Miesięcznik Forum Energii. Maj 2026 – Wiatr nabiera rozpędu

• Odnawialne źródła energii wyprodukowały w maju 5,2 TWh energii elektrycznej co odpowiada 37,0% krajowego miksu. Ponad połowę energii z OZE dostarczyła fotowoltaika (50,6%), a 30,4% energetyka wiatrowa.
• Nierynkowe redysponowanie źródeł odnawialnych w maju wyniosło 232,7 GWh, tj. 22% więcej niż rok temu. Z tego 87% dotyczyło instalacji fotowoltaicznych (202,7 GWh). Od początku 2026 r. wartość ograniczeń wyniosła 875 GWh, tj. o 42% więcej niż w analogicznym okresie ub. r.
• Jednostki węglowe wyprodukowały w maju 7,2 TWh energii elektrycznej, odpowiadając za 50,8% miksu. Produkcja z węgla kamiennego wyniosła 4,4 TWh czyli o 3,6% mniej niż w kwietniu br., ale o 15,8% więcej niż w maju 2025 r. Z węgla brunatnego wyprodukowano 2,8 TWh, co oznacza wzrost o 4,9% m/m oraz o 15,2% r/r.
• Produkcja energii elektrycznej z gazu ziemnego wyniosła 1,5 TWh, co odpowiada 10,6% udziału w miksie. Jest to spadek aż o 24,3% względem kwietnia br. oraz o 9,2% w porównaniu do maja 2025 r. Jest to najniższy wynik od czerwca 2025 r., w którym odnotowano rekordowy udział OZE w krajowej produkcji energii elektrycznej
• Ceny węgla i gazu w maju pozostały na wysokim poziomie. Średnia miesięczna cena węgla Rotterdam osiągnęła poziom 62,0 zł/MWh (wzrost o 7,3% m/m). Gaz ziemny na giełdzie TTF kosztował 200,5 zł/MWh (wzrost o 5,4% m/m), a na Towarowej Giełdzie Energii 212,6 zł/MWh (spadek o 0,3% m/m).
• W maju br. zanotowano 63 godz. z ujemnymi średnioważonymi cenami energii elektrycznej na Rynku Dnia Następnego. W maju ub. r. było takich godz. 54.

Energia elektryczna – produkcja z OZE

W maju źródła odnawialne pracowały ze średnią mocą 7,0 GW co stanowiło 37,0% miksu. Oznacza to spadek względem kwietnia 2026 r. o 9,1% ale wzrost o 1,7 % względem maja 2025 r.

Elektrownie wiatrowe w maju generowały średnio 2,4 GW (33,4% generacji OZE). To o 27,1% mniej w zestawieniu z kwietniem 2026 r. oraz 6,4% więcej niż w maju 2025 r. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych (najnowsze dostępne dane z początku kwietnia) wynosi 11,2 GW co stanowi wzrost o 320 MW r/r lub 2,9%.

Instalacje PV w maju pracowały ze średnią mocą 3,6 GW (50,6% generacji OZE), co stanowi wzrost o 8,8% m/m oraz o 2,2% 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 marca) wynosi 26,0 GW (to przyrost o 20,0% r/r lub 4407 MW w rok), z czego ok. 13,4 GW to instalacje prosumenckie (przyrost o 9,0% r/r lub 1110 MW w rok).

Instalacje biomasowe pracowały w maju 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 maju 65,3%, a minimalny wyniósł 1,9%.

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 maju operator systemu przesyłowego był zmuszony do nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych OZE (tzw. curtailment) przez 219 godzin (29% godz. w miesiącu) w trakcie 26 dni. Sytuacje te występowały głównie w godzinach południowych.

Ograniczono generację 232,7 GWh energii elektrycznej, czyli najwięcej w historii. Z tego 202,7 GWh dotyczyło wielkoskalowych instalacji fotowoltaicznych (13,7% potencjalnej produkcji), a 30,0 GWh – farm wiatrowych (1,7% potencjalnej produkcji). Curtailment w maju tego roku osiągnął poziom 22,1% wyższy niż w 2025 r.

Od początku roku ograniczono produkcję 875,1 GWh, co oznacza wzrost o 42,0% względem analogicznego okresu 2025 r.

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.

Na poniższym wykresie przedstawiono, jak zmienia się struktura redysponowania OZE w podziale na PV oraz elektrownie wiatrowe. Ograniczanie produkcji źródeł wiatrowych w miesiącach zimowych odbywa się przeważnie w nocy, kiedy to zapotrzebowanie na moc jest najniższe. Jednak wraz z gwałtownym wzrostem produkcji z fotowoltaiki w kolejnych miesiącach, występuje znaczna nadpodaż energii w godzinach południowych. To sprawia, iż koniecznie jest zwiększenie także redysponowania źródeł wiatrowych. Widoczna jest sezonowa zmiana, kiedy to fotowoltaika zaczyna pełnić większą rolę w miksie przez to większość curtailmentu odbywa się w środku dnia.

https://flo.uri.sh/visualisation/28025388/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 maju 2026 r. elektrownie i elektrociepłownie gazowe (gaz ziemny oraz koksowniczy) pracowały ze średnią mocą 2,3 GW (spadek o 25,2 % m/m oraz o 7,8 % r/r) co przekłada się na 12,0% produkowanej energii elektrycznej.

