Miesięcznik Forum Energii

Wiatr i gaz przeganiają węgiel z miksu. Wrzesień 2024 r. był miesiącem, w którym:

• węgiel ogółem (kamienny i brunatny) stanowił mniej niż połowę miksu produkcji energii elektrycznej w Polsce (48%),
• udział węgla kamiennego był najniższy w historii,
• udział OZE osiągnął kolejne rekordy (36,8%),
• szacowane emisje z sektora elektroenergetycznego we wrześniu były o jedną piątą niższe niż przed rokiem.

Taki krajobraz elektroenergetyki we wrześniu jest wynikiem m.in. najniższego od wielu lat zapotrzebowania na energię elektryczną (poza pandemicznym kwietniem 2020), ale także wyjątkowej jak na wrzesień wietrzności, co napędzało pracę lądowych wiatraków a także wyjątkowo dużemu jak na wrzesień wykorzystaniu gazu ziemnego.

Energia elektryczna

Zmiany w strukturze wytwarzania energii elektrycznej są w 2024 r. bezprecedensowe. 

Na poniższym wykresie widać, jak zmieniają się miesięczne udziały produkcji energii elektrycznej poszczególnych źródeł w produkcji całkowitej na przestrzeni ostatnich lat. Pomiędzy wrześniem 2015 r. a wrześniem 2024 wykorzystanie węgla ogółem zmniejszyło się o 35 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 ogrywać duże jednostki na gaz ziemny.

Produkcja z OZE

We wrześniu 2024 r. 36,8% (4,8 TWh) wyprodukowanej energii elektrycznej pochodziło ze źródeł odnawialnych. Jest to o 9,4 p.p. więcej niż przed rokiem i 1,9 p.p. więcej niż w sierpniu. Maksymalny godzinowy udział OZE w krajowej produkcji energii elektrycznej sięgnął we wrześniu 65% a najmniejszy wyniósł 11%. Tymczasem największy godzinowy udział OZE w konsumpcji energii elektrycznej wyniósł 77%.

Prawie połowa generacji energii odnawialnej (46,3%) pochodziła ze źródeł wiatrowych – 2,2 TWh. To o 73,4% więcej r/r i o 78,4% więcej niż w sierpniu br. Moc osiągalna w elektrowniach wiatrowych na początku września wynosiła 10,4 GW.

Drugie miejsce w produkcji ze źródeł OZE zajęły we wrześniu instalacje PV – 1,5 TWh, to wzrost o 34,1% m/m i spadek o 4,2% r/r. Moc osiągalna w instalacji PV na początku września wynosiła 19,6 GW, z czego aż 11,5 GW to instalacje prosumenckie (dane z lipca).

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

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.

We wrześniu konieczność takiego nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych przez operatora pojawiła się podczas 11 dni, w znacznej części z przyczyn bilansowych. W sumie ograniczono generację 59,2 GWh energii elektrycznej (z czego 39,7 GWh z dużych instalacji fotowoltaicznych i 19,5 GWh z farm wiatrowych). To o 75% mniej niż w czasie rekordowego maja br., jednakże 25% więcej, niż miesiąc temu (47,5 GWh w sierpniu).

Do ograniczania źródeł OZE dochodzi jednak w ostateczności. Wcześniej operator korzysta z tzw. eksportu interwencyjnego, czyli niehandlowej wymiany pomiędzy operatorami z krajów sąsiadujących. We wrześniu wolumen takiego eksportu, realizowanego w godzinach z ograniczoną pracą OZE, wyniósł co najmniej 7,7 GWh.

Od początku roku produkcja z OZE została ograniczona o 692 GWh, a podczas godzin z ograniczeniami wyeksportowano interwencyjnie co najmniej 233 GWh. Oznacza to, że 925 GWh, stanowiące 2,3% potencjalnej produkcji OZE, nie trafiła do KSE.

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 

We wrześniu 2024 r. produkcja energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych w znacznie większym stopniu niż rok temu opierała się na gazie ziemnym. Elektrownie i elektrociepłownie gazowe wyprodukowały 1,8 TWh (wzrost o 3,3% m/m i 128,9% r/r) – głównie dzięki pracy nowych bloków CCGT w Gryfinie, oraz zwiększonej pracy kogeneracji na warszawskim Żeraniu.

Duży spadek nastąpił natomiast w produkcji z węgla kamiennego względem września ubiegłego roku (37,9% do 3,4 TWh) i z węgla brunatnego – spadek o 3,1% (do 2,8 TWh); w stosunku do sierpnia br. były to spadki o odpowiednio 5,0% i 8,1%. Co więcej, w miksie wytwórczym udział węgla spadł w porównaniu z wrześniem o 2,2 TWh r/r, do 6,2 TWh.

Obecnie łączny udział węgla kamiennego i brunatnego w produkcji energii elektrycznej wynosi 48,0%. Wrzesień był miesiącem o najniższym udziale węgla ogółem w historii, a także najniższym wolumenem energii produkowanej z węgla kamiennego.

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.

