- Ograniczenia wytwarzania energii z OZE w październiku nadal były wysokie. Łącznie osiągnął poziom 140,2 GWh, z czego aż 105,2 GWh to energia z wiatru. Dla porównania w całym 2024 r. ograniczono 113,4 GWh z farm wiatrowych.
- Zapotrzebowanie na energię elektryczną wyniosło 13,8 TWh, czyli o 1,4 TWh więcej niż we wrześniu br.
- Wraz ze wzrostem zapotrzebowania na energię elektryczną, zwiększyła się też produkcja energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych. Udział jednostek węglowych w krajowym miksie wciąż utrzymuje poniżej 50%. Jednostki wytwórcze na węgiel kamienny wyprodukowały we październiku 5,1 TWh energii elektrycznej (32,0% miksu), tj. więcej o 25,3% m/m. Produkcja z węgla brunatnego wyniosła 2,6 TWh (16,8% miksu), tj. wzrost o 3,2% m/m. Łączna produkcja z węgla była niższa niż w październiku 2024 r. o 4,1%.
Elektrownie gazowe wytworzyły 2,3 TWh energii elektrycznej (14,9% miksu). Jest to wzrost o 23,7% m/m oraz o 15,4% r/r.
(06.11.2025)
Energia elektryczna - produkcja z OZE
W październiku ze źródeł odnawialnych pochodziło 5,6 TWh (35,5%) wyprodukowanej energii elektrycznej. Oznacza to wzrost względem września br. o 8,5% oraz aż 38,8% względem października 2024 r.
Według szacunków Forum Energii, elektrownie wiatrowe w październiku tego roku wyprodukowały rekordową ilość energii elektrycznej – 3,2 TWh (58,0% generacji OZE). To o 51,0% więcej w zestawieniu z październikiem 2024 r. oraz 51,6% więcej niż we wrześniu br. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych na początku sierpnia (najnowsze dane) wynosiła 11,1 GW – to przyrost o 7,3% r/r lub 754 MW w rok.
Instalacje PV w październiku wyprodukowały mniej energii niż źródła wiatrowe, osiągając poziom 1,2 TWh (22,3% generacji OZE), co stanowi spadek produkcji o 38,1% m/m i jednocześnie wzrost o 19,8% r/r. Moc zainstalowana w instalacjach PV na początku lipca (najnowsze dane) wynosiła 23,7 GW (to przyrost o 22,4% r/r lub 4377 MW w rok), z czego ok. 12,7 GW to instalacje prosumenckie (przyrost o 10,0% r/r lub 1147 MW w rok).
Instalacje biomasowe wyprodukowały w październiku ok. 1,0 TWh, a elektrownie wodne 0,1 TWh.
Maksymalny godzinowy udział pogodozależnych OZE (wiatr i słońce) w krajowej produkcji energii elektrycznej sięgnął w październiku 60,5%, a minimalny wyniósł 0,6%. Tymczasem największy godzinowy udział tych źródeł w konsumpcji energii elektrycznej wyniósł aż 85,9%.
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 nawet wyłączenia źródeł OZE.
W październiku Operator systemu był zmuszony do nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych OZE (tzw. curtailment) przez 209 godziny (28% godz. w miesiącu) w trakcie 20 dni. Sytuacje te występowały głównie w godzinach okołopołudniowych oraz w nocy.
Ograniczono generację 140,2 GWh energii elektrycznej (6,1% mniej niż we wrześniu br.), z tego 34,9 GWh z fotowoltaiki oraz aż rekordowe 105,2 GWh ze źródeł wiatrowych (3,1% potencjalnej produkcji). Dla porównania, w całym 2024 r. ograniczono 113,4 GWh z wiatru. Łączne ograniczenia źródeł OZE w 2025 r. wyniosły już ponad 1,3 TWh.
Blisko 75,1% ograniczeń w produkcji energii z OZE w październiku dotyczyło farm wiatrowych. Jednak przez większość roku curtailment dotyczy głównie wielkoskalowych instalacji fotowoltaicznych. 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.
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 październiku 2025 r. elektrownie i elektrociepłownie gazowe wyprodukowały 2,3 TWh energii elektrycznej (wzrost 23,7% m/m i o 15,4 % r/r). Od momentu uruchomienia bloków gazowych w Dolnej Odrze, tj. od ponad roku, udział gazu w miksie energetycznym oscyluje wokół 14%. Jeszcze w 2023 r. średni roczny udział gazu wynosił 10,2%.
Produkcja z węgla kamiennego w stosunku do października ubiegłego roku wzrosła o 1,7%, a w stosunku do września tego roku o 25,3% (do 5,1 TWh). Produkcja z węgla brunatnego osiągnęła wartość 2,6 TWh. Jest to spadek o 13,7% r/r oraz wzrost o 3,2% m/m. Tym samym, łącznie w październiku wyprodukowano z węgla 7,7 TWh energii elektrycznej (48,8% miksu). Jest to spadek w produkcji o 4,1% r/r, ale wzrost o 16,7% m/m.
