, ze względu na dynamicznie pojawiające się pompy ciepła, które zwiększają zapotrzebowanie w miesiącach zimowych, oraz klimatyzatory i instalacje fotowoltaiczne, których największy wpływ można obserwować w miesiącach letnich.
- Import energii elektrycznej netto wyniósł 0,2 TWh, tj. 1,5% krajowego zapotrzebowania.
Na wykresie obserwujemy fizyczną wymianę transgraniczną energii elektrycznej, czyli z którego kraju importujemy, a do którego eksportujemy energię w danym okresie. Wartości dodanie świadczą o tym, że w danym miesiącu głównym kierunkiem był import, a wartość ujemna, że energia była głównie eksportowana. Wymiana fizyczna może być wymuszona warunkami systemu lub wynikać z przepływów handlowych. Wpływ na kierunek handlu energią elektryczną ma przede wszystkim różnica cen na rynkach (energia płynie z kraju z niższą ceną do kraju z wyższą). Wymiana transgraniczna z Niemcami, Czechami, Słowacją, Szwecją i Litwą odbywa się w ramach jednolitego międzystrefowego rynku energii elektrycznej dnia następnego (ang. Single Day-ahead Coupling), a także wymiany międzyoperatorskiej. Wymiana z Ukrainą, która zaczęła być możliwa od maja 2023 r. dzięki decyzji ENTSO-E odbywa się w ramach ogłaszanych przez PSE jednostronnych przetargów miesięcznych. Wcześniej wymiana zachodziła jedynie jednokierunkowo z Ukrainy do Polski na połączeniu Zamość-Dobrotwór. Wymiana energii ze Szwecją oraz Litwą odbywa się przy pomocy połączenia stałoprądowego (HVDC). Systemy elektroenergetyczne pozostałych krajów są zsynchronizowane, stąd wymiana zachodzi z wykorzystaniem linii zmiennoprądowych (HVAC) i są to przepływy fizyczne (nie handlowe).
- Produkcja energii elektrycznej z OZE stanowiła w kwietniu 30,7% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o 3,3 p.p.
Wykres przedstawia udział odnawialnej energii elektrycznej w całkowitej produkcji danego miesiąca i roku. Udział źródeł odnawialnych w konsumpcji może się minimalnie różnić od widocznych wartości ze względu na import i eksport. Od 2016 r. widoczna jest rozbudowa źródeł wiatrowych (większy % OZE jesienią i zimą), natomiast od 2020 r. – dynamiczna rozbudowa fotowoltaiki (większy % OZE wiosną i latem).
- Wśród źródeł odnawialnych 16% energii elektrycznej wyprodukowały farmy wiatrowe (2,1 TWh, czyli 52,1% produkcji OZE), za 10,5% odpowiadała fotowoltaika (1,4 TWh – 34,3% OZE), 1,8% pochodziło z elektrowni wodnych (0,2 TWh – 5,9% OZE), a 2,4% z biomasy (0,3 TWh – 7,8% OZE).
- Elektrownie szczytowo-pompowe odpowiedzialne były za produkcję 0,12 TWh energii elektrycznej. To 3,4% mniej niż w marcu (0,13 TWh).
- Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 69,3% produkcji energii elektrycznej: z węgla kamiennego 36,1% (4,8 TWh), z węgla brunatnego 20,8% (2,8 TWh), z gazu ziemnego 10,6% (1,4 TWh), a z pozostałych kopalnych 1,8% (0,2 TWh).
Na wykresie widzimy procentowe udziały produkcji energii elektrycznej z podziałem na źródła.
- Ceny węgla dla energetyki (indeks PSCMI1) spadły w ciągu miesiąca o 0,8%, do 22,4 zł/GJ (ok. 482 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 25,5 zł/GJ (ok. 619 zł/t), co oznacza wzrost względem poprzedniego miesiąca o 2,6%.
- Średnioważona cena dostarczanego w kwietniu gazu ziemnego spadła względem marca o 21,3%, do 176,4 zł/MWh, tj. 51,7% mniej niż rok temu.
Na wykresie przedstawione są ceny węgla, gazu na rynkach polskich i międzynarodowych, przeliczone do wspólnej jednostki (PL/MWh energii w paliwie) dla uzyskania porównywalności.
*Dla węgla rynek krajowy reprezentuje indeks PSCMI1, a międzynarodowy – indeks ARGUS-McCloskey CIF ARA API 2.
*Gaz ziemny na rynku krajowym to średnioważona (z danych TGE) cena dostawy w danym miesiącu, natomiast rynek międzynarodowy dla gazu rurociągowego reprezentuje indeks z giełdy TTF, a dla LNG indeks z Henry Hub.
Dla kompletu informacji na wykresie przedstawione są również ceny uprawnień do emisji CO2 z rynku pierwotnego (handel na giełdzie EEX).
- Emisje z sektora elektroenergetycznego wyniosły według szacunków 7,4 mln ton CO2, tj. o 0,4% więcej niż rok temu i 10,1% mniej niż w marcu.
