Miesięcznik Forum Energii

Kwiecień 2025 – Węgiel poniżej 50%

Kwiecień 2025 r. był miesiącem, w którym:

• produkcja energii elektrycznej z węgla spadła poniżej 50%,
• redukcje produkcji źródeł odnawialnych występowały przez 25 dni i osiągnęły rekordowy poziom,
• zapotrzebowanie na energię elektryczną było jedno z najniższych w ostatnich 10 latach.

(08.05.2025)

Wraz z niskim zapotrzebowaniem na energię elektryczną, które wyniosło 12,3 TWh (w kwietniu zeszłego roku było to 13,4 GWh) i wysoką produkcją z fotowoltaiki i wiatru, udział OZE wzrósł do 34,2%, czyli o 4,8 p.p. względem marca. Wynik ten mógłby być jeszcze wyższy, gdyby nie rekordowy poziom redysponowania, który osiagnął 251,3 GWh.

Blisko 90% ograniczeń w produkcji energii z OZE dotyczyło wielkoskalowych instalacji fotowoltaicznych. Na poniższym wykresie przedstawiono średnią dobową generację energii z PV w kwietniu w ujęciu pięcioletnim (linia ciągła) oraz średni potencjał produkcyjny (linia przerywana), który uwzględnia również energię niewyprodukowaną wskutek nierynkowego redysponowania. W kwietniu bieżącego roku ograniczono średnio 10,4% generacji energii z PV, podczas gdy w 2023 roku było to 7,9%, a w 2022 – 1,4%.

https://flo.uri.sh/visualisation/23071552/embed?auto=1

Tak wysoki poziom redukcji pracy OZE wynika z konieczności utrzymania stabilności systemu elektroenergetycznego, niskiej elastyczności pracy źródeł węglowych oraz potrzeby utrzymania ich pracy na minimum technicznym. Produkcja z bloków węglowych była w tym miesiącu rekordowo niska, a ich udział w miksie spadł poniżej 50%, do 49,4%.

Tym samym szacuje się, że w kwietniu emisje dwutlenku węgla w elektroenergetyce osiągnęły najniższy wynik w historii na poziomie 6,5 mln ton CO₂.

Energia elektryczna – produkcja z OZE

W kwietniu ze źródeł odnawialnych pochodziło łącznie 34,2% (4,5 TWh) wyprodukowanej energii elektrycznej.

Źródła wiatrowe odpowiadały za 37,2% generacji OZE. Wolumen ten wyniósł 1,7 TWh. To o 20,5% mniej w zestawieniu z kwietniem 2024 r. i o 8,8% mniej niż w marcu 2025 r. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych na początku kwietnia wynosiła 10,9 GW.

Instalacje PV w kwietniu wyprodukowały więcej energii niż źródła wiatrowe, osiągając poziom 1,9 TWh (42,1% generacji OZE). To wzrost produkcji o 28,7% m/m i o 32,4% r/r. Moc zainstalowana w instalacjach PV na początku marca wynosiła 22,1 GW, z czego aż 12,2 GW to instalacje prosumenckie (wg. ARE).

Instalacje biomasowe wyprodukowały w marcu około 0,8 TWh, a elektrownie wodne 0,1 TWh.

Maksymalny godzinowy udział OZE w krajowej produkcji energii elektrycznej sięgnął w kwietniu 58,9%, a minimalny wyniósł 10,3%. Tymczasem największy godzinowy udział OZE w konsumpcji energii elektrycznej wyniósł 77,0%.

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 kwietniu konieczność takiego nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych przez operatora pojawiła się podczas dwudziestu pięciu dni. W sumie ograniczono generację 251,3 GWh energii elektrycznej, z tego 223,4 GWh z PV oraz 27,9 GWh ze źródeł wiatrowych. Jest to najwyższy wynik w historii.

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 kwietniu 2025 r. produkcja energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych w większym stopniu niż rok temu opierała się na gazie ziemnym. Elektrownie i elektrociepłownie gazowe wyprodukowały 1,9 TWh, (spadek o 5,4% m/m i wzrost o 44,2 % r/r).

Pomimo, że w systemie elektroenergetycznym w kwietniu nadal główną rolę pełniły jednostki węglowe, ich łączny udział w generacji spadł poniżej połowy. Produkcja z węgla kamiennego względem kwietnia ubiegłego roku spadła o 10,9%, a względem marca 2025 r. spadła aż o 20,1% (do 4,0 TWh). Produkcja z węgla brunatnego spadła do rekordowo niskiej wartości, tj. 2,5 TWh. Jest to spadek o 7,2% r/r oraz o 16,8% m/m (do 2,5 TWh).

Łącznie, w kwietniu wyprodukowano z węgla 6,5 TWh energii elektrycznej (49,4% miksu). Jest to spadek w produkcji o 9,6% r/r oraz 18,9% m/m. Jest to także najniższy wynik w historii.

https://flo.uri.sh/visualisation/21518871/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 kwietniem 2015 r. a kwietniem 2025 r. wykorzystanie węgla ogółem zmniejszyło się o 29,9 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 kwietniu szacowane emisje osiągnęły najniższy w historii wynik i spadły o 17,2% (do poziomu 6,5 mln ton CO₂) w stosunku do marca 2025 r. W zestawieniu z kwietniem 2024 r. były niższe o 5,5%.