Zmiany w strukturze wytwarzania energii elektrycznej, które zachodzą w ostatnich latach, są bezprecedensowe. Między wrześniem 2015 r. a wrześniem 2025 r. udział węgla w miksie zmniejszył się o 35,9 p.p. Systematyczny rozwój źródeł odnawialnych sprawia, że różnica między produkcją energii z węgla a z OZE coraz szybciej się zmniejsza. Ponadto coraz większą rolę 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 oraz ograniczonego tempa rozwoju lądowej energetyki wiatrowej, która mogłaby istotnie zwiększyć produkcję w miesiącach o niskiej generacji słonecznej. Hamowany rozwój nowych mocy wiatrowych przekłada się na większe uzależnienie zimowej generacji od źródeł konwencjonalnych.
Październik 2025 – inne dane szczegółowe
- Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w październiku 2025 r. wyniosło 18,5 GW (o 0,2 GW więcej niż w październiku rok temu), osiągając maksymalnie 23,1 GW (minimum – 12,3 GW).
- Zużycie energii elektrycznej wyniosło 13,8 TWh (0,9% więcej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 15,8 TWh (11% więcej r/r).
- Import energii elektrycznej netto wyniósł 0,2 TWh, tj. 1,4% krajowego zapotrzebowania.
- Głównymi kierunkami, z których importowano energię elektryczną były Niemcy (1,0 TWh) oraz Szwecja (0,3 TWh). Z kolei największy eksport netto wystąpił w kierunku południowym, tj. 0,6 TWh do Czech oraz 0,3 TWh do Słowacji.
- Produkcja energii elektrycznej z OZE stanowiła 35,5% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o 7,1 p.p.
- Elektrownie wiatrowe wyprodukowały 20,6% energii elektrycznej (3,2 TWh, czyli 58% produkcji OZE), za 7,9% odpowiadała fotowoltaika (1,2 TWh – 22,3% OZE), 0,7% pochodziło z elektrowni wodnych (0,1 TWh – 1,9% OZE), a 6,3% z biomasy (1 TWh – 17,8% OZE).
- Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 64,5% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 32% (5,1 TWh), z węgla brunatnego 16,8% (2,6 TWh), z gazu ziemnego 14% (2,2 TWh), a z pozostałych kopalnych 1,7% (0,3 TWh).
- Ceny węgla dla energetyki (indeks PSCMI1) wzrosły w ciągu miesiąca o 1,3%, do 15,3 zł/GJ (ok. 331 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 19,4 zł/GJ (ok. 449 zł/t), co oznacza spadek względem poprzedniego miesiąca o 0,2%.
- Średnioważona cena dostarczanego w październiku gazu ziemnego wzrosła względem września o 5,8%, do 176,7 zł/MWh, tj. 15,4% mniej niż rok temu.
- Emisje z sektora elektroenergetycznego wyniosły według szacunków 7,6 mln ton CO2, tj. o 2,9% mniej niż rok temu i 15,8% więcej niż w wrześniu br.
- Równomierna dostawa w każdej godzinie doby przyszłego roku (w tzw. pasku – instrument BASE) była handlowana o 1,4% wyżej, za średnio 435,9 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 4,2% wyżej, za 494,5 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) spadła o 4,8%, do 447,6 zł/MWh.
- Średnioważona cena uprawnień do emisji CO2 (EUA) na rynku pierwotnym wyniosła 78 EUR/tCO2, tj. 3,3% więcej niż miesiąc wcześniej. W październiku do budżetu Polski wpłynęły 2,1 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 2 zł/MWh, stanowiąc 0,4% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten spadł o ok. 100 zł/MWh (wynosił wówczas 101,9 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CDS w 2025 roku będzie kształtował się średnio na poziomie 17,4 zł/MWh, stanowiąc 3,9% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.
- CSS (Clean Spark Spread), będący odpowiednikiem CDS dla elektrowni gazowych, wyniósł w tym miesiącu 36,3 zł/MWh. W październiku 2024 r. był on wyższy o ok. 76,1 zł/MWh (wówczas 112,4 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CSS w 2025 roku będzie kształtował się średnio na poziomie 33,7 zł/MWh, stanowiąc 7,5% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.
- 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 448,0 zł/MWh i podniosła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 448,0 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ubiegłym roku kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 446 zł/MWh.
- 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 1778,6 zł/MWh przy udziale OZE na poziomie 19,2%. Z kolei najniższa cena energii elektrycznej (-9,9 zł/MWh) nastąpiła w godzinie z udziałem OZE równym 62,2%. Do tego większość godzin z wysokim udziałem OZE, charakteryzuje się ceną poniżej średniej ważonej.
- Na Towarowej Giełdzie Energii obrót (suma wolumenów zawartych kontraktów terminowych) wyniósł 7,8 TWh, czyli o 21,1% więcej niż rok temu (9,9 TWh). Jest to nadal o 60,9% mniej niż średnia dla października w latach 2018-22, która wynosi 20,0 TWh.
- Bilans kosztów importu węgla, ropy, gazu i paliw za lipiec (najnowsze dane) wyniósł 6,9 mld zł. W ciągu 12 poprzednich miesięcy w sumie za import netto zapłaciliśmy niemal 100 mld zł. Należy podkreślić, że od wprowadzonego pod koniec 2024 r. embarga na import LPG z Rosji, import z tego kierunku miał spaść do zera. Widoczny był jednak skok w imporcie z tego kierunku węglowodorów, które mogą zostać użyte do produkcji paliwa. Do lipca 2025 r. koszty te wyniosły ok. 401,4 mln zł. Zgodnie z przyjętym 19. pakietem sankcji, luka ta powinna zostać domknięta pod koniec stycznia 2026 r.
Źródło: https://www.forum-energii.eu/miesiecznik