Średnia moc z jaką pracowały jednostki na węgiel kamienny w stosunku do majaubiegłego roku wzrosła o 15,8%, a w stosunku do kwietnia tego roku spadła o 6,8% (do 5,9 GW). Średnia moc jednostek na węgiel brunatny osiągnęła wartość 3,7 GW. Jest to wzrost o 15,2% r/r oraz o 1,5% m/m. kilka ponad połowę energii elektrycznej wyprodukowano z węgla. Razem jednostki węglowe pracowały ze średnią mocą 9,7 GW (50,8% miksu). Jest to spadek o 3,7% m/m, ale wzrost o 15,6% 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 majem 2016 r. a majem 2026 r. udział węgla w miksie uległ zmniejszeniu o 29,3 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/story/3640610/embed?auto=1

Wykres obrazuje, jak zmieniają się miesięczne udziały produkcji energii elektrycznej poszczególnych źródeł w produkcji całkowitej na przestrzeni ostatnich lat.

Maj 2026 – inne dane szczegółowe

• Średnie godzinowe zapotrzebowanie na moc w maju 2026 r. wyniosło 17,2 GW (o 0,3 GW więcej niż w maju rok temu), osiągając maksymalnie 22,3 GW (minimum – 11,3 GW).
• Zużycie energii elektrycznej wyniosło 12,8 TWh (1,7% więcej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 14,2 TWh (6,9% więcej 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.

• Eksport energii elektrycznej netto wyniósł 0,4 TWh, tj. 3,1% krajowego zapotrzebowania.
• Najwięcej importowanej energii elektrycznej pochodziło z Niemiec (0,4 TWh). Z kolei największy eksport netto wystąpił w kierunku południowym, tj. 0,6 TWh do Czech oraz 0,3 TWh do Słowacji.

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 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 państw są zsynchronizowane, stąd wymiana zachodzi z wykorzystaniem linii zmiennoprądowych (HVAC) i są to przepływy fizyczne (nie handlowe).

• Produkcja energii elektrycznej z OZE stanowiła 37% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o -1,9 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 2016 r. widoczna jest rozbudowa źródeł wiatrowych (większy % OZE jesienią i zimą), natomiast od 2020 r. – dynamiczna rozbudowa fotowoltaiki (większy % OZE wiosną i latem).

• Elektrownie wiatrowe wyprodukowały 12,4% energii elektrycznej (1,8 TWh, czyli 33,4% produkcji OZE), za 18,7% odpowiadała fotowoltaika (2,7 TWh – 50,6% OZE), 0,9% pochodziło z elektrowni wodnych (0,1 TWh – 2,3% OZE), a 5,1% z biomasy (0,7 TWh – 13,7% OZE).
• Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 63% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 31,2% (4,4 TWh), z węgla brunatnego 19,5% (2,8 TWh), z gazu ziemnego 10,6% (1,5 TWh), a z pozostałych kopalnych 1,6% (0,2 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) wzrosły w ciągu miesiąca o 3,6%, do 14,1 zł/GJ (ok. 308 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 17,7 zł/GJ (ok. 407 zł/t), co oznacza wzrost względem poprzedniego miesiąca o 4,1%.
• Średnioważona cena dostarczanego w maju gazu ziemnego wzrosła względem kwietnia o 0,9%, do 184,8 zł/MWh, tj. 4,9% więcej 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 490,8 kg CO₂/MWh, tj. o 5,9% więcej niż rok temu i 3,7% więcej niż w kwietniu 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 0,9% niżej niż miesiąc wcześniej, za średnio 439,8 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 0,1% wyżej, za 497,4 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) wzrosła o 28,8%, do 432 zł/MWh.
• Średnioważona cena uprawnień do emisji CO₂ (EUA) na rynku pierwotnym wyniosła 74,8 EUR/tCO₂, tj. 2,9% więcej niż miesiąc wcześniej. W maju do budżetu Polski wpłynęły 1 mld zł w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO₂ na rynku pierwotnym (giełdzie EEX), a od początku roku wpłynęło 5,3 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 maju 2,9 zł/MWh, stanowiąc 0,7% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten spadł o ok. 6,2 zł/MWh (wynosił wówczas 9,2 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 tym miesiącu 7,6 zł/MWh. W maju 2025 r. był on wyższy o ok. 28,7 zł/MWh (wówczas 36,3 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 432 zł/MWh i podniosła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 428,3 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ub. r. kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 422,7 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 1369,1 zł/MWh przy udziale OZE na poziomie 23,5%. Z kolei najniższa cena energii elektrycznej (-1385,2 zł/MWh) nastąpiła w godzinie z udziałem OZE równym 62,3% 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 4,7 TWh, czyli o 12,6% więcej niż rok temu (5,3 TWh). Jest to przez cały czas o 69,8% mniej niż średnia dla maja w latach 2018-22, która wynosi 15,5 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 luty (najnowsze dane) wyniósł 8,1 mld zł. W ciągu 12 poprzednich miesięcy w sumie za import netto zapłaciliśmy niemal 100 mld zł.
  

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: Kacper Kwidziński
Źródło: Forum Energii