Grudzień 2025
- Jednostki gazowe (gaz ziemny oraz koksowniczy) w grudniu pobiły kolejny rekord produkcji energii elektrycznej. Według szacunków Forum Energii wyprodukowały one 3,2 TWh co przekłada się na 20,4% miksu energetycznego.
- Elektrownie węglowe wyprodukowały większość energii elektrycznej w Polsce, tj. 8,9 TWh, co stanowi 56,9% miksu. Oznacza to wzrost o 2,9% m/m, przy jednoczesnym spadku o 7,6% r/r. W tym 6,1 TWh wyprodukowano z węgla kamiennego (spadek o 3,2% r/r) oraz 2,8 TWh z węgla brunatnego (spadek o 15,9% r/r).
- Elektrownie wiatrowe wyprodukowały 2,1 TWh energii elektrycznej, czyli o 16,3% więcej niż w listopadzie, ale 19,3% mniej niż w grudniu 2024 Z kolei instalacje fotowoltaiczne, mimo sezonowego obniżenia produkcji, wyprodukowały 0,4 TWh energii elektrycznej, czyli niemal dwukrotnie więcej niż w grudniu 2024 r.
- Ceny uprawnień do emisji nadal rosną i osiągnęły w grudniu poziom 82,7 EUR/tCO2, co oznacza wzrost o 2,6 m/m oraz 23,0% r/r.
- Ceny gazu na międzynarodowym rynku TTF zanotowały spadek o 11,1% i 39,8% r/r. Jednak na krajowym rynku ceny spadają mniej dynamicznie: na TGE ceny zmniejszyły się jedynie o 0,1% m/m, oraz o 28,0% r/r.
Energia elektryczna – produkcja z OZE
W grudniu ze źródeł odnawialnych pochodziło 3,5 TWh (22,4%) wyprodukowanej energii elektrycznej. Oznacza to spadek względem listopada 2025 r. o 2,2% oraz o 9,0% względem grudnia 2024 r. Jest to jeden z najsłabszych wyników OZE w tym roku i wynika z sezonowej niższej produkcji z PV oraz słabych warunków wietrznych.
Według szacunków Forum Energii, elektrownie wiatrowe w grudniu 2025r. wyprodukowały 2,1 TWh energii elektrycznej (61,2% generacji OZE). To o 19,3% mniej w zestawieniu z grudniem 2024 r. ale za to 16,3% więcej niż w listopadzie 2025 r. Tempo przyrostu mocy w wietrze wyraźnie zmalało, co budzi obawy o dostępność energii w okresach zimowych. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych na początku grudnia (najnowsze dane) wynosiła 11,2 GW – to przyrost o 5,1% r/r lub 545 MW w rok. W całym 2025 r. elektrownie wiatrowe wyprodukowały 23,6 TWh energii elektrycznej co oznacza spadek o 4,5% względem 2024 r. mimo wyższej mocy zainstalowanej. Jest to głównie skutek gorszej wietrzności.
Instalacje PV w grudniu wyprodukowały 0,4 TWh (11,7% generacji OZE), co stanowi spadek produkcji o 40,6% m/m, za to wzrost aż o 73,6% r/r. Tempo przyrostu mocy w instalacjach PV od 3 lat jest równie dynamiczne. Obecnie większość nowych mocy nie pochodzi już z instalacji prosumenckich, lecz z wielkoskalowej fotowoltaiki. . Moc zainstalowana PV na początku listopada (najnowsze dane) wynosiła 25,4 GW (to przyrost o ok. 23,1% r/r lub ok. 4764 MW w rok), z czego ok. 12,9 GW to instalacje prosumenckie (przyrost o 8,9% r/r lub 1051,3 MW w rok). W całym 2025 r. z instalacji PV wyprodukowano 20,5 TWh czyli o 14,7% więcej niż w 2024 r.
Instalacje biomasowe wyprodukowały w grudniu ok. 0,8 TWh, a elektrownie wodne 0,2 TWh.
Maksymalny godzinowy udział pogodozależnych OZE (wiatr i słońce) w krajowej produkcji energii elektrycznej sięgnął w grudniu 46,9%, a minimalny wyniósł 0,8%. Z kolei największy godzinowy udział tych źródeł w konsumpcji energii elektrycznej wyniósł 56,5%.
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 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 grudniu Operator systemu był zmuszony do nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych OZE (tzw. curtailment) przez 89 godzin (12% godz. w miesiącu) w trakcie 11 dni. Sytuacje te występowały głównie w godzinach nocnych.
Ograniczono generację 31,6 GWh energii elektrycznej, czyli 3,2% więcej niż w listopadzie 2025 r. Z tego niemal całość dotyczyło energetyki wiatrowej (1,5% potencjalnej produkcji), z czego 17,5 GWh czyli 55,5% wystąpiło w ostatnim tygodniu grudnia, tj. w okresie 28-31.12. Sumaryczne ograniczenia źródeł OZE w 2025 r. wyniosły 1 378,7 GWh. Dla porównania, w całym 2024 r. ograniczono 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.