Równocześnie zapotrzebowanie na energię elektryczną było bardzo niskie i wyniosło w kwietniu 12,3 TWh (drugi najniższy wynik w historii), przy maksymalnym średnim godzinowym zapotrzebowaniu na poziomie 22,1 GWh. Dla porównania w kwietniu ubiegłego roku zapotrzebowanie wynosiło 13,4 TWh przy maksymalnym zapotrzebowaniu godzinowym na poziomie 23,6 GWh.

Import netto w kwietniu wyniósł – 0,1 TWh.

Kwiecień 2025 – inne dane szczegółowe

• Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w kwietniu 2025 r. wyniosło 17,1 GW (o 1,5 GW mniej niż w kwietniu rok temu), osiągając maksymalnie 22,1 GW (minimum – 10,6 GW).
• Zużycie energii elektrycznej wyniosło 12,3 TWh (8,0% mniej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 13,2 TWh (1,4% 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 0,1 TWh, tj. 0,8% 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 34,2% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o 1,5 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).

• Elektrownie wiatrowe wyprodukowały 12,7% energii elektrycznej (1,7 TWh, czyli 37,2% produkcji OZE), za 14,4% odpowiadała fotowoltaika (1,9 TWh – 42,1% OZE), 1,1% pochodziło z elektrowni wodnych (0,1 TWh – 3,1% OZE), a 6,0% z biomasy (0,8 TWh – 17,6% OZE).
• Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 65,8% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 30,5% (4,0 TWh), z węgla brunatnego 18,9% (2,5 TWh), z gazu ziemnego 14,7% (1,9 TWh), a z pozostałych kopalnych 1,7% (0,2 TWh).

https://flo.uri.sh/story/2750681/embed?auto=1

Na wykresie widzimy procentowe udziały produkcji energii elektrycznej z podziałem na źródła. Wykres kołowy po lewej stronie przedstawia udziały produkcji energii elektrycznej z paliw kopalnych oraz skumulowany udział produkcji ze wszystkich źródeł odnawialnych. Wykres po prawej przedstawia udziału produkcji jedynie źródeł OZE.

• Ceny węgla dla energetyki (indeks PSCMI1) spadły w ciągu miesiąca o 1,4%, do 16,6 zł/GJ (ok. 357 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 20,7 zł/GJ (ok. 494 zł/t), co oznacza wzrost względem poprzedniego miesiąca o 5,4%.
• Średnioważona cena dostarczanego w kwietniu gazu ziemnego spadła względem marca o 1,8%, do 188,7 zł/MWh, tj. 7,0% więcej 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 6,5 mln ton CO₂, tj. o 5,5% mniej niż rok temu i 17,2% mniej niż w marcu.

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 4,1% niżej, za średnio 410, zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 3% niżej, za 461,2 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) spadła o 10%, do 367,6 zł/MWh. Ceny kształtowały się na tym rynku od -452,1 zł/MWh do 1107,8 zł/MWh.

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 64,1 EUR/tCO2, tj. 6,7% mniej niż miesiąc wcześniej. W kwietniu do budżetu Polski wpłynęły 1,8 mld zł w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO2 na rynku pierwotnym (giełdzie EEX), a od początku roku wpłynęło 5,6 mld zł.
• CDS (Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w kwietniu 3 zł/MWh, stanowiąc 0,7% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten spadł o ok. 30,1 zł/MWh (wynosił wówczas 33,1 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CDS w 2025 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 53,5 zł/MWh, stanowiąc 11,6% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.

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 -3,7 zł/MWh. W kwietniu 2024 r. był on wyższy o ok. 121,2 zł/MWh (wówczas 117.6 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CSS w 2025 roku będzie kształtował się średnio na poziomie 32,3 zł/MWh, stanowiąc 7% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.
  

https://flo.uri.sh/visualisation/20582523/embed?auto=1

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 367,6 zł/MWh i obniżyła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 408,9 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ubiegłym roku kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 436,0 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).

• Można zaobserwować korelację między udziałem OZE w produkcji energii elektrycznej a ceną energii elektrycznej na rynku spotowym. Najwyższa średnioważona dzienna cena energii na rynku RDN wyniosła 555,7 zł/MWh przy udziale OZE na poziomie 28,3%. Z kolei najniższa cena energii elektrycznej (87,9 zł/MWh) nastąpiła w dniu z jednym z najwyższych udziałów OZE w miesiącu – 41,3%.

https://flo.uri.sh/story/2953125/embed?auto=1

Pierwszy wykres przedstawia rozkład średnioważonych cen na Rynku Dnia Następnego oraz 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.

• Na giełdzie obrót (suma wolumenów zawartych kontraktów terminowych) wyniósł 8,4 TWh, czyli o 53,6% więcej niż rok temu (5,4 TWh). Jest to też o 41,3% mniej niż średnia dla kwietnia w latach 2018-22, która wynosi 14,2 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 grudzień (najnowsze dane) wyniósł 9,6 mld zł. W ciągu 12 poprzednich miesięcy w sumie za import netto zapłaciliśmy niemal 111 mld zł. Warto odnotować, że koszt importu paliw z Rosji za grudzień 2024 r. wyniósł 84 mln zł (czyli 0,9% wszystkich kosztów importu), a skumulowana wartość na 2024 r. do wyniosła 1,4 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. 

Autor opracowania: Kacper Kwidziński

Źródło: Forum Energii