W porównaniu z rekordowo niskim wrześniem, w październiku produkcja energii elektrycznej z węgla (kamiennego i brunatnego nieznacznie wzrosła, osiągając 52,3% (7,0 TWh). Jest to jednak wyraźnie mniejszy wynik, niż w tym samym miesiącu 2023 r. (wówczas 8,7 TWh). Odnawialne źródła energii w dziesiątym miesiącu 2024 r. zapewniły 1/3 zapotrzebowania na energię elektryczną (4,5 TWh). Szacowane emisje z sektora elektroenergetycznego były o 16% niższe niż w październiku ub. r.
Energia elektryczna
Zmiany w strukturze wytwarzania energii elektrycznej są w 2024 r. bezprecedensowe.
Poniższy wykres obrazuje, jak zmieniają się miesięczne udziały produkcji energii elektrycznej poszczególnych źródeł w produkcji całkowitej na przestrzeni ostatnich lat. Pomiędzy październikiem 2016 r. a październikiem 2024 wykorzystanie węgla ogółem zmniejszyło się o 30 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
W październiku 2024 r. 33,3% (4,5 TWh) wyprodukowanej energii elektrycznej pochodziło ze źródeł odnawialnych. Jest to o 4,8 p.p. (0,4 TWh) więcej niż przed rokiem i 4,9 p.p (0,4 TWh) mniej niż we wrześniu.
Prawie połowa generacji energii odnawialnej (47,9%) pochodziła ze źródeł wiatrowych – 2,1 TWh. To o 15,6% mniej r/r i o 3,7% mniej niż we wrześniu br. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych na początku października wynosiła 10,5 GW.
Instalacje PV w październiku osiągnęły poziom produkcji 1,1 TWh, to spadek o 30,4% m/m i wzrost o 48,0% r/r. Moc zainstalowana w instalacji PV na początku października wynosiła 19,9 GW, z czego aż 11,6 GW to instalacje prosumenckie (dane z sierpnia).
Instalacje biomasowe wyprodukowały w październiku br. około 1,1 TWh, a elektrownie wodne 0,1 TWh.
Maksymalny godzinowy udział OZE w krajowej produkcji energii elektrycznej sięgnął w październiku 65%, a najmniejszy wyniósł 11%. Tymczasem największy godzinowy udział OZE w konsumpcji energii elektrycznej wyniósł 80,6%.
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.
W październiku konieczność takiego nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych przez operatora pojawiła się podczas 10 dni, w znacznej części z przyczyn bilansowych. W sumie ograniczono generację 23,9 GWh energii elektrycznej (z czego 7,3 GWh z dużych instalacji fotowoltaicznych i 16,6 GWh z farm wiatrowych). To o 90% mniej niż w czasie rekordowego maja br. oraz 40,4% mniej, niż miesiąc temu (59,2 GWh we wrześniu).
Do ograniczania źródeł OZE dochodzi jednak w ostateczności. Wcześniej operator korzysta z tzw. eksportu interwencyjnego, czyli niehandlowej wymiany pomiędzy operatorami z krajów sąsiadujących. W październiku wolumen takiego eksportu, realizowanego w godzinach z ograniczoną pracą OZE, wyniósł co najmniej 1,5 GWh.
Od początku roku produkcja z OZE została ograniczona o 715,6 GWh, a podczas godzin z ograniczeniami wyeksportowano interwencyjnie co najmniej 234,5 GWh. Oznacza to, że 940 GWh, stanowiące 2,1% 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
W październiku 2024 r. produkcja energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych w większym stopniu niż rok temu opierała się na gazie ziemnym. Elektrownie i elektrociepłownie gazowe wyprodukowały 1,7 TWh (wzrost o 8,3% m/m i 24,4% r/r) – głównie dzięki pracy, już oficjalnie oddanej do użytku, największej elektrowni gazowo-parowej w Gryfinie (1,4 GW).
Duży spadek nastąpił natomiast w produkcji z węgla kamiennego względem października ubiegłego roku (28,7% do 4,2 TWh). Produkcja z węgla brunatnego uległa nieznacznej zmianie – wzrost o 0,6% r/r (do 2,8 TWh); w stosunku do września br. były to wzrosty o odpowiednio 22,6% i 4,0%. Mimo wzrostu udziału węgla w produkcji w stosunku do września, październik był miesiącem z drugim najniższym udziale węgla ogółem w historii, a także z trzecim najniższym wolumenem energii produkowanej z węgla kamiennego. Obecnie łączny udział węgla kamiennego i brunatnego w produkcji energii elektrycznej wynosi 52,3% (7,0 TWh, tj. o 1,7 mniej niż w październiku 2023).
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
Początek jesieni niesie ze sobą wzrost emisji w elektroenergetyce, między innymi za sprawą większej produkcji energii elektrycznej w jednostkach kogeneracyjnych w elektrociepłowniach opalanych paliwami kopalnymi. Zapotrzebowanie na energię elektryczną rośnie wraz z nastaniem krótszych i zimniejszych dni jesiennych. Szacowane emisje wyniosły 7 mln ton CO2, co oznacza, że wzrosły o 13,2% w stosunku do września (z 6,2 mln ton CO2). Były jednak niższe niż w październiku ub. r. – o 15,5%.
Zapotrzebowanie na energię elektryczną wyniosło w październiku 13,6 TWh, przy maksymalnym średnim godzinowym zapotrzebowaniu na poziomie 22,4 GWh Bilans importu był niewielki i wyniósł 0,4 TWh, czyli 2,9% zapotrzebowania w tym miesiącu.
Październik 2024 – inne dane szczegółowe
- Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w październiku 2024 r. wyniosło 18,3 GW (o 0,7 GW mniej niż w październiku rok temu), osiągając maksymalnie 22,3 GW (minimum – 12,7 GW).
- Zużycie energii elektrycznej wyniosło 13,6 TWh (3,8% mniej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 13,5 TWh (6,9% 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 0.4 TWh, tj. 2.9% 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 33,3% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o 4,8 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).
- Wśród źródeł odnawialnych 16% energii elektrycznej wyprodukowały farmy wiatrowe (2,1 TWh, czyli 47,9% produkcji OZE), za 8,2% odpowiadała fotowoltaika (1,1 TWh – 24,6% OZE), 0,9% pochodziło z elektrowni wodnych (0,1 TWh – 2,8% OZE), a 8.2% z biomasy (1,1 TWh – 24,7% OZE).
- Elektrownie szczytowo-pompowe odpowiedzialne były za produkcję 0,04 TWh energii elektrycznej. To 3,8% mniej niż w wrześniu (0,.04 TWh).
- Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 66,7% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 31,2% (4,2 TWh), z węgla brunatnego 21,1% (2,8 TWh), z gazu ziemnego 12.9% (1,7 TWh), a z pozostałych kopalnych 1.4% (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 1,7%, do 21,8 zł/GJ (ok. 476 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 24,4 zł/GJ (ok. 575 zł/t), co oznacza wzrost względem poprzedniego miesiąca o 3,7%.
- Średnioważona cena dostarczanego w październiku gazu ziemnego wzrosła względem września o 2,9%, do 208,8 zł/MWh, tj. 40,6% 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 7 mln ton CO2, tj. o 15,5% mniej niż rok temu i 13,2% więcej niż w wrześniu.
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 obserwowane jest odbicie cen. Równomierna dostawa w każdej godzinie doby przyszłego roku (w tzw. pasku – instrument BASE) była handlowana o 3,8% niżej, za średnio 425,4 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 1,4% niżej, za 465,9 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) wzrosła o 13,5%, do 465,7 zł/MWh. Ceny kształtowały się na tym rynku od -30 zł/MWh do 1338 zł/MWh, a wartości równe 0 zł/MWh lub ujemne zanotowano sporadycznie (jedynie 17 godzin; 2 razy mniej niż we wrześniu).
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 63,1 EUR/tCO2, tj. 3,2% mniej niż miesiąc wcześniej. W październiku 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 14,1 mld zł.
- CDS (Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w październiku 72,1 zł/MWh, stanowiąc 13,9% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten spadł o ok. 4,2 zł/MWh (wynosił wówczas 76,4 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CDS w 2024 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 73,9 zł/MWh, stanowiąc 13,8% 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 74,5 zł/MWh. W październiku 2023 r. był on niższy o ok. 81 zł/MWh (wówczas -6,5 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CSS w 2024 r. będzie kształtował się średnio na poziomie 91,9 zł/MWh, stanowiąc 17,1% 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 465,7 zł/MWh i obniżyła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 520,6 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ubiegłym roku kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 555,6 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 9,9 TWh, czyli o 5,9% więcej niż rok temu (9,3 TWh). Jest to nadal o 50,5% mniej niż średnia dla października w latach 2018-22, która wynosi 20 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 lipiec (najnowsze dane) wyniósł 10,1 mld zł. W ciągu 12 poprzednich miesięcy w sumie za import netto zapłaciliśmy ponad 118 mld zł. Warto odnotować, że koszt importu paliw z Rosji za lipiec wyniósł 123 mln zł (czyli 1,2% wszystkich kosztów importu), a skumulowana wartość na 2024 r. do lipca wynosi 925 mln 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.
Autorzy opracowania: Kacper Kwidziński, Jędrzej Wójcik
Źródło: Forum Energii