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
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 grudniu 2025 r. elektrownie i elektrociepłownie gazowe wyprodukowały rekordowe 3,2 TWh energii elektrycznej (wzrost 14,6% m/m i o 33,3 % r/r) co przekłada się na 20,4% wyprodukowanej energii elektrycznej. Jest to najwyższy wynik w historii, a udział paliw gazowych w miksie elektroenergetycznym po raz pierwszy przekroczył poziom 20%. Jeszcze rok wcześniej z paliw gazowych produkowano ok. 15% energii elektrycznej. Rok 2025 był najlepszym w historii okresem dla elektrowni gazowych pod kątem produkcji energii elektrycznej. Od początku roku wyprodukowały one 26,8 TWh czyli o 21,7% więcej niż w 2024 r.
Produkcja z węgla kamiennego w stosunku do grudnia ub. r. spadła o 3,2%, a w stosunku do listopada 2025 r. wzrosła o 5,5% (do 6,1 TWh). Produkcja z węgla brunatnego osiągnęła wartość 2,8 TWh. Jest to spadek o 15,9% r/r oraz 2,5% m/m. Ponownie większość energii elektrycznej w Polsce pochodziło z węgla, tj. 8,9 TWh (56,9% miksu). Jest to wzrost o 2,9% m/m ale spadek o 7,6% r/r. Całoroczna produkcja energii z węgla była niższa niż w 2024 r. Z węgla kamiennego wyprodukowano łącznie 57,3 TWh (spadek o 3,1% względem 2024 r.), a z brunatnego 33,5 TWh (spadek o 7,1% względem 2024 r.).
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, mają charakter bezprecedensowy. . Między grudniem 2015 r. a grudniem 2025 r. udział węgla w miksie zmniejszył się o 19,0 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 na energię oraz ograniczonego tempa rozwoju lądowej energetyki wiatrowej, która mogłaby istotnie zwiększyć produkcję w miesiącach o niskiej generacji słonecznej. Spowolniony rozwój 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.
Grudzień 2025 – inne dane szczegółowe
- Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w grudniu 2025 r. wyniosło 19,5 GW (o 0,5 GW więcej niż w grudniu rok temu), osiągając maksymalnie 24,9 GW (minimum – 13,3 GW).
- Zużycie energii elektrycznej wyniosło 14,5 TWh (2,6% więcej niż rok wcześniej), natomiast produkcja brutto 15,7 TWh (1,7% mniej 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 ok. 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. 2,1% krajowego zapotrzebowania.
- Najwięcej importowanej energii elektrycznej pochodziło z Niemiec (1,2 TWh) i ze Szwecji (0,4 TWh). Z kolei największy eksport netto wystąpił w kierunku południowym, tj. 0,7 TWh do Czech oraz 0,6 TWh 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 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 22,4% miksu wytwórczego, udział ten spadł względem grudnia 2024 r. o -1,8 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 13,7% energii elektrycznej (2,1 TWh, czyli 61,2% produkcji OZE), za 2,6% odpowiadała fotowoltaika (0,4 TWh – 11,7% OZE), 1,1% pochodziło z elektrowni wodnych (0,2 TWh – 4,9% OZE), a 5% z biomasy (0,8 TWh – 22,3% OZE).
- Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 77,6% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 39,2% (6,1 TWh), z węgla brunatnego 17,7% (2,8 TWh), z gazu ziemnego 18,8% (2,9 TWh), a z pozostałych kopalnych 2% (0,3 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) wzrosły w ciągu miesiąca o 7,2%, do 15,3 zł/GJ (ok. 336 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 18,5 zł/GJ (ok. 422 zł/t), co oznacza spadek względem poprzedniego miesiąca o 1,3%.
- Średnioważona cena dostarczanego w grudniu gazu ziemnego spadła względem listopada o 0,4%, do 172,2 zł/MWh, tj. 19,4% mniej niż rok wcześniej.
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 8,8 mln ton CO2, tj. o 4,5% mniej niż rok wcześniej i 3,8% więcej niż w listopadzie 2025 r.
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 2,8% wyżej, za średnio 463 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 12% wyżej, za 569,1 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) spadła o 7,9%, do 495,4 zł/MWh.
- Średnioważona cena uprawnień do emisji CO2 (EUA) na rynku pierwotnym wyniosła 82,7 EUR/tCO2, tj. 2,6% więcej niż miesiąc wcześniej. W grudniu do budżetu Polski wpłynęły 0,8 mld zł w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO2 na rynku pierwotnym (giełdzie EEX), a od początku roku wpłynęło 16,3 mld zł.
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.
- CDS (Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w grudniu 4,6 zł/MWh, stanowiąc 1% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten spadł o ok. 92,7 zł/MWh (wynosił wówczas 97,3 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.
- CSS (Clean Spark Spread), będący odpowiednikiem CDS dla elektrowni gazowych, wyniósł w tym miesiącu 55,9 zł/MWh. W grudniu 2024 r. był on wyższy o ok. 41,6 zł/MWh (wówczas 97,5 zł/MWh).
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.
- 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 495,4 zł/MWh i podniosła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 466,2 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ubiegłym roku kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 450,6 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 spot. Najwyższa średnioważona godzinowa cena energii na rynku RDN wyniosła 1445,7 zł/MWh przy udziale OZE na poziomie 12,9%. Z kolei najniższa cena energii elektrycznej (136,4 zł/MWh) nastąpiła w godzinie z udziałem OZE równym 41,5%. 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 7,6 TWh, czyli o 26,3% więcej niż rok temu (6,1 TWh). Jest to nadal o 38,3% mniej niż średnia dla grudnia w latach 2018-22, która wynosi 12,4 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 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
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