Emisje, zapotrzebowanie i import

Wrzesień był miesiącem o najniższych emisjach z elektroenergetyki w historii. Szacowane emisje spadły o 19,6% w stosunku do września zeszłego roku do poziomu 6,2 mln ton CO₂ ,raz o 5,6% w stosunku do sierpnia (z 6,6 mln ton CO₂).

Zapotrzebowanie na energię elektryczną wyniosło w sierpniu 12,3 TWh, przy maksymalnym średnim godzinowym zapotrzebowaniu na poziomie 21,2 GWh Bilans eksportu był niewielki i wyniósł 0,2 TWh, czyli 1,9% zapotrzebowania w tym miesiącu.

Wrzesień 2024 – inne dane szczegółowe

• Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w wrześniu 2024 r. wyniosło 17,1 GW (o 1,1 GW mniej niż w wrześniu rok temu), osiągając maksymalnie 21,2 GW (minimum – 12,1 GW).
• Zużycie energii elektrycznej wyniosło 12,3 TWh (5,9% mniej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 12,9 TWh (0,1% mniej r/r).

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 0,2 TWh, tj. 1,6% krajowego zapotrzebowania.

 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 36,8% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o 9,4 p.p.

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).

• Za 17% produkcji energii elektrycznej odpowiadały farmy wiatrowe (2,2 TWh, czyli 46,3% produkcji OZE), za 11,3% odpowiadała fotowoltaika (1,5 TWh – 30,8% OZE), 1% pochodziło z elektrowni wodnych (0,1 TWh – 2,6% OZE), a 7,5% z biomasy (1 TWh – 20,4% OZE).
• Elektrownie szczytowo-pompowe odpowiedzialne były za produkcję 0,04 TWh energii elektrycznej. To 8,9% mniej niż w sierpniu (0,05 TWh).
• Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 63,2% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 26,4% (3,4 TWh), z węgla brunatnego 21,6% (2,8 TWh), z gazu ziemnego 14% (1,8 TWh), a z pozostałych kopalnych 1,2% (0,2 TWh).

 Na wykresie widzimy procentowe udziały produkcji energii elektrycznej z podziałem na źródła.

• Ceny węgla dla energetyki (indeks PSCMI1) spadły w ciągu miesiąca o 0,2%, do 22,1 zł/GJ (ok. 479 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 23,5 zł/GJ (ok. 562 zł/t), co oznacza wzrost względem poprzedniego miesiąca o 1%.
• Średnioważona cena dostarczanego w wrześniu gazu ziemnego spadła względem sierpnia o 1,3%, do 202,8 zł/MWh, tj. 32,2% mniej niż rok temu.

 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 6,2 mln ton CO₂, tj. o 19,6% mniej niż rok temu i 5,6% mniej niż w sierpniu.
  

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.

• Na giełdzie energii elektrycznej obserwowany jest spadek cen instrumentów długoterminowych. Równomierna dostawa w każdej godzinie doby przyszłego roku (w tzw. pasku – instrument BASE) była handlowana o 5,6% niżej, za średnio 442,3 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 5,3% niżej, za 472,6 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) spadła o 5,2%, do 410,4 zł/MWh. Ceny kształtowały się na tym rynku od -193 zł/MWh do 2087 zł/MWh, a wartości równe 0 zł/MWh lub ujemne zanotowano, najwięcej jak dotąd.

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 65,2 EUR/tCO2, tj. 6,9% mniej niż miesiąc wcześniej. We wrześniu do budżetu Polski wpłynęły 1,6 mld zł w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO2 na rynku pierwotnym (giełdzie EEX), a od początku roku wpłynęło 12,5 mld zł.
• CDS (Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w wrześniu 39,1 zł/MWh, stanowiąc 7,9% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten spadł o ok. 44,5 zł/MWh (wynosił wówczas 83,6 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CDS w 2024 roku będzie kształtował się średnio na poziomie 68,5 zł/MWh, stanowiąc 12,9% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.

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 56,4 zł/MWh. W wrześniu 2023 r. był on wyższy o ok. 59,3 zł/MWh (wówczas 115,7 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CSS w 2024 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 86,7 zł/MWh, stanowiąc 16,3% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.
  

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 410,4 zł/MWh i obniżyła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 494,7 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ub. r. kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 555 zł/MWh.
  

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).

• Na giełdzie obrót (suma wolumenów zawartych kontraktów terminowych) wyniósł 9,3 TWh, czyli o 86,8% więcej niż rok temu (5 TWh). Jest to nadal o 53,5% mniej niż średnia dla września w latach 2018-22, która wynosi 20,1 TWh.
  

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 9,3 mld zł. W ciągu 12 poprzednich miesięcy w sumie za import netto zapłaciliśmy niemal 118 mld zł. Warto odnotować, że koszt importu paliw z Rosji za czerwiec wyniósł 123 mln zł (czyli 1,3% wszystkich kosztów importu), podczas gdy w 12 wcześniejszych miesiącach było to w sumie 1,6 mld zł Obecnie z Rosji importowane jest już jedynie paliwo LPG.

 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: Jędrzej Wójcik 

Źródło: Forum Energii