3 dni temu
Luty 2026
- W lutym odnotowano rekordowe zapotrzebowanie na moc w polskim systemie elektroenergetycznym – 27,7 GW netto (29,3 GW brutto).
- W godzinie najwyższego zapotrzebowania, elektrownie węglowe zapewniły 56,2% mocy w systemie, odnawialne źródła energii 27,7%, a pozostałe paliwa kopalne (głównie gaz ziemny) 16,1%. Mimo tak wysokiego zapotrzebowania Polska pozostawała w tym czasie eksporterem energii elektrycznej.
- Odnawialne źródła energii wyprodukowały w lutym 3,3 TWh energii elektrycznej, co odpowiada 22,0% krajowego miksu. Ponad połowę tej produkcji zapewniły elektrownie wiatrowe – 1,8 TWh.
- Jednostki węglowe wyprodukowały mniej energii niż w styczniu oraz mniej niż w lutym ubiegłego roku. Produkcja z węgla kamiennego wyniosła 5,9 TWh co oznacza spadek o 18,0% m/m oraz 7,1% r/r. Z węgla brunatnego wyprodukowano 2,9 TWh, co oznacza spadek o 11,8% m/m oraz 14,0% r/r.
- Pomimo krótszego miesiąca, produkcja energii z gazu ziemnego była jedną z najwyższych w historii. Elektrownie gazowe wyprodukowały niemal 3,0 TWh co przekłada się na spadek o 8,9% m/m, ale wzrost o 31,3% r/r.
- Wyraźnie spadły też ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Średnioważona wartość uprawnień wyniosła 72,9 EUR/t CO2. Oznacza to spadek o 14,6% m/m i powrót do poziomu sprzed pięciu miesięcy.
| Ceny paliw nie notowały gwałtownych zmian przez większość miesiąca. Na początku marca jednak obserwujemy już znaczne wzrosty cen gazu ziemnego i węgla na rynkach europejskich związane z eskalacją konfliktu na Bliskim Wschodzie.Informacja o wstrzymaniu produkcji LNG w Katarze odbiła się na rynku cen paliw. W ciągu pierwszych dwóch dni marca cena gazu na TTF wzrosła o ok. 70%, a następnie o ok. 17% podrożał węgiel notowany w Rotterdamie. Po dwóch dniach gwałtownych wzrostów cen paliw, trzeci dzień marca przyniósł korektę i pierwsze spadki cen.Z dostępnych danych, które odnoszą się do pierwszej połowy 2025 r. gaz ziemny z Kataru stanowił jedynie ok. 13% łącznego importu tego surowca. Znaczna część dostaw gazu ziemnego na najbliższe miesiące została zakontraktowana w kontraktach terminowych, po niższych cenach, co powinno załagodzić szok cenowy.Na Towarowej Giełdzie Energii w Polsce w pierwszych dniach marca wzrosły również ceny energii elektrycznej i gazu ziemnego w kontraktach terminowych. jeżeli wysokie ceny utrzymają się na obecnym poziomie przez cały marzec, ich wpływ na średnioważoną cenę tych nośników w przyszłych miesiącach jest ograniczony. W kwietniu oznaczałoby to wzrost o ok. 1 zł/MWh (0,3%) za energię elektryczną i 10 zł/MWh (6,4%) za gaz ziemny. Wpływ na ceny węgla w Polsce będzie można ocenić dopiero w przyszłym miesiącu.Początek tygodnia przyniósł kolejne dynamiczne wzrosty cen gazu w Europie (TTF) oraz ropy naftowej (Brent). Od początku marca wzrosty te sięgają już kilkudziesięciu procent. Znacznie wolniej rośnie natomiast cena gazu LNG w USA (Henry Hub) — tutaj wzrost od początku miesiąca wynosi kilkanaście procent.Silna reakcja rynku paliw na sygnały cenowe pokazuje, jak istotne jest ograniczenie zależności od importu paliw kopalnych. Do końca dekady moc zainstalowana w jednostkach gazowych zostanie podwojona, stąd ich rola powinna pozostać przede wszystkim uzupełniająca – głównie do bilansowania odnawialnych źródeł energii. Aby mogły one pełnić taką rolę, należy zwiększyć tempo przyrostu mocy w elektrowniach wiatrowych oraz elastyczność systemu elektroenergetycznego. |
Energia elektryczna – produkcja z OZE
W lutym źródła odnawialne pracowały ze średnią mocą 4,9 GW co stanowiło 22,0% miksu. Oznacza to spadek względem stycznia 2026 r. o 3,3% ale wzrost o 5,3% względem lutego 2025 r.
