Miesięcznik Forum Energii

To był maj pełen rekordów. Pomimo najwyższych jak dotąd wolumenów nierynkowego ograniczania produkcji źródeł odnawialnych (222 GWh w skali miesiąca), udział OZE w produkcji energii elektrycznej wyniósł prawie 36%, co jest wynikiem rekordowym. Historyczne maksima osiągnęła produkcja z farm fotowoltaicznych.  

Produkcja z OZE

W maju 2024 r. 35,9% (4,7 TWh) wyprodukowanej energii elektrycznej pochodziło ze źródeł odnawialnych. Jest to o 5,2 p.p. więcej niż przed rokiem i 4,6 p.p. więcej niż w kwietniu.  

Prawie połowa generacji energii odnawialnej pochodziła z instalacji fotowoltaicznych – 2,3 TWh. To o 42,5% więcej r/r i o 56,9% więcej niż kwietniu br. Moc zainstalowana w PV zwiększyła się między marcem 2023 a marcem 2024 r. o ok. 33% do 17,4 GW. 

Drugie miejsce w produkcji ze źródeł OZE zajął w maju wiatr – 1,5 TWh, wzrost o 40,0% r/r. Moc osiągalna w elektrowniach wiatrowych przyrosła o +10% do 9,3 GW w marcu 2024 r. w porównaniu do marca 2023. 

Instalacje biomasowe wyprodukowały w marcu br. 0,6 TWh, a elektrownie wodne 0,2 TWh. 

Maksymalny udział OZE w krajowej produkcji energii elektrycznej wyniósł w maju 67% (16 maja w godzinie 10-11), a najmniejszy udział wyniósł za to 9% (23 maja w godzinie 20-21). 

Tymczasem największy udział OZE w konsumpcji energii elektrycznej wyniósł 79% (17 maja w godzinie 10-11).  

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 niż bieżące zapotrzebowanie, konieczne jest ładowanie magazynów energii elektrycznej, eksport, czy nawet wyłączenia źródeł OZE. 

W maju konieczność takiego nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych przez operatora KSE pojawiła się podczas 13 dni. W sumie ograniczono generację 222,5 GWh energii elektrycznej (z czego 207,1 GWh z dużych instalacji fotowoltaicznych i 15,4 GWh z farm wiatrowych).  

Do ograniczeń źródeł OZE dochodzi jednak w ostateczności. Wcześniej operator korzysta z tzw. eksportu interwencyjnego, czyli niehandlowej wymiany pomiędzy operatorami z krajów sąsiadujących. W maju wolumen takiego eksportu, który zaszedł w godzinach z ograniczoną pracą OZE, wyniósł co najmniej 56,8 GWh.  

Od początku roku produkcja z OZE została ograniczona o 416 GWh, a podczas godzin z ograniczeniami wyeksportowano interwencyjnie co najmniej 155 GWh. Oznacza to, że 2,5% potencjalnej produkcji OZE nie trafiła do KSE. 

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.

Produkcja ze źródeł konwencjonalnych 

W maju 2024 r., produkcja energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych w mniejszym stopniu niż w kwietniu opierała się na gazie ziemnym. Elektrownie gazowe wyprodukowały 0,9 TWh (spadek o 38,2% m/m i 17,3% r/r). O 9,3% spadła także produkcja z węgla kamiennego względem ubiegłego roku (do 4,4 TWh), a produkcja z węgla brunatnego wzrosła o 7,5% (do 2,9 TWh). Niemniej, w miksie wytwórczym udział węgla spadł o 3,4% r/r, do 7,2 TWh. Obecnie łączny udział węgla kamiennego i brunatnego w produkcji energii elektrycznej wynosi 55,6%.

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 maju 2024 r. spadły o 3,1% w stosunku do maja zeszłego roku do poziomu 6,9 mln ton CO₂, oraz spadły o 5,5% w stosunku do poprzedniego miesiąca (z 7,3 mln ton CO₂). Maj był miesiącem o najniższych emisjach w tym roku. 