Znajomość struktury wytwarzania energii elektrycznej pozwala na kalkulację emisji dwutlenku węgla z produkcji energii elektrycznej. Emisje CO2 są wyliczone na podstawie przyjętych przez Forum Energii referencyjnych wskaźników emisyjności paliw oraz kalibrowane są do raportowanych emisji z poprzedniego roku.
- 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 5,3% wyżej, za średnio 467,1 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 2,8% wyżej, za 501,3 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) wzrosła o 9,5%, do 360,1 zł/MWh.
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.
- Średnioważona cena uprawnień do emisji CO2 (EUA) na rynku pierwotnym wyniosła 63,7 EUR/tCO2, tj. 10,8% więcej niż miesiąc wcześniej. W marcu do budżetu Polski wpłynęły 1,3 mld zł w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO2 na rynku pierwotnym (giełdzie EEX), a od początku roku wpłynęło 4,8 mld zł.
- CDS (ang. Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w kwietniu11 zł/MWh, stanowiąc 2,4% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten spadł o ok. 77,4 zł/MWh (wynosił wówczas 88,4 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CDS w 2024 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 113,3 zł/MWh, stanowiąc 20% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.
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 2024 r.
- CSS (ang. Clean Spark Spread), będący odpowiednikiem CDS dla elektrowni gazowych, wyniósł w tym miesiącu 72,4 zł/MWh. W kwietniu2023 r. był on niższy o ok. 48,8 zł/MWh (wówczas 23,6 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CSS w 2024 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 99,5 zł/MWh, stanowiąc 17,6% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.
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 2024 r.
- Na średnią ważoną cenę energii elektrycznej dostarczanej w danym miesiącu składają się: zawarte w przeszłości kontrakty terminowe oraz transakcje na rynku spotowym (RDN i RDB). Na spocie cena energii elektrycznej wynosiła 360,1 zł/MWh i obniżyła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 464,3 zł/MWh – najniższych od grudnia 202 r. (386 zł/MWh). Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ubiegłym roku kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 535 zł/MWh.
Na wykresie przedstawione są profile cen energii elektrycznej handlowanej na trzy sposoby:
*RTT – Rynek Terminowy Towarowy, gdzie energia elektryczna jest handlowana w kontraktach realizowanych w umówionej przyszłości, w ramach kontraktów tygodniowych, miesięcznych, kwartalnych i rocznych;
*Rynek spotowy RDN+RDB (Rynek Dnia Następnego i Rynek Dnia Bieżącego), gdzie energia elektryczna jest handlowana z dostawą na dziś lub jutro;
*OTC (ang. Over-the-Counter) – obrót pozagiełdowy, w większości są to kontrakty zawierane wewnątrz grup energetycznych.
Cena energii elektrycznej dostarczanej w danym miesiącu jest średnią tych trzech cen, ważoną wolumenami energii elektrycznej dostarczanej po tej cenie (przedstawionymi na wykresie poniżej).
- Na giełdzie obrót (suma wolumenów zawartych kontraktów terminowych) wyniósł 5,4 TWh, czyli o 15,1% mniej niż rok temu (6,4 TWh). Jest to nadal o 61,8% mniej niż średnia dla kwietnia w latach 2018-22, która wynosi 14,2 TWh.
Znajomość struktury pochodzenia wolumenów dostarczonej energii pozwala na określenie jaka część średnioważonej ceny jest wynikiem handlu na rynkach spotowych, na których istnieje wyraźna zależność pomiędzy strukturą godzinowego miksu produkcji energii elektrycznej, a ceną (im większa produkcja instalacji fotowoltaicznych i farm wiatrowych, tym niższa cena). Kontrakty handlowane na rynkach terminowych, gdzie to fizyczna dostawa energii elektrycznej następuje wiele miesięcy w przód, pozwalają wycenić ryzyko zmian cen w przyszłości.
- Bilans kosztów importu węgla, ropy, gazu i paliw za styczeń 2024 r. (najnowsze dane) wyniósł 9,2 mld zł. W ciągu 12 wcześniejszych miesięcy w sumie za import netto zapłaciliśmy niemal 130 mld zł.
Wykres przedstawia nominalny (bez uwzględnienia inflacji) miesięczny koszt importu surowców energetycznych i paliw do Polski. Jest to import netto, tj. uwzględnia również eksport z Polski tych produktów.
*W kategorii węgiel brany jest pod uwagę: antracyt, węgiel brunatny, węgiel kamienny (energetyczny i kamienny koksowy) oraz brykiety węgla kamiennego i brunatnego.
*W kategorii ropa znajduje się surowa ropa naftowa i kondensaty gazu naturalnego.
*Gaz obejmuje zarówno gaz rurociągowy, jak i LNG.
*Pod kategorią paliwa kryją się benzyny silnikowe, olej napędowy (diesel), LPG (paliwo, nie reagent) oraz różne rodzaje paliwa lotniczego.
Autor opracowania: Jędrzej Wójcik
Źródło: Forum Energii
