Jak zmienia się struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce? Z jakimi emisjami się to wiąże? Jak kształtują się ceny surowców? Oto podsumowanie najważniejszych danych o elektroenergetyce. Aktualizowane co miesiąc

Listopad – podsumowanie

Listopad 2023 roku był miesiącem o najniższej generacji OZE w tym roku. Zanotowano niecałe 3 TWh produkcji energii elektrycznej (głównie z wiatru – 75,3%), czyli o 18,9% mniej niż w październiku. Instalacje fotowoltaiczne wyprodukowały 52,1% mniej energii niż w październiku, zaledwie 21% tego, co w najlepszym dla nich miesiącu, czyli w maju. Mimo to, OZE mają już istotny udział w krajowym miksie wytwórczym i w listopadzie odpowiadały za jedną piątą wytworzonej energii elektrycznej (21,6%). Jest to o ponad 8 p.p. więcej niż w listopadzie zeszłego roku (wówczas 13,4%).

Szacowane emisje z elektroenergetyki wzrosły o 8%, czyli o 0,7 mln ton względem października (z 8,7 do 9,4 mln ton). Wzrost ten wynika przede wszystkim ze zwiększenia produkcji elektrowni na węgiel kamienny (o 6,6% m/m, do 6,2 TWh) i węgiel brunatny (o 7,5% m/m, do 2,8 TWh), oraz skoku produkcji elektrowni gazowych (o 33,5% m/m do 1,4 TWh). Oznacza to wzrost produkcji energii z tych paliw trzeci miesiąc z rzędu. Takie zmiany poza spadkiem produkcji OZE, wyniknęły ze zwiększenia zapotrzebowania na energię elektryczną o 3,5% m/m (do 14,5 TWh) oraz niewielkiego importu netto (0,1 TWh), będącego poniżej średniej dla br. (0,4 TWh). Listopadowe szacowane emisje są jednak o 13% niższe niż w tym samym miesiącu ub. r.

Pomimo nadchodzącej zimy i wzrostu zużycia paliw zarówno na cele grzewcze, jak i do produkcji energii elektrycznej, obserwuje się spadki cen węgla i gazu. Cena paliwa gazowego spadła o ok. 19 zł/MWh względem października (do ok. 333 zł/MWh) i  pozostaje na niższym poziomie niż w 2022 r. (-20,9% r/r). Nadal jednak jest o ponad 258% wyższa niż w listopadzie 2019 r. (wówczas 92,9 zł/MWh).

Ceny węgla dla elektrowni (indeks PSCMI1) spadły o 5,9% (m/m) do poziomu 31,9 zł/GJ i są na najniższym poziomie od lutego. Jest to jednak wzrost o 24% w stosunku do ub. r. W przypadku węgla dla ciepłowni (PSCMI2) ceny spadły aż o 17,5% (m/m) do poziomu 30,8 zł/GJ (czyli o 29% r/r) i osiągnęły najmniejszą wartość od lipca ubiegłego roku (kiedy to nastąpił nagły wzrost z 18,9 do 54,8 zł/GJ).

Na średnią ważoną cenę energii elektrycznej dostarczanej w danym miesiącu składają się: zawarte w przeszłości kontrakty terminowe oraz transakcje na rynku spotowym. Relatywnie niższa cena energii na spocie (ok. 454 zł/MWh), obniżyła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 785 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ubiegłym roku kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 928 zł/MWh.

Ceny uprawnień do emisji w listopadzie spadły do poziomu 75,61 EUR/tonę (z 80,75 EUR/tonę w październiku). Jest to wartość najniższa od listopada ub. r. (75,5 EUR/tonę), przez co utrzymany jest trend spadkowy ceny tych uprawnień (z 91,9 EUR/tonę w lutym). Do budżetu państwa z tytułu sprzedaży uprawnień wpłynęło w listopadzie 500 mln euro.

• Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w listopadzie 2023 r. wyniosło 20,3 GW (czyli niemal tyle samo co w listopadzie rok temu), osiągając maksymalnie 26,8 GW (minimum – 13,2 GW).
• Zużycie energii elektrycznej wyniosło 14,6 TWh (0,3% mniej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 14,5 TWh (1,1% mniej r/r).
• Import energii elektrycznej netto wyniósł 0,1 TWh, tj. ok. 0,9% krajowego zapotrzebowania.
• Produkcja energii elektrycznej z OZE stanowiła 21,6% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o 8,2 p.p.
• Elektrownie szczytowo-pompowe odpowiedzialne były za 0,9% produkcji energii elektrycznej (0,12 TWh). To 5,7% mniej niż w październiku (0,13 TWh).
• Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 77,5% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 45,1% (6,2 TWh), węgla brunatnego 20,1% (2,8 TWh), gazu ziemnego 10,1% (1,4 TWh), a z pozostałych kopalnych 2,2% (0,3 TWh).
• Wśród źródeł odnawialnych 16,3% energii elektrycznej wyprodukowały farmy wiatrowe (2,2 TWh, czyli 75,3% produkcji OZE), za 1,1% odpowiadała fotowoltaika (0,4 TWh – 13,4% OZE), 1,1% pochodziło z elektrowni wodnych (0,2 TWh – 5,3% OZE), a 1,3% z biomasy (0,2 TWh – 6,0% OZE).
• Ceny węgla dla energetyki (indeks PSCMI1) spadły w ciągu miesiąca o 5,9%, do 31,9 zł/GJ (ok. 691 zł/t), tj. 24% więcej niż rok temu. Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 30,8 zł/GJ (ok. ; 29% mniej niż rok temu), co oznacza spadek względem poprzedniego miesiąca o 17,5%.
• Średnioważona cena dostarczanego w listopadzie gazu ziemnego spadła względem października o 5,4%, do 332,5 zł/MWh, tj. 20,9% mniej niż rok temu.
• Emisje z sektora elektroenergetycznego wyniosły według szacunków 9,4 mln ton CO₂, tj. o 13% mniej niż rok temu i 8% więcej niż w październiku.
• Na giełdzie energii elektrycznej obserwowane są dalsze spadki cen. Równomierna dostawa w każdej godzinie doby przyszłego roku (w tzw. pasku – instrument BASE) była handlowana o 8% niżej, za średnio 549,8 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 9% niżej, za 597,2 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) wzrosła o 3%, do 453,7 zł/MWh.
• Średnioważona cena uprawnień do emisji CO₂ (EUA) na rynku pierwotnym wyniosła 75,6 EUR/tCO₂, tj. 6% mniej niż miesiąc wcześniej. W listopadzie do budżetu Polski wpłynęło 500 mln euro w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO₂ na rynku pierwotnym (giełdzie EEX). Od początku roku kwota ta wynosi 5,2 mld euro, a od 2013 r. 23,8 mld euro.
• CDS (Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w listopadzie 176,7 zł/MWh, stanowiąc 23% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten wzrósł o ok. 133,8 zł/MWh (wynosił wówczas 42,9 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CDS w 2024 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 76,3 zł/MWh, stanowiąc 12% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.
• CSS (Clean Spark Spread), będący odpowiednikiem CDS dla elektrowni gazowych, wyniósł w tym miesiącu 108,3 zł/MWh. W listopadzie 2022 r. był on niższy o ok. 329,1 zł/MWh (wówczas ‑220,9 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CSS w 2024 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 91,9 zł/MWh, stanowiąc 14% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.
• Na giełdzie obrót (suma wolumenów zawartych kontraktów terminowych) wyniósł 7,9 TWh, czyli o 56% więcej niż rok temu (5,1 TWh). Jest to nadal o 49% mniej niż średnia dla listopada w latach 2017-22, która wynosi 15,5 TWh.

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.

Znajomość struktury wytwarzania energii elektrycznej pozwala na kalkulację emisji dwutlenku węgla z elektroenergetyki. Emisje CO2 są wyliczone na podstawie przyjętych przez Forum Energii referencyjnych wskaźników emisyjności paliw (węgiel brunatny: 1065 kg/MWh, węgiel kamienny: 900 kg/MWh, gaz ziemny 450 kg/MWh).

Na wykresie widzimy porównanie miesięczne zużycia oraz produkcji energii elektrycznej w roku bieżącym i ubiegłym. Widoczna jest wyraźna sezonowość – sumaryczne zużycie energii jest najwyższe w miesiącach zimowych.

W długim okresie na zużycie wpływa z jednej strony rozwój gospodarczy (odpowiadający za wzrost zużycia), a z drugiej postępujące wysiłki w zakresie efektywności energetycznej (co wpływa na spadek zużycia).

Zapotrzebowanie na moc w polskim systemie energetycznym waha się między 10 GW a 25 GW. Średnia wartość obrazuje sytuację systemową w danym miesiącu. Obserwując miesięczne minima i maksima można zauważyć, że miesiące letnie charakteryzują się znaczną zmiennością zapotrzebowania na moc i wysokimi szczytami popytu około południa.

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.

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 2023 r.

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 2023 r.

Bieżącą sytuację w elektroenergetyce, godzina po godzinie, można śledzić także zaglądając do Forumetra. 

Autor opracowania: Jędrzej Wójcik

Źródło: Forum Energii