Miesięcznik Forum Energii. Listopad 2025 – Węgiel i gaz – dominujący duet w misie energetycznym

Listopad 2025

• Osiągi jednostek gazowych w listopadzie były najwyższe w historii. Według szacunków Forum Energii wyprodukowały one 2,8 TWh energii elektrycznej co przekłada się na 18,4% miksu energetycznego.
• Elektrownie węglowe ponownie zajęły dominującą pozycję w miksie energetycznym i wyprodukowały 8,7 TWh, co stanowi 57,5%. Oznacza to wzrost o 12,4% m/m, przy jednoczesnym spadku o 4,3% r/r. W tym 5,8 TWh wyprodukowano z węgla kamiennego (wzrost o 14,5% m/m) oraz 2,8 TWh z węgla brunatnego (wzrost o 8,2% m/m).
• Elektrownie wiatrowe wyprodukowały 1,8 TWh energii elektrycznej, co przekłada się na spadek aż o 40,7% względem rekordowego października oraz o 22,8% względem listopada 2024 r. Z kolei instalacje fotowoltaiczne, mimo sezonowego obniżenia produkcji, wyprodukowały 0,7 TWh energii elektrycznej, czyli niemal dwukrotnie więcej niż w listopadzie 2024 r.
• Łączny udział OZE w produkcji energii elektrycznej ani razu nie przekroczył w listopadzie 50%. Wynika to z jednej strony ze słabych warunków pogodowych, a z drugiej z powolnego przyrostu mocy w elektrowniach wiatrowych, które w okresie zimowym powinny zastąpić fotowoltaikę, jako główne odnawialne źródło energii.
• Ceny uprawnień do emisji wzrosły o 3,4% i przekroczyły poziom 80 EUR/tCO₂. Ostatni raz tak wysokie wartości odnotowano w październiku 2023 r.
• Ceny gazu na Henry Hub w USA wzrosły aż o 30,6% m/m osiągając najwyższy poziom od początku 2023 r. Indeks ten jest podstawą do wyznaczania cen LNG dostarczanego do terminalu w Świnoujściu. Do tej ceny należy doliczyć koszty dodatkowe m.in. związane z transportem.

Energia elektryczna – produkcja z OZE

W listopadzie ze źródeł odnawialnych pochodziło 3,6 TWh (23,7%) wyprodukowanej energii elektrycznej. Oznacza to spadek względem października br. o 33,2% oraz o 0,3% względem listopada 2024 r. Jest to jeden z najsłabszych wyników OZE w tym roku i wynika z sezonowej niższej produkcji z PV oraz wyjątkowo słabych warunków wietrznych. To już trzeci rok z rzędu, gdy w listopadzie udział produkcji OZE wynosi 23,7%.

Według szacunków Forum Energii, elektrownie wiatrowe w listopadzie tego roku wyprodukowały 1,8 TWh energii elektrycznej (51,5% generacji OZE). To o 22,8% mniej w zestawieniu z listopadem 2024 r. oraz 40,7% mniej niż w rekordowym październiku br. Tempo przyrostu mocy w wietrze jest coraz niższe, co budzi obawy o dostępność energii w okresach zimowych. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych na początku listopada (najnowsze dane) wynosiła 11,2 GW – to przyrost o 5,9% r/r lub 619 MW w rok.

Za to instalacje PV w listopadzie wyprodukowały 0,7 TWh (19,3% generacji OZE), co stanowi spadek produkcji o 44,7% m/m, za to wzrost aż o 92,4% r/r. Tempo przyrostu mocy w instalacjach PV od 3 lat jest równie dynamiczne. Jednak teraz za większość nowych mocy nie odpowiadają instalacje prosumenckie, a wielkoskalowa fotowoltaika. Moc zainstalowana PV na początku października (najnowsze dane) wynosiła 24,9 GW (to przyrost o 22,8% r/r lub 4607 MW w rok), z czego ok. 12,8 GW to instalacje prosumenckie (przyrost o 9,2% r/r lub 1085,7 MW w rok).

Instalacje biomasowe wyprodukowały w listopadzie ok. 0,9 TWh, a elektrownie wodne 0,1 TWh.

Maksymalny godzinowy udział pogodozależnych OZE (wiatr i słońce) w krajowej produkcji energii elektrycznej sięgnął w listopadzie 43,4%, a minimalny wyniósł 0,7%. Tymczasem największy godzinowy udział tych źródeł w konsumpcji energii elektrycznej wyniósł 64,6%.

https://flo.uri.sh/visualisation/20636393/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

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 listopadzie Operator systemu był zmuszony do nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych OZE (tzw. curtailment) przez 63 godzin (9% godz. w miesiącu) w trakcie 10 dni. Sytuacje te występowały głównie w godzinach okołopołudniowych oraz w nocy.

