Lipiec 2025
Po rekordowym dla OZE czerwcu, produkcja z tych źródeł w lipcu wyraźnie spadła i osiągnęła udział 33,2%. Pomimo to, to wciąż jeden z najwyższych udziałów OZE w historii oraz najlepszy lipcowy wynik do tej pory.
Przy niższej produkcji z odnawialnych źródeł, to emisyjne jednostki węglowe i gazowe grały większą rolę. Tym samym szacowane emisje w lipcu tego roku wyniosły 6,9 mln ton CO2 i były wyższe aż o 23,3% niż w czerwcu br., ale o 3,7% mniej niż w lipcu 2024 r.
Ceny energii elektrycznej na rynku spot także wzrosły. Średnia miesięczna cena na Rynku Dnia Następnego wyniosła 449 zł/MWh i była wyższa niż w trzech poprzednich miesiącach, charakteryzujących się wysokim udziałem OZE. Średnioważona cena na wszystkich rynkach energii elektrycznej w tym roku wynosi 453,1 zł/MWh.
Ze względu na niekorzystne dla OZE warunki atmosferyczne, przez zaledwie osiem godzin w miesiącu, wystąpiły ujemne ceny energii elektrycznej na Rynku Dnia Następnego. Dla porównania w czerwcu odnotowano 92 godz. z ujemnymi cenami. Ograniczenia pracy OZE także były niższe niż w poprzednich miesiącach i wyniosły 68 GWh.
Energia elektryczna – produkcja z OZE
W lipcu ze źródeł odnawialnych pochodziło łącznie 33,2% (4,4 TWh) wyprodukowanej energii elektrycznej. Jest to znaczny spadek po rekordowym czerwcu (5,8 TWh), w którym szacowana produkcja z OZE była większa niż z węgla.
W tym roku padło już kilka rekordów produkcji energii ze źródeł odnawialnych, dlatego tegoroczny lipcowy wynik może na pierwszy rzut oka wydawać się rozczarowujący, jednak pozostaje on wciąż jednym z najwyższych miesięcznych udziałów OZE w miksie energetycznym w historii i po raz pierwszy udział energii elektrycznej wyprodukowanej z tych źródeł w lipcu był taki wysoki.
Źródła wiatrowe w każdym roku są mniej wydajne w okresie letnim. W lipcu tego roku odpowiadały one za 30,7% generacji OZE (1,4 TWh). To o 15% więcej w zestawieniu z lipcem 2024 r. ale o 39,7% mniej niż w czerwcu br., który był wyjątkowo wietrzny. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych na początku lipca (najnowsze dane) wynosiła 11,0 GW – to przyrost o 6,4% lub 660 MW w rok.
Instalacje PV w lipcu wyprodukowały więcej energii niż źródła wiatrowe, osiągając poziom 2,6 TWh (59,3% generacji OZE). To spadek produkcji o 4,7% m/m i wzrost o 19% r/r. Moc zainstalowana w instalacjach PV na początku czerwca (najnowsze dane) wynosiła 23,2 GW (to przyrost o 22,6% lub 4271 MW w rok), z czego około 12,4 GW to instalacje prosumenckie (przyrost o 10,5% lub 1185 MW w rok).
Instalacje biomasowe wyprodukowały w lipcu około 0,3 TWh, a elektrownie wodne 0,1 TWh.
Maksymalny godzinowy udział pogodozależnych OZE (wiatr i słońce) w krajowej produkcji energii elektrycznej sięgnął w lipcu 62,2%, a minimalny wyniósł 1,6%. Tymczasem największy godzinowy udział tych źródeł w konsumpcji energii elektrycznej wyniósł aż 81,6%.
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 OZE w produkcji. W sytuacjach, kiedy suma dostarczanej mocy w danej godzinie jest wyższa niż bieżące zapotrzebowanie, konieczne jest wykorzystanie magazynów energii elektrycznej, eksport nadwyżek energii, lub nawet wyłączenia źródeł OZE.
