Luty 2025 r. był zdominowany przez konwencjonalne źródła energii. Z powodu niskiej wietrzności, udział OZE w produkcji energii elektrycznej był najniższy od grudnia 2022 r. (19,9%), a pierwsze miejsce zajął węgiel (kamienny oraz brunatny) osiągając 64,9%, z kolei gaz ziemny z wynikiem 14,4% stanowił istotne uzupełnienie miksu.
W wyniku wysokiej produkcji z węgla, luty w 2025 r. odznaczał się wysoką emisyjnością na poziomie 9,2 mln ton CO2. Dla porównania w lutym 2024 r. emisje wynosiły 7,4 mln ton CO2.
Do tego niski udział OZE, a wraz z tym wysoki udział węgla sprawiły, że znacznie wzrosła cena energii elektrycznej na Rynku Dnia Następnego, osiągając średnią wartość 570,6 zł/MWh, czyli aż 66,8% więcej niż w lutym ub. r. i 20,3% więcej niż w styczniu tego roku. Z kolei średnia wartość kontraktów na Rynku Terminowym w lutym wynosiła 453,8 zł/MWh czyli 20,5% mniej.
Pierwszy wykres przedstawia rozkład średnioważonych cen na Rynku Dnia Następnego oraz średni udział OZE w poszczególnych dniach w miesiącu. Przy zwiększonym udziale OZE ceny energii elektrycznej maleją.
Na drugim wykresie punkty odpowiadają poszczególnym dniom w miesiącu, a nachylenie linii trendu pokazuje zależność cen energii elektrycznej od udziału OZE w produkcji energii elektrycznej.
Energia elektryczna – produkcja z OZE
Ze względu na bardzo niską wietrzność w lutym 2025 r. i pomimo stale przybywających mocy zainstalowanych OZE w Polsce, ze źródeł odnawialnych pochodziło łącznie zaledwie 19,9% (3,0 TWh) wyprodukowanej energii elektrycznej. Ostatni raz udział OZE poniżej 20% w miksie odnotowano w grudniu 2022 r.
Za niecałą połowę generacji OZE (45,9%) odpowiadały źródła wiatrowe. Wolumen ten wyniósł 1,4 TWh. To o 49,1% mniej w zestawieniu z lutym 2024 r. i o 57,7% mniej niż w styczniu 2025 r. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych na początku lutego wynosiła 10,8 GW.
Instalacje PV w lutym osiągnęły poziom produkcji 0,8 TWh, to wzrost o 118% m/m i o 94,6% r/r. Moc zainstalowana w instalacjach PV na początku stycznia wynosiła 21,3 GW, z czego aż 12,1 GW to instalacje prosumenckie (wg. ARE).
Instalacje biomasowe wyprodukowały w lutym około 0,7 TWh, a elektrownie wodne 0,1 TWh.
Maksymalny godzinowy udział OZE w krajowej produkcji energii elektrycznej sięgnął w lutym 54,6%, a minimalny wyniósł 7,0%. Tymczasem największy godzinowy udział OZE w konsumpcji energii elektrycznej wyniósł 67,5%.
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 lutym konieczność takiego nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych przez operatora pojawiła się podczas trzech dni. W sumie ograniczono generację 5,0 GWh energii elektrycznej.
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 lutym 2025 r. produkcja energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych w większym stopniu niż rok temu opierała się na gazie ziemnym. Elektrownie i elektrociepłownie gazowe wyprodukowały 2,0 TWh, (spadek o 8,3% m/m i wzrost o 16,0 % r/r). Okres ostatnich czterech miesięcy był rekordowy pod względem produkcji energii elektrycznej z gazu ziemnego. Każdy z tych czterech miesięcy znalazł się w czołówce wśród miesięcy o najwyższej generacji energii z tego źródła w historii.
Jednak w systemie elektroenergetycznym w lutym dominowały jednostki węglowe. Produkcja z węgla kamiennego względem lutego ub. r. wzrosła o 27,5%, względem stycznia 2025 r. wzrosła o 1,0% (do 6,4 TWh). Produkcja z węgla brunatnego zanotowała wzrost o 22,1% r/r oraz spadek o 6,8% m/m (do 3,3 TWh).
Łącznie, w lutym wyprodukowano z węgla 9,7 TWh energii elektrycznej (64,9% miksu). Jest to wzrost w produkcji o 25,6% r/r oraz spadek o 1,8% m/m.
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 pomimo widocznego w ostatnich miesiącach spadku produkcji z odnawialnych źródeł. Pomiędzy lutym 2015 r. a lutym 2025 r. wykorzystanie węgla ogółem zmniejszyło się o 24,8 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 odgrywać 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
W lutym szacowane emisje spadły o 2,9% (do poziomu 9,2 mln ton CO2) w stosunku do stycznia 2025 r. W zestawieniu z lutym 2024 r. były wyższe o 23,9% ze względu na wyższy udział węgla w miksie produkcji energii elektrycznej.
Zapotrzebowanie na energię elektryczną wyniosło w styczniu 13,6 TWh, przy maksymalnym średnim godzinowym zapotrzebowaniu na poziomie 24,8 GWh. Dla porównania w lutym ub. r. zapotrzebowanie wynosiło 14,1 TWh przy maksymalnym zapotrzebowaniu godzinowym na poziomie 24,8 GWh.
Eksport netto w lutym wyniósł 0,2 TWh.
Luty 2025 – inne dane szczegółowe
- Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w lutym 2025 r. wyniosło 20,2 GW (o 0,1 GW mniej niż w lutym rok temu), osiągając maksymalnie 24,8 GW (minimum – 14,2 GW).
- Zużycie energii elektrycznej wyniosło 13,6 TWh (3,6% mniej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 15 TWh (8,5% 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. 1,5% 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 (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 19,9% miksu wytwórczego, udział ten spadł względem zeszłego roku o 9,5 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 9,1% energii elektrycznej wyprodukowały farmy wiatrowe (1,4 TWh, czyli 45,9% produkcji OZE), za 5,3% odpowiadała fotowoltaika (0,8 TWh – 26,5% OZE), 0,9% pochodziło z elektrowni wodnych (0,1 TWh – 4,3% OZE), a 4,6% z biomasy (0,7 TWh – 23,2% OZE).
- Elektrownie szczytowo-pompowe odpowiedzialne były za produkcję 0,04 TWh energii elektrycznej. To 4,5% więcej niż w styczniu (0,03 TWh).
- Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 80,1% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 42,6% (6,4 TWh), z węgla brunatnego 22,3% (3,3 TWh), z gazu ziemnego 13,7% (2,0 TWh), a z pozostałych kopalnych 1,6% (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 aż o 20%, do 16,6 zł/GJ (ok. 361 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 21 zł/GJ (ok. 494 zł/t), co oznacza spadek względem poprzedniego miesiąca o 9,4%.
- Średnioważona cena dostarczanego w lutym gazu ziemnego spadła względem stycznia o 4,7%, do 192,6 zł/MWh, tj. 14,8% 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 9,2 mln ton CO2, tj. o 23,9% więcej niż rok temu i 2,9% mniej niż w styczniu.
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 1,1% niżej, za średnio 453,9 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 1,8% niżej, za 506,5 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) wzrosła o 20,3%, do 570,6 zł/MWh. Ceny kształtowały się na tym rynku od 28 zł/MWh do 1249 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 75,8 EUR/tCO2, tj. 37% więcej niż rok wcześniej. W lutym 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 2,6 mld zł.
- CDS (Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w lutym 52,8 zł/MWh, stanowiąc 10,5% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten spadł o ok. 41,3 zł/MWh (wynosił wówczas 94,1 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CDS w 2025 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 32,7 zł/MWh, stanowiąc 6,8% 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 tym miesiącu 68,3 zł/MWh. W lutym 2024 r. był on niższy o ok. 4,6 zł/MWh (wówczas 63,8 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CSS w 2025 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 40,1 zł/MWh, stanowiąc 8,3% 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 569,6 zł/MWh (wzrost o 66,1% r/r oraz 19,5% m/m) i podniosła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 502 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ub. r. kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 453,8 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 4,1 TWh, czyli o 41,6% mniej niż rok temu (7,0 TWh). Jest to też o 70% mniej niż średnia dla lutego w latach 2018-22, która wynosi 13,5 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 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.
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
Źródło: Forum Energii