Według szacunków Forum Energii, elektrownie wiatrowe w lutym 2026 r. pracowały ze średnią mocą 2,6 GW (53,0% mocy OZE). To o 18,3% mniej w zestawieniu ze styczniem 2026 r., ale 20,4% więcej niż w lutym 2025 r. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych (najnowsze dostępne dane z początku lutego) wynosi 11,2 GW co stanowi wzrost o 403 MW r/r lub 3,7%.
Instalacje PV w lutym pracowały ze średnią mocą 1,1 GW (22,5% mocy OZE), co stanowi wzrost o 64,3% m/m, ale spadek o 11,9% r/r. Od trzech lat tempo przyrostu mocy w fotowoltaice pozostaje bardzo wysokie, przy czym coraz większą część nowych mocy stanowią instalacje wielkoskalowe, a nie prosumenckie. Moc zainstalowana PV (najnowsze dostępne dane z początku stycznia) wynosi 25,9 GW (to przyrost o ok. 22,1% r/r lub ok. 4692 MW w rok), z czego ok. 13,0 GW to instalacje prosumenckie (przyrost o 8,2% r/r lub 985 MW w rok).
Instalacje biomasowe pracowały w lutym ze średnią mocą ok. 1,0 GW, a elektrownie wodne 0,2 GW.
Maksymalny godzinowy udział pogodozależnych OZE (wiatr i słońce) w krajowej produkcji energii elektrycznej sięgnął w lutym 51,7%, a minimalny wyniósł 0,8%. Z kolei największy godzinowy udział tych źródeł w konsumpcji energii elektrycznej wyniósł 65,2%.
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 choćby wyłączenia źródeł OZE.
W lutym operator systemu przesyłowego był zmuszony do nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych OZE (tzw. curtailment) przez 76 godzin (11% godz. w miesiącu) w trakcie 12 dni. Sytuacje te występowały głównie w godzinach nocnych i południowych.
Ograniczono generację 46,7 GWh energii elektrycznej. Z tego 25,7 GWh dotyczyło wielkoskalowych instalacji fotowoltaicznych – głównie w trakcie ostatnich trzech dni miesiąca. Od początku roku ograniczono produkcję 77,1 GWh. Dla porównania, w całym 2025 r. ograniczono 1375,9 GWh, a w lutym ubiegłego roku 10,4 GWh, czyli 78% mniej.
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, iż 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. 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. W okresie zimowym curtailment zwykle jest niższy niż latem, jednak w lutym tego roku padł rekordowy poziomu ograniczeń dla zimowych miesięcy.
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 lutym 2026 r. elektrownie i elektrociepłownie gazowe pracowały z rekordową średnią mocą 4,4 GW (wzrost o 0,9 % m/m i wzrost o 31,3 % r/r) co przekłada się na 19,8% wyprodukowanej energii elektrycznej. Rok wcześniej z paliwa gazowe stanowiły ok. 15% miksu energii elektrycznej.
Średnia moc z jaką pracowały jednostki na węgiel kamienny w stosunku do lutego ubiegłego roku spadła o 7,1%, a w stosunku do stycznia tego roku o 9,2% (do 8,7 GW). Moc jednostek na węgiel brunatny osiągnęła wartość 4,3 GW. Jest to spadek o 14,0% r/r oraz o 2,3% m/m. Większość energii elektrycznej w Polsce pochodziło z węgla. Razem jednostki węglowe pracowały ze średnią mocą 13,0 GW (57,9% miksu). Jest to spadek o 7,1% m/m oraz o 9,5% 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 zachodzące w ostatnich latach, mają charakter bezprecedensowy. Między lutym 2016 r. a lutym 2026 r. udział węgla w miksie uległ zmniejszeniu o 17,5 p.p. Jednocześnie systematyczny rozwój źródeł odnawialnych sprawia, iż różnica między produkcją energii z węgla a z OZE coraz szybciej się zmniejsza. Ponadto, coraz większą rolę w miksie 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
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.
Luty 2026 – inne dane szczegółowe
- Średnie godzinowe zapotrzebowanie na moc w lutym 2026 r. wyniosło 21,3 GW (o 1 GW więcej niż w lutym rok temu), osiągając maksymalnie 27,6 GW (minimum – 14,7 GW). Był to historyczny rekord zapotrzebowania na moc.