W lipcu konieczność takiego nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych OZE (tzw. curtailmentu) przez operatora pojawiła się podczas dziewiętnastu dni lub aż 18% godzin w miesiącu, przeważnie w środku dnia. Ograniczono generację 68 GWh energii elektrycznej (63,4% mniej niż w czerwcu br.), z tego 56,7 GWh z fotowoltaiki oraz 11,3 GWh ze źródeł wiatrowych. Od początku roku ograniczono 864,5 GWh. Dla porównania w całym 2024 r. ograniczono produkcję OZE o 731,4 GWh.
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 wielkość odcinanych od sieci mocy OZE byłaby niższa, 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.
Blisko 83% ograniczeń w produkcji energii z OZE w lipcu dotyczyło wielkoskalowych instalacji fotowoltaicznych. Na poniższym wykresie przedstawiono średnią dobową generację energii z fotowoltaiki w lipcu w ujęciu pięcioletnim (linia ciągła) oraz średni potencjał produkcyjny (linia przerywana), który uwzględnia również energię niewyprodukowaną wskutek nierynkowego redysponowania. W lipcu bieżącego roku ograniczono średnio 8,6% generacji energii z fotowoltaiki nieprosumenckiej.
https://flo.uri.sh/visualisation/23071552/embed?auto=1
Tak wysoki poziom redukcji pracy OZE jest wynikiem konieczności utrzymania stabilności systemu elektroenergetycznego, niskiej elastyczności pracy źródeł węglowych i utrzymania ich pracy na minimum technicznym.
Produkcja ze źródeł konwencjonalnych
W lipcu 2025 r. produkcja energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych opierała się w większym stopniu niż w poprzednim roku na gazie ziemnym. Elektrownie i elektrociepłownie gazowe wyprodukowały 1,8 TWh, (wzrost o 31,9% m/m i o 46,6 % r/r).
Produkcja z węgla kamiennego w stosunku do lipca ubiegłego roku spadła o 8,9%, a w stosunku do czerwca tego roku wzrosła o 14,5% (do 3,9 TWh). Także produkcja z węgla brunatnego wzrosła do wartości 3 TWh. Jest to spadek o 4,8% r/r ale wzrost o 33% m/m.
Łącznie, w lipcu wyprodukowano z węgla 6,9 TWh energii elektrycznej (51,4% miksu). Jest to spadek w produkcji o 7,2% r/r lecz wzrost o 21,8% m/m. Przez trzy poprzednie miesiące udział węgla w produkcji utrzymywał się poniżej 50%.
https://flo.uri.sh/story/3147351/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 lipcem 2015 r. a lipcem 2025 r. udział węgla w miksie zmniejszył się o 33,3 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.
W ujęciu sezonowym nadal widoczne są istotne różnice – zimą poziom generacji z OZE pozostaje wyraźnie niższy. Wynika to przede wszystkim z ograniczonego tempa rozwoju lądowej energetyki wiatrowej, która mogłaby istotnie zwiększyć produkcję w miesiącach o niskiej generacji słonecznej. Brak nowych mocy wiatrowych przekłada się na większe uzależnienie zimowej generacji od źródeł konwencjonalnych.
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.
Lipiec 2025 – inne dane szczegółowe
- Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w lipcu 2025 r. wyniosło 17 GW (o 0,5 GW mniej niż w lipcu 2024 r. ), osiągając maksymalnie 21,5 GW (minimum – 11,5 GW).
- Zużycie energii elektrycznej wyniosło 12,7 TWh (2,7% mniej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 13,4 TWh (3,1% więcej r/r).
https://flo.uri.sh/story/3147355/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.
- Import energii elektrycznej netto wyniósł 0,3 TWh, tj. 2,4% krajowego zapotrzebowania.
- Głównymi kierunkami, z których importowano energię elektryczną były Niemcy (0,5 TWh) oraz Szwecja (0,4 TWh). Z kolei największy eksport netto wystąpił w kierunku południowym, tj. 0,4 TWh do Czech oraz 0,3 do Słowacji.
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 33,2% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o 1,6 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 10,2% energii elektrycznej (1,4 TWh, czyli 30,7% produkcji OZE), za 19,7% odpowiadała fotowoltaika (2,6 TWh – 59,3% OZE), 0,8% pochodziło z elektrowni wodnych (0,1 TWh – 2,4% OZE), a 2,5% z biomasy (0,3 TWh – 7,6% OZE).
- Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 66,8% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 29,1% (3,9 TWh), z węgla brunatnego 22,3% (3 TWh), z gazu ziemnego 13,6% (1,8 TWh), a z pozostałych kopalnych 1,8% (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 0,4%, do 16,3 zł/GJ (ok. 355 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 20 zł/GJ (ok. 470 zł/t), co oznacza spadek względem poprzedniego miesiąca o 2,1%.
- Średnioważona cena dostarczanego w lipcu gazu ziemnego spadła względem czerwca o 2,5%, do 173,8 zł/MWh, tj. 12,8% 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 6,9 mln ton CO2, tj. o 3,7% mniej niż rok temu i 23,3% więcej niż w czerwcu br.
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 1% niżej, za średnio 416,9 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 0,8% niżej, za 461,7 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) wzrosła o 30,6%, do 448,7 zł/MWh.
- Średnioważona godzinowa cena energii elektrycznej na tym rynku w lipcu była osiem razy ujemna i kształtowała się od -5,2 zł/MWh do 1735,7 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 70 EUR/tCO2, tj. 2,9% mniej niż miesiąc wcześniej. W lipcu do budżetu Polski wpłynęły 1,2 mld zł w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO2 na rynku pierwotnym (giełdzie EEX), a od początku roku wpłynęło 9,3 mld zł.
- CDS (Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w lipcu 24,8 zł/MWh, stanowiąc 5,6% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten spadł o ok. 69,3 zł/MWh (wynosił wówczas 94,1 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CDS w 2025 roku będzie kształtował się średnio na poziomie 22,5 zł/MWh, stanowiąc 5% 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 50,3 zł/MWh. W lipcu 2024 r. był on wyższy o ok. 80,9 zł/MWh (wówczas 131,2 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CSS w 2025 roku będzie kształtował się średnio na poziomie 29,2 zł/MWh, stanowiąc 6,5% 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 448,7 zł/MWh i podniosła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 445,9 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ubiegłym roku kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 443,4 zł/MWh.
- Średnioważona cena energii elektrycznej na wszystkich rynkach wynosiła w lipcu 445,9 zł/MWh, tj. 1,6% mniej niż średnioważona roczna (453,1 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 godzinowa cena energii na rynku RDN wyniosła 1735,7 zł/MWh przy udziale OZE na poziomie 11,7%. Z kolei najniższa cena energii elektrycznej (-5,2 zł/MWh) nastąpiła w godzinie z udziałem OZE równym 58,8%. Do tego większość godzin z wysokim udziałem OZE, charakteryzuje się ceną poniżej średniej ważonej.
https://flo.uri.sh/story/3147343/embed?auto=1
Pierwszy wykres przedstawia rozkład średnioważonych cen na Rynku Dnia Następnego oraz udział OZE w poszczególnych godzinach w miesiącu. Przy wysokim udziale OZE w miksie energetycznym, ceny są niskie, w większości poniżej miesięcznej średniej ważonej.
Na drugim wykresie te ceny zostały rozbite w zależności od zapotrzebowania na moc występującą w danej godzinie. Zarówno przy niskim jak i wysokim zapotrzebowaniu, ceny na RDN były najniższe przy wysokim udziale OZE.
- Na Towarowej Giełdzie Energii obrót (suma wolumenów zawartych kontraktów terminowych) wyniósł 4,6 TWh, czyli o 40,6% więcej niż rok temu (7,8 TWh). Jest to nadal o 67,5% mniej niż średnia dla lipca 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 kwiecień (najnowsze dane) wyniósł 8,3 mld zł. W ciągu 12 poprzednich miesięcy w sumie za import netto zapłaciliśmy ponad 108 mld zł. Należy podkreślić, że od wprowadzonego pod koniec 2024 r. embarga na import LPG z Rosji, import z tego kierunku spadł do zera.
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.
Źródło: Fundacja Forum Energii