Ograniczono generację 30,6 GWh energii elektrycznej, czyli 79,0% mniej niż w październiku tego roku. 17,8 GWh ograniczeń dotyczyło fotowoltaiki (5,4% potencjalnej produkcji), z czego 10,7 GWh odbyło się w 01.11.2025 r. Przez resztę miesiąca curtailment dotyczył głównie źródeł wiatrowych – łącznie w listopadzie 12,8 GWh (0,7% potencjalnej produkcji). Sumaryczne ograniczenia źródeł OZE w 2025 r. wyniosły już ponad 1,3 TWh. Dla porównania, w całym 2024 r. ograniczono 731,4 GWh .

https://flo.uri.sh/visualisation/20582527/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

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.

Przez większość roku curtailment dotyczy głównie wielkoskalowych instalacji fotowoltaicznych. W okresach zimowych to farmy wiatrowe produkują więcej energii elektrycznej, więc wtedy można spodziewać się zmiany struktury redukcji. Jednak ze względu na słabe warunki wietrzne w listopadzie, zarówno produkcja jak i curtailment energii z wiatru były na niskim poziomie. Na poniższym wykresie przedstawiono jak zmienia się struktura redysponowania OZE w podziale na PV oraz elektrownie wiatrowe. Widoczna jest sezonowa zmiana, kiedy to wiatr zaczyna pełnić większą rolę w miksie, za to produkcja z fotowoltaiki spada.

https://flo.uri.sh/visualisation/26068922/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

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 listopadzie 2025 r. elektrownie i elektrociepłownie gazowe wyprodukowały 2,8 TWh energii elektrycznej (wzrost 14,6% m/m i o 12,4% r/r). Gaz ponowie utwierdza swoją rolę w polskiej elektroenergetyce jako, że energia elektryczna pozyskana z paliw gazowych stanowiła 18,4% miksu energetycznego, czyli najwięcej w historii.

Produkcja z węgla kamiennego w stosunku do listopada ubiegłego roku spadła o 4,9%, a w stosunku do października tego roku wzrosła o 14,5% (do 5,8 TWh). Produkcja z węgla brunatnego osiągnęła wartość 2,8 TWh. Jest to spadek o 3,2% r/r oraz wzrost o 8,2% m/m. Ponownie większość energii elektrycznej w Polsce pochodziło z węgla, tj. 8,7 TWh (57,5% miksu). Ostatnio taka sytuacja miała miejsce dopiero w marcu br. Jest to ale wzrost o 12,7% m/m ale nadal spadek w produkcji o 4,3% r/r.

https://flo.uri.sh/story/3147351/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a data story

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. Między listopadem 2015 r. a listopadem 2025 r. udział węgla w miksie zmniejszył się o 21,7 p.p. Systematyczny rozwój źródeł odnawialnych sprawia, że różnica między produkcją energii z węgla a z OZE coraz szybciej się zmniejsza. Ponadto coraz większą rolę zaczynają odgrywać duże jednostki na gaz ziemny.

Wciąż jednak widoczne są istotne różnice sezonowe – zimą poziom generacji z OZE pozostaje wyraźnie niższy. Wynika to przede wszystkim z wyższego zapotrzebowania oraz ograniczonego tempa rozwoju lądowej energetyki wiatrowej, która mogłaby istotnie zwiększyć produkcję w miesiącach o niskiej generacji słonecznej. Hamowany rozwój nowych mocy wiatrowych przekłada się na większe uzależnienie zimowej generacji od źródeł konwencjonalnych.

https://flo.uri.sh/visualisation/20639547/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

Wykres obrazuje, jak zmieniają się miesięczne udziały produkcji energii elektrycznej poszczególnych źródeł w produkcji całkowitej na przestrzeni ostatnich lat.

Listopad 2025 – inne dane szczegółowe

• Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w listopadzie 2025 r. wyniosło 19,4 GW (o 0,1 GW więcej niż w listopadzie rok temu), osiągając maksymalnie 26 GW (minimum – 12,1 GW).
• Zużycie energii elektrycznej wyniosło 14,0 TWh (0,7% więcej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 15,1 TWh (0,6% mniej r/r).

https://flo.uri.sh/story/3147355/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a data story

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 0,3 TWh, tj. 2,1% krajowego zapotrzebowania.
• Najwięcej importowanej energii elektrycznej pochodziło z Niemiec (1,1 TWh) i ze Szwecji (0,4 TWh). Z kolei największy eksport netto wystąpił w kierunku południowym, tj. 0,6 TWh do Czech oraz 0,4 TWh do Słowacji.

https://flo.uri.sh/visualisation/20582543/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

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 23,7% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o niecałe 0,1 p.p.

https://flo.uri.sh/visualisation/20582530/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a table

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).