Zapotrzebowanie na energię elektryczną wyniosło w maju 13,0 TWh, przy maksymalnym średnim godzinowym zapotrzebowaniu na poziomie 21,9 GWh/h. Bilans importu był niewielki i wyniósł 0,2 TWh, czyli 1,5% zapotrzebowania w tym miesiącu. 

Maj 2024 – dane szczegółowe

• Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w maju 2024 r. wyniosło 17,5 GW (o 0,1 GW więcej niż w maju rok temu), osiągając maksymalnie 21,9 GW (minimum – 11,8 GW). 
• Zużycie energii elektrycznej wyniosło 13,0 TWh (1,0% więcej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 13,0 TWh (2,8% 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 35,9% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o 5,2 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 roku 2016 widoczna jest rozbudowa źródeł wiatrowych (większy % OZE jesienią i zimą), natomiast od roku 2020 – dynamiczna rozbudowa fotowoltaiki (większy % OZE wiosną i latem).

• Wśród źródeł odnawialnych 12,1% energii elektrycznej wyprodukowały farmy wiatrowe (1,6 TWh, czyli 33,5% produkcji OZE), za 17,8% odpowiadała fotowoltaika (2,3 TWh – 49,4% OZE), 1,3% pochodziło z elektrowni wodnych (0,2 TWh – 3,7% OZE), a 4,8% z biomasy (0,6 TWh – 13,4% OZE). 
• Elektrownie szczytowo-pompowe odpowiedzialne były za produkcję 0,1 TWh energii elektrycznej. To 16,2% mniej niż w kwietniu (0,12 TWh). 
• Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 64,1% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 33,7% (4,4 TWh), z węgla brunatnego 22% (2,9 TWh), z gazu ziemnego 6,7% (0,9 TWh), a z pozostałych kopalnych1,7% (0,2 TWh). 

Na wykresie widzimy procentowe udziały produkcji energii elektrycznej z podziałem na źródła.

• Ceny węgla dla energetyki (indeks PSCMI1) wzrosły w ciągu miesiąca o 5,9%, do 23,8 zł/GJ (ok. 513 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 25,0 zł/GJ (ok. 615 zł/t), co oznacza spadek względem poprzedniego miesiąca o 1,9%. 
• Średnioważona cena dostarczanego w maju gazu ziemnego wzrosła względem kwietnia o 10,5%, do 194,9 zł/MWh, tj. 49,1% 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 6,9 mln ton CO₂, tj. o 3,1% mniej niż w maju ubiegłego roku i 5,5% mniej niż w kwietniu.  

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 jest odbicie cen. Równomierna dostawa w każdej godzinie doby przyszłego roku (w tzw. pasku – instrument BASE) była handlowana o 2,6% wyżej, za średnio 479 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 2,4% wyżej, za 513,4 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) wzrosła o 2,9%, do 370,5 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 70,8 EUR/tCO₂, tj. 11,1% więcej niż miesiąc wcześniej. W kwietniu do budżetu Polski wpłynęły 1,4 mld zł w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO₂ na rynku pierwotnym (giełdzie EEX), a od początku roku wpłynęło 6,2 mld zł. 
• CDS (ang. Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w maju-18,3 zł/MWh, stanowiąc -3,9% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten spadł o ok. 128,7 zł/MWh (wynosił wówczas 110,5 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CDS w 2024 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 75,7 zł/MWh, stanowiąc 13,7% 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 38,1 zł/MWh. W maju 2023 r. był on niższy o ok. 38 zł/MWh (wówczas 0,1 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CSS w 2024 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 87,5 zł/MWh, stanowiąc 15,8% 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 370,5 zł/MWh i obniżyła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 471,2 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ubiegłym roku kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 544,9 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 (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 w maju 4,6 TWh, czyli o 16,3% mniej niż rok temu (5,4 TWh). Jest to nadal o 70,6% mniej niż średnia dla maja w latach 2018-22, która wynosi 15,5 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 marzec (najnowsze dane) wyniósł 5.9 mld zł. W ciągu 12 poprzednich miesięcy w sumie za import netto zapłaciliśmy niemal 120 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