Pierwsze 30 godzin 2025 r. ujawniły strukturalne ograniczenia polskiego systemu elektroenergetycznego. Wysoka generacja z nieelastycznych źródeł węglowych, przy niskim zapotrzebowaniu i silnym wietrze, doprowadziła do rekordowego ograniczenia pracy farm wiatrowych. Pomimo intensywnego eksportu, brak elastyczności w systemie wymusił priorytetowe utrzymanie pracy jednostek węglowych, hamując wykorzystanie potencjału OZE. Konsekwencją była ujemna średnioważona cena energii elektrycznej na rynku spot w tych godzinach.
Styczeń 2025 wyróżniał się w kilku kategoriach:
- elektrownie wiatrowe wyprodukowały najwięcej energii elektrycznej w historii, aż 3,3 TWh,
- odnotowano drugi największy w tej dekadzie, zaraz po pandemicznym wrześniu 2021 r., wolumen eksportu netto energii elektrycznej – 0,9 TWh,
- wyprodukowano 2,2 TWh (13,1%) energii elektrycznej z gazu ziemnego, co także jest drugim najwyższym wynikiem w historii.
- produkcja energii elektrycznej z węgla kamiennego i brunatnego wzrosła do 9,9 TWh (58,9% miksu). Dla porównania, w styczniu 2024 r. ta produkcja wynosiła 9,2 TWh (58,2% miksu). Odnawialne źródła energii, w 3/4 wiatr, stanowiły 26,3% (4,4 TWh) miksu produkcji energii elektrycznej. To 0,1 TWh więcej niż w styczniu ubiegłego roku.
(07.02.2025)
Energia elektryczna – produkcja z OZE
W styczniu 2025 r. ze źródeł odnawialnych pochodziło łącznie 26,3% (4,4 TWh) wyprodukowanej energii elektrycznej.
Za zdecydowaną większość generacji OZE (75,2%) odpowiadały źródła wiatrowe. Wolumen ten wyniósł 3,3 TWh co stanowi największą historycznie wartość w Polsce. To o 8,2% więcej w zestawieniu ze styczniem 2024 i o 25,9% więcej niż w grudniu 2024. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych na początku listopada wynosiła 10,5 GW (wg. ARE). Warto wspomnieć także, że w styczniu odnotowano rekordowe miesięczne ograniczenie pracy elektrowni wiatrowych na poziomie 32,2 GWh.
Instalacje PV w styczniu osiągnęły poziom produkcji 0,3 TWh, to wzrost o 38,4% m/m i o 22,6% r/r. Moc zainstalowana
w instalacjach PV na początku października wynosiła 20,2 GW, z czego aż 11,9 GW to instalacje prosumenckie (wg. ARE).
Instalacje biomasowe wyprodukowały w styczniu około 0,7 TWh, a elektrownie wodne 0,1 TWh.
Maksymalny godzinowy udział OZE w krajowej produkcji energii elektrycznej sięgnął w styczniu 50,2%, a minimalny wyniósł 5,6%. Tymczasem największy godzinowy udział OZE w konsumpcji energii elektrycznej wyniósł 61,5%.
https://flo.uri.sh/visualisation/20636393/embed?auto=1
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 styczniu konieczność takiego nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych przez operatora pojawiła się podczas czterech dni. W sumie ograniczono generację 32,3 GWh energii elektrycznej (i dotyczyło to tylko elektrowni wiatrowych). Styczeń 2025 r. był miesiącem z historycznie największym wolumenem redukcji produkcji z wiatru. Porównując z danymi historycznymi,
w grudniu wynosiła ona 11,4 GWh, a w styczniu 2024 nie doszło do ograniczeń OZE.
https://flo.uri.sh/visualisation/20582527/embed?auto=1
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 styczniu 2025 r. produkcja energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych w większym stopniu niż rok temu opierała się na gazie ziemnym. Elektrownie i elektrociepłownie gazowe wyprodukowały 2,2 TWh, (spadek o 3,0% m/m i wzrost o 10,8% r/r) między innymi za sprawą nowych 1,4 GW w Gryfinie. Jest to drugi największy wynik w historii zaraz po listopadzie 2024. Okres ostatnich trzech miesięcy był rekordowy pod względem produkcji energii elektrycznej z gazu ziemnego. Każdy z tych trzech miesięcy znalazł się na podium wśród miesięcy o najwyższej generacji energii z tego źródła w historii.
Jednak w systemie elektroenergetycznym w styczniu dominowały jednostki węglowe – elektrownie na węgiel brunatny i kamienny, nie mogą zejść poniżej minimum technicznego, co powoduje ograniczenie, w niektórych okresach, produkcji elektrowni wiatrowych. Jest to charakterystyka systemu elektroenergetycznego zdominowanego przez nieelastyczne jednostki konwencjonalne. Produkcja z węgla kamiennego względem stycznia ubiegłego roku wzrosła o 4,7%,względem grudnia 2024 spadła o 0,6% (do 6,3 TWh). Produkcja z węgla brunatnego zanotowała wzrost o 13,4% r/r oraz 8,3% m/m (do 3,6 TWh).
Łącznie, w styczniu wyprodukowano z węgla 9,9 TWh energii elektrycznej (58,9% miksu). Jest to wzrost o 7,7% r/r oraz 2,5% m/m.
https://flo.uri.sh/visualisation/20582562/embed?auto=1
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 są bezprecedensowe. Pomiędzy styczniem 2015 r. a styczniem 2025 wykorzystanie węgla ogółem zmniejszyło się o 21,2 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 odgrywać duże jednostki na gaz ziemny.
https://flo.uri.sh/visualisation/20639547/embed?auto=1
Wykres obrazuje, jak zmieniają się miesięczne udziały produkcji energii elektrycznej poszczególnych źródeł w produkcji całkowitej na przestrzeni ostatnich lat.
Emisje, zapotrzebowanie i import
W styczniu szacowane emisje wzrosły o 2,9% (do poziomu 9,5 mln ton CO2) w stosunku do grudnia ubiegłego roku. W zestawieniu ze styczniem 2024 r. były wyższe o 8,2% ze względu na wyższy udział węgla w miksie produkcji energii elektrycznej.
Zapotrzebowanie na energię elektryczną wyniosło w styczniu 14,7 TWh, przy maksymalnym średnim godzinowym zapotrzebowaniu na poziomie 24,8 GWh. Dla porównania w styczniu ubiegłego roku zapotrzebowanie wynosiło niecałe 16 TWh przy maksymalnym zapotrzebowaniu godzinowym na poziomie 28,3 GWh.
Eksport netto w styczniu był znaczący i wyniósł 0,9 TWh. Poprzednio osiągnął taki poziom we wrześniu 2021 r.
Styczeń 2025 – inne dane szczegółowe
- Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w styczniu 2025 r. wyniosło 19,7 GW (o 1,8 GW mniej niż w styczniu rok temu), osiągając maksymalnie 24,8 GW (minimum – 12,5 GW).
- Zużycie energii elektrycznej wyniosło 14,7 TWh (8,3% mniej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 16,8 TWh (6,5% więcej r/r).
https://flo.uri.sh/visualisation/20582549/embed?auto=1
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 0,9 TWh, tj. 6,1% krajowego zapotrzebowania.
https://flo.uri.sh/visualisation/20582543/embed?auto=1
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 26,3% miksu wytwórczego, udział ten zmalał względem zeszłego roku o 1,1 p.p.
https://flo.uri.sh/visualisation/20582530/embed?auto=1
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 19,8% energii elektrycznej wyprodukowały farmy wiatrowe (3,3 TWh, czyli 75,2% produkcji OZE), za 1,6% odpowiadała fotowoltaika (0,3 TWh – 5,9% OZE), 0,9% pochodziło z elektrowni wodnych (0,1 TWh – 3,3% OZE), a 4,1% z biomasy (0,7 TWh – 15,6% OZE).
- Elektrownie szczytowo-pompowe odpowiedzialne były za produkcję 0,03 TWh energii elektrycznej. To 30,7% więcej niż w grudniu.
- Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 73,7% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 37,6% (6,3 TWh), z węgla brunatnego 21,3% (3,6 TWh), z gazu ziemnego 13,1% (2,2 TWh), a z pozostałych kopalnych 1,6% (0,3 TWh).
https://flo.uri.sh/story/2750681/embed?auto=1
Na wykresie widzimy procentowe udziały produkcji energii elektrycznej z podziałem na źródła.
- Ceny węgla dla energetyki (indeks PSCMI1) spadły w ciągu miesiąca o 2,2%, do 20,8 zł/GJ (ok. 458 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 23,2 zł/GJ (ok. 546 zł/t), co oznacza wzrost względem poprzedniego miesiąca o 7,7%.
- Średnioważona cena dostarczanego w styczniu gazu ziemnego spadła względem grudnia o 5,4%, do 202,1 zł/MWh, tj. 8,5% mniej niż rok temu.
https://flo.uri.sh/story/2750687/embed?auto=1
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 9,5 mln ton CO2, tj. o 8,2% więcej niż rok temu i 2,9% więcej niż w grudniu.
https://flo.uri.sh/visualisation/20582541/embed?auto=1
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.
- Równomierna dostawa w każdej godzinie doby przyszłego roku (w tzw. pasku – instrument BASE) była handlowana o 6,6% wyżej, za średnio 458,8 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 3,6% wyżej, za 515,8 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) wzrosła o 3,9%, do 474,3 zł/MWh. Ceny kształtowały się na tym rynku od -52 zł/MWh do 1375 zł/MWh.
- Dodatkowo, wyjątkowo w tym miesiącu na rynku RTT zakontraktowano 744 MWh po 390 PLN/MWh w kontrakcie OFFPEAK. Kontrakty takie obejmują godziny pozaszczytowe, tj. w dni robocze 00:00-08:00 oraz 20:00-24:00 a w weekend oraz dni świąteczne 00:00-24:00. Ostatnim razem kontrakt OFFPEAK pojawił się w marcu 2023 r.
https://flo.uri.sh/visualisation/20582538/embed?auto=1
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 75,9 EUR/tCO2, tj. 12,8% więcej niż miesiąc wcześniej. W styczniu do budżetu Polski wpłynęły 1,3 mld zł w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO2 na rynku pierwotnym (giełdzie EEX).
- CDS (Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w styczniu -24,3 zł/MWh. W ciągu roku wskaźnik ten spadł o ok. 107,2 zł/MWh (wynosił wówczas 83 zł/MWh).
https://flo.uri.sh/visualisation/20582518/embed?auto=1
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 tym miesiącu 11,9 zł/MWh. W styczniu 2024 r. był on wyższy o ok. 75,4 zł/MWh (wówczas 87,3 zł/MWh).
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.
https://flo.uri.sh/visualisation/20582523/embed?auto=1
- 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 474,3 zł/MWh i podwyższyła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 463,6 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ubiegłym roku kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 454,1 zł/MWh. Dla porównania w grudniu 2024 średnia cena wynosiła 557 zł/MWh.
https://flo.uri.sh/visualisation/20582535/embed?auto=1
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 4 TWh, czyli o 30% mniej niż rok temu (5,7 TWh), ale o Jest to również o 55,3% mniej niż średnia dla stycznia w latach 2018-22, która wynosi 8,9 TWh.
https://flo.uri.sh/visualisation/20582546/embed?auto=1
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 październik (najnowsze dane) wyniósł 9 mld zł. W ciągu 12 poprzednich miesięcy w sumie za import netto zapłaciliśmy niemal 112 mld zł. Warto odnotować, że koszt importu paliw z Rosji za październik 2024 r. wyniósł 115 mln zł (czyli 1,3% wszystkich kosztów importu), a skumulowana wartość na rok 2024 do października wyniosła 1,2 mld zł (tylko LPG). Jednak od 20 grudnia weszło w życie embargo na import LPG z Rosji.
https://flo.uri.sh/visualisation/20582552/embed?auto=1
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: Forum Energii