• Elektrownie wiatrowe wyprodukowały 12,2% energii elektrycznej (1,8 TWh, czyli 51,5% produkcji OZE), za 4,6% odpowiadała fotowoltaika (0,7 TWh – 19,3% OZE), 1% pochodziło z elektrowni wodnych (0,1 TWh – 4% OZE), a 6% z biomasy (0,9 TWh – 25,2% OZE).
• Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 76,3% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 38,6% (5,8 TWh), z węgla brunatnego 18,9% (2,8 TWh), z gazu ziemnego 17% (2,6 TWh), a z pozostałych kopalnych 1,8% (0,3 TWh).

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

Made with Flourish • Create a data story

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 6,9%, do 14,3 zł/GJ (ok. 305 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 18,7 zł/GJ (ok. 431 zł/t), co oznacza spadek względem poprzedniego miesiąca o 3,4%.
• Średnioważona cena dostarczanego w listopadzie gazu ziemnego spadła względem października o 2,1%, do 173 zł/MWh, tj. 19,1% mniej niż rok temu.

https://flo.uri.sh/story/2750687/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a data story

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 8,5 mln ton CO₂, tj. o 2,4% mniej niż rok temu i 12,1% więcej niż w październiku br.

https://flo.uri.sh/visualisation/20582541/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

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 3,4% wyżej, za średnio 450,6 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 2,7% wyżej, za 508 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) wzrosła o 20,2%, do 537,9 zł/MWh.
• Średnioważona cena uprawnień do emisji CO₂ (EUA) na rynku pierwotnym wyniosła 80,6 EUR/tCO₂, tj. 3,4% więcej niż miesiąc wcześniej. W listopadzie do budżetu Polski wpłynęły 1,5 mld zł w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO₂ na rynku pierwotnym (giełdzie EEX), a od początku roku wpłynęło 15,6 mld zł.

https://flo.uri.sh/visualisation/20582538/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

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.

• CDS (Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w listopadzie 35,1 zł/MWh, stanowiąc 7,3% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten spadł o ok. 71,5 zł/MWh (wynosił wówczas 106,6 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CDS w 2025 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 18 zł/MWh, stanowiąc 4,0% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.

https://flo.uri.sh/visualisation/20582518/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

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. 

• CSS (Clean Spark Spread), będący odpowiednikiem CDS dla elektrowni gazowych, wyniósł w tym miesiącu 73,1 zł/MWh. W listopadzie 2024 r. był on wyższy o ok. 39,9 zł/MWh (wówczas 113 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CSS w 2025 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 36,2 zł/MWh, stanowiąc 8,0% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.
  

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

Made with Flourish • Create a chart

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. 

• 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 537,9 zł/MWh i podniosła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 482,1 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ubiegłym roku kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 449,3 zł/MWh.

https://flo.uri.sh/visualisation/20582535/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

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 spot. Najwyższa średnioważona godzinowa cena energii na rynku RDN wyniosła 1614,5 zł/MWh przy udziale OZE na poziomie 12,0%. Z kolei najniższa cena energii elektrycznej (32,3 zł/MWh) nastąpiła w godzinie z udziałem OZE równym 51,8%. Do tego większość godzin z wysokim udziałem OZE, charakteryzuje się ceną poniżej średniej ważonej.

https://flo.uri.sh/story/3147343/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a data story

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 6,4 TWh, czyli o 4,6% mniej niż rok temu (6,7 TWh). Jest to nadal o 58,8% mniej niż średnia dla listopada w latach 2018-22, która wynosi 15,5 TWh.

https://flo.uri.sh/visualisation/20582546/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

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 czerwiec (najnowsze dane) wyniósł 6,2 mld zł. W ciągu 12 poprzednich miesięcy w sumie za import netto zapłaciliśmy ponad 103 mld zł. Należy podkreślić, że od wprowadzonego pod koniec 2024 r. embarga na import LPG z Rosji, import z tego kierunku miał spaść do zera. Widoczny był jednak skok w imporcie z tego kierunku węglowodorów, które mogą zostać użyte do produkcji paliwa. Do lipca 2025 r. koszty te wyniosły ok. 401,4 mln zł. Zgodnie z przyjętym 19. pakietem sankcji, luka ta powinna zostać domknięta pod koniec stycznia 2026 r.
  

https://flo.uri.sh/visualisation/20582552/embed?auto=1

Made with Flourish • Create a chart

 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