- Zużycie energii elektrycznej wyniosło 14,3 TWh (4,8% więcej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 15,1 TWh (0,2% 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, iż miesiące letnie charakteryzują się znaczną zmiennością zapotrzebowania na moc i wysokimi szczytami popytu około południa. w tej chwili 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. 2,8% krajowego zapotrzebowania.
- Najwięcej importowanej energii elektrycznej pochodziło z Niemiec (1,0 TWh). Z kolei największy eksport netto wystąpił w kierunku południowym, tj. 0,3 TWh do Słowacji oraz 0,2 TWh do Czech.
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, iż w danym miesiącu głównym kierunkiem był import, a wartość ujemna, iż 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 roku 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 państw są zsynchronizowane, stąd wymiana zachodzi z wykorzystaniem linii zmiennoprądowych (HVAC) i są to przepływy fizyczne (nie handlowe).
- Produkcja energii elektrycznej z OZE stanowiła 22,0% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o 1,1 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 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 11,7% energii elektrycznej (1,8 TWh, czyli 53% produkcji OZE), za 5% odpowiadała fotowoltaika (0,7 TWh – 22,5% OZE), 0,9% pochodziło z elektrowni wodnych (0,1 TWh – 4,1% OZE), a 4,5% z biomasy (0,7 TWh – 20,3% OZE).
- Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 78,0% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 38,9% (5,9 TWh), z węgla brunatnego 19,0% (2,9 TWh), z gazu ziemnego 18,2% (2,8 TWh), a z pozostałych kopalnych 1,9% (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 4,7%, do 14,7 zł/GJ (ok. 321 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 17,2 zł/GJ (ok. 398 zł/t), co oznacza spadek względem poprzedniego miesiąca o 3,7%.
- Średnioważona cena dostarczanego w lutym gazu ziemnego spadła względem stycznia o 0,1%, do 171,1 zł/MWh, tj. 19% 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 – do grudnia 2025 indeks ARGUS-McCloskey CIF ARA API 2, od stycznia 2026 API 2 Rotterdam Coal.
*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).
- Emisyjność sektora elektroenergetycznego wyniosła według szacunków 571,9 kg CO2/MWh, tj. o 6,1% mniej niż rok temu i 1,1% mniej niż w styczniu 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 4,3% niżej, za średnio 422,5 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) za 475,6 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) spadła o 22,0%, do 509,1 zł/MWh.
- Średnioważona cena uprawnień do emisji CO2 (EUA) na rynku pierwotnym wyniosła 73,9 EUR/tCO2, tj. 14,6% mniej niż miesiąc wcześniej. W lutym do budżetu Polski wpłynęły 1 mld zł w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO2 na rynku pierwotnym (giełdzie EEX), a od początku roku wpłynęło 2,1 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 zwykle niższa niż ceny na Rynku Terminowym, a zależności sezonowe są nieznaczne.
- CDS (Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w lutym 61 zł/MWh, stanowiąc 12,6% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten wzrósł o ok. 4,3 zł/MWh (wynosił wówczas 56,7 zł/MWh).
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 pozostało 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 w luty 2026 87,5 zł/MWh. W lutym 2025 r. był on niższy o ok. 48,5 zł/MWh (wówczas 39 zł/MWh).
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 pozostało 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 509,1 zł/MWh i podniosła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 483,1 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ubiegłym roku kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 463,1 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 935,1 zł/MWh przy udziale OZE na poziomie 8,8%. Z kolei najniższa cena energii elektrycznej (-2,3 zł/MWh) nastąpiła w godzinie z udziałem OZE równym 52,6%. 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 9,6 TWh, czyli o 136,6% więcej niż rok temu (4,1 TWh). Jest to przez cały czas o 29,1% mniej niż średnia dla lutego w latach 2018-22, która wynosi 13,5 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.
- Szacowany bilans kosztów importu węgla, ropy, gazu i paliw za listopad (najnowsze dane) wyniósł 7,5 mld zł. W ciągu 12 poprzednich miesięcy w sumie za import netto zapłaciliśmy niemal 93 mld zł. Ze względu na tajemnice statystyczne, dane dotyczące importu gazu ziemnego w stanie gazowym oraz LNG przestały być raportowane. Z tego powodu dane od sierpnia 2025 to wartości szacunkowe bazujące na danych bilansowych.
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