- Elektrownie węglowe ponownie zajęły dominującą pozycję w miksie energetycznym i wyprodukowały 8,7 TWh, co stanowi 57,5%. Oznacza to wzrost o 12,4% m/m, przy jednoczesnym spadku o 4,3% r/r. W tym 5,8 TWh wyprodukowano z węgla kamiennego (wzrost o 14,5% m/m) oraz 2,8 TWh z węgla brunatnego (wzrost o 8,2% m/m).
- Elektrownie wiatrowe wyprodukowały 1,8 TWh energii elektrycznej, co przekłada się na spadek aż o 40,7% względem rekordowego października oraz o 22,8% względem listopada 2024 r. Z kolei instalacje fotowoltaiczne, mimo sezonowego obniżenia produkcji, wyprodukowały 0,7 TWh energii elektrycznej, czyli niemal dwukrotnie więcej niż w listopadzie 2024 r.
- Łączny udział OZE w produkcji energii elektrycznej ani razu nie przekroczył w listopadzie 50%. Wynika to z jednej strony ze słabych warunków pogodowych, a z drugiej z powolnego przyrostu mocy w elektrowniach wiatrowych, które w okresie zimowym powinny zastąpić fotowoltaikę, jako główne odnawialne źródło energii.
- Ceny uprawnień do emisji wzrosły o 3,4% i przekroczyły poziom 80 EUR/tCO2. Ostatni raz tak wysokie wartości odnotowano w październiku 2023 r.
- Ceny gazu na Henry Hub w USA wzrosły aż o 30,6% m/m osiągając najwyższy poziom od początku 2023 roku. Indeks ten jest podstawą do wyznaczania cen LNG dostarczanego do terminalu w Świnoujściu. Do tej ceny należy doliczyć koszty dodatkowe m.in. związane z transportem.
Energia elektryczna - produkcja z OZE
W listopadzie ze źródeł odnawialnych pochodziło 3,6 TWh (23,7%) wyprodukowanej energii elektrycznej. Oznacza to spadek względem października br. o 33,2% oraz o 0,3% względem listopada 2024 r. Jest to jeden z najsłabszych wyników OZE w tym roku i wynika z sezonowej niższej produkcji z PV oraz wyjątkowo słabych warunków wietrznych. To już trzeci rok z rzędu, gdy w listopadzie udział produkcji OZE wynosi 23,7%.
Według szacunków Forum Energii, elektrownie wiatrowe w listopadzie tego roku wyprodukowały 1,8 TWh energii elektrycznej (51,5% generacji OZE). To o 22,8% mniej w zestawieniu z listopadem 2024 r. oraz 40,7% mniej niż w rekordowym październiku br. Tempo przyrostu mocy w wietrze jest coraz niższe, co budzi obawy o dostępność energii w okresach zimowych. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych na początku listopada (najnowsze dane) wynosiła 11,2 GW – to przyrost o 5,9% r/r lub 619 MW w rok.
Za to instalacje PV w listopadzie wyprodukowały 0,7 TWh (19,3% generacji OZE), co stanowi spadek produkcji o 44,7% m/m, za to wzrost aż o 92,4% r/r. Tempo przyrostu mocy w instalacjach PV od 3 lat jest równie dynamiczne. Jednak teraz za większość nowych mocy nie odpowiadają instalacje prosumenckie, a wielkoskalowa fotowoltaika. Moc zainstalowana PV na początku października (najnowsze dane) wynosiła 24,9 GW (to przyrost o 22,8% r/r lub 4607 MW w rok), z czego ok. 12,8 GW to instalacje prosumenckie (przyrost o 9,2% r/r lub 1085,7 MW w rok).
Instalacje biomasowe wyprodukowały w listopadzie ok. 0,9 TWh, a elektrownie wodne 0,1 TWh.
Maksymalny godzinowy udział pogodozależnych OZE (wiatr i słońce) w krajowej produkcji energii elektrycznej sięgnął w listopadzie 43,4%, a minimalny wyniósł 0,7%. Tymczasem największy godzinowy udział tych źródeł w konsumpcji energii elektrycznej wyniósł 64,