W listopadzie produkcja energii elektrycznej z węgla kamiennego i brunatnego wzrosła do 60,3% (9,1 TWh), osiągając największy w tym roku udział w łącznej generacji. Jest to jednak niższy wartościowo wynik węgla w miksie wytwórczym niż w listopadzie 2023 r. (wówczas 9,3 TWh). Odnawialne źródła energii w minionym miesiącu stanowiły 24,2% (3,6 TWh) miksu produkcji energii elektrycznej. Jest to wzrost w porównaniu do listopada 2023 roku o 3,7%. Dodatkowo w związku z niesprzyjającymi warunkami pogodowymi i zjawiskiem „Dunkelflaute”, PSE ogłosiło przywołanie w ramach rynku mocy.
Energia elektryczna – produkcja z OZE
Praca źródeł odnawialnych uzależniona jest od pogody. Przez jeden listopadowy tydzień pogoda nie sprzyjała OZE i z tego powodu w dniach 6-13.11 produkcja z elektrowni wiatrowych i słonecznych była nadzwyczaj niska. Wystąpiło zjawisko nazywane “Dunkelflaute”, którego czasie średni udział OZE w produkcji energii elektrycznej wynosił zaledwie od 7,5% do 13,3%. W związku z tym, w dniu 6 listopada operator sieci przesyłowej ogłosił 3-godzinny okres przywołania do pracy jednostek konwencjonalnych w ramach rynku mocy. Dzięki temu nie zanotowano większych odchyleń od normy w pokryciu zapotrzebowania na energię elektryczną. Przywołanie w ramach rynku mocy miało miejsce po raz drugi w historii.
Pomimo siedmiu dni niskiej pracy OZE, w całym listopadzie ze źródeł odnawialnych pochodziło łącznie 24,2% (3,6 TWh) wyprodukowanej energii elektrycznej. Jest to o 0,6 p.p. (0,1 TWh) więcej niż przed rokiem i 4,8 p.p. (0,4 TWh) mniej niż w październiku.
Prawie 2/3 generacji energii odnawialnej (65,3%) pochodziło ze źródeł wiatrowych – 2,4 TWh. To o 4,4% więcej r/r i o 9,6% więcej niż w październiku br. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych na początku listopada wynosiła 10,5 GW.
Instalacje PV w listopadzie osiągnęły poziom produkcji 0,3 TWh, to spadek o 69,6% m/m i spadek o 5,5% r/r. Moc zainstalowana w instalacjach PV na początku października wynosiła 20,2 GW, z czego aż 11,7 GW to instalacje prosumenckie (dane z września).
Instalacje biomasowe wyprodukowały w listopadzie br. około 0,9 TWh, a elektrownie wodne 0,1 TWh.
Maksymalny godzinowy udział OZE w krajowej produkcji energii elektrycznej sięgnął w listopadzie 55,6%, a najmniejszy wyniósł 6,4%. Tymczasem największy godzinowy udział OZE w konsumpcji energii elektrycznej wyniósł 78,5%.
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 wykorzystanie magazynów energii elektrycznej, eksport, czy nawet wyłączenia źródeł OZE.
W listopadzie konieczność takiego nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych przez operatora pojawiła się podczas 2 dni, jedynie z przyczyn bilansowych. W sumie ograniczono generację 4,3 GWh energii elektrycznej (z czego 0,9 GWh z dużych instalacji fotowoltaicznych i 3,3 GWh z farm wiatrowych). To o 98% mniej niż w czasie rekordowego maja br. oraz 82% mniej niż miesiąc temu (23,9 GWh w październiku).
Do ograniczania źródeł OZE dochodzi jednak w ostateczności. Wcześniej operator korzysta z tzw. eksportu interwencyjnego, czyli niehandlowej wymiany pomiędzy operatorami z krajów sąsiadujących. W listopadzie wolumen takiego eksportu, realizowanego w godzinach z ograniczoną pracą OZE, wyniósł co najmniej 0,9 GWh.
Od początku roku produkcja z OZE została ograniczona o 719,9 GWh, a podczas godzin z ograniczeniami wyeksportowano interwencyjnie co najmniej 235,5 GWh. Oznacza to, że 955,4 GWh, stanowiące 2,1% 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 listopadzie 2024 r. produkcja energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych w większym stopniu niż rok temu opierała się na gazie ziemnym. Elektrownie i elektrociepłownie gazowe wyprodukowały 2,1 TWh (wzrost o 20,2% m/m i 16,2% r/r).
Jednak w głównej mierze, system elektroenergetyczny w listopadzie opierał się na jednostkach węglowych – elektrownie na węgiel brunatny i kamienny pracowały na najwyższych obrotach w tym roku (choć nieco mniejszych, niż rok temu). Produkcja z węgla kamiennego względem listopada ubiegłego roku spadła o 2,4% (do 6,1 TWh). Produkcja z węgla brunatnego zanotowała spadek o 3,1% r/r (do 3,0 TWh); w stosunku do października br. były to o odpowiednio wzrost o 23,7% i spadek o 3,5%.
Obecnie łączny udział węgla kamiennego i brunatnego w produkcji energii elektrycznej wynosi 60,3% (9,1 TWh, tj. o 2,6% mniej niż w listopadzie 2023).
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.
Zmiany w strukturze wytwarzania energii elektrycznej, które zachodzą w ostatnich latach, a szczególności w 2024 r., są bezprecedensowe. Pomiędzy listopadem 2015 r. a listopadem 2024 wykorzystanie węgla ogółem zmniejszyło się o 18,8 p.p. Systematyczny rozwój źródeł odnawialnych sprawia, że coraz szybciej zmniejsza się dystans pomiędzy wykorzystaniem węgla i OZE w systemie. Ponadto, coraz większą rolę zaczynają ogrywać duże jednostki na gaz ziemny.
Wykres obrazuje, jak zmieniają się miesięczne udziały produkcji energii elektrycznej poszczególnych źródeł w produkcji całkowitej na przestrzeni ostatnich lat.
Emisje, zapotrzebowanie i import
Listopad był miesiącem o drugich największych emisjach z elektroenergetyki w tym roku. Szacowane emisje wzrosły o 12,4% (do poziomu 8,8 mln ton CO2) w stosunku do października. W zestawieniu z listopadem ub. r. były jednak niższe o 1,2%.Zapotrzebowanie na energię elektryczną wyniosło w listopadzie 13,8 TWh, przy maksymalnym średnim godzinowym zapotrzebowaniu na poziomie 24,4 GWh.
Eksport netto był niewielki i wyniósł 0,2 TWh.
Listopad 2024 – inne dane szczegółowe
- Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w listopadzie 2024 r. wyniosło 19,1 GW (o 1,2 GW mniej niż w listopadzie rok temu), osiągając maksymalnie 24,4 GW (minimum – 12,1 GW).
- Zużycie energii elektrycznej wyniosło 13,8 TWh (5,9% mniej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 15,1 TWh (1,3% 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.
- Eksport energii elektrycznej netto wyniósł 0,2 TWh, tj. 1,4% 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 (Single Day-ahead Coupling), a także wymiany międzyoperatorskiej. Wymiana z Ukrainą, która zaczęła być możliwa od maja 2023 roku 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 24,2% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o 0,6 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 15,8% energii elektrycznej wyprodukowały farmy wiatrowe (2,4 TWh, czyli 65,3% produkcji OZE), za 2% odpowiadała fotowoltaika (0,3 TWh – 8,2% OZE), 0,7% pochodziło z elektrowni wodnych (0,1 TWh – 2,9% OZE), a 5,7% z biomasy (0,9 TWh – 23,6% OZE).
- Elektrownie szczytowo-pompowe odpowiedzialne były za produkcję 0,03 TWh energii elektrycznej. To 21,6% mniej niż w październiku (0,04 TWh).
- Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 75,8% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 40,7% (6,1 TWh), z węgla brunatnego 19,6% (3 TWh), z gazu ziemnego 13,7% (2,1 TWh), a z pozostałych kopalnych 1,7% (0,3 TWh).
Na wykresie widzimy procentowe udziały produkcji energii elektrycznej z podziałem na źródła.
- Ceny węgla dla energetyki (indeks PSCMI1) wzrosły w ciągu miesiąca o 0,6%, do 21,9 zł/GJ (ok. 477 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 23 zł/GJ (ok. 543 zł/t), co oznacza spadek względem poprzedniego miesiąca o 5,7%.
- Średnioważona cena dostarczanego w listopadzie gazu ziemnego wzrosła względem października o 2,4%, do 213,7 zł/MWh, tj. 35,7% 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 8,8 mln ton CO2, tj. o 1,2% mniej niż rok temu i 12,4% więcej niż w październiku.
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 3% wyżej, za średnio 437,9 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 5,7% wyżej, za 492,6 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) wzrosła o 10,8%, do 515,8 zł/MWh. Ceny kształtowały się na tym rynku od -24 zł/MWh do 2750 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 67,1 EUR/tCO2, tj. 6,3% więcej niż miesiąc wcześniej. W listopadzie do budżetu Polski wpłynęły 1,6 mld zł w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO2 na rynku pierwotnym (giełdzie EEX), a od początku roku wpłynęło 15,7 mld zł.
- CDS (Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w listopadzie 72 zł/MWh, stanowiąc 13,4% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten spadł o ok. 47,4 zł/MWh (wynosił wówczas 119,4 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CDS w 2024 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 68,6 zł/MWh, stanowiąc 12,8% 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 (Clean Spark Spread), będący odpowiednikiem CDS dla elektrowni gazowych, wyniósł w listopadzie 78,4 zł/MWh. W tym samym miesiącu 2023 r. był on niższy o ok. 36,7 zł/MWh (wówczas 41,7 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CSS w 2024 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 88,8 zł/MWh, stanowiąc 16,6% 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 515,8 zł/MWh i obniżyła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 539 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ubiegłym roku kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 550,5 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 6,7 TWh, czyli o 32,5% mniej niż rok temu (9,9 TWh). Jest to nadal o 56,8% mniej niż średnia dla listopada w latach 2018-2022, 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 sierpień (najnowsze dane) wyniósł 9 mld zł. W ciągu 12 poprzednich miesięcy w sumie za import netto zapłaciliśmy ponad 117 mld zł. Warto odnotować, że koszt importu paliw z Rosji za sierpień wyniósł 103 mln zł (czyli 1,1% wszystkich kosztów importu), a skumulowana wartość na 2024 r. do sierpnia wynosi 1 028 mln zł. Obecnie z Rosji importowane jest już jedynie paliwo LPG.
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.
Autorzy opracowania: Kacper Kwidziński, Jędrzej Wójcik
Źródło: Fundacja Forum Energii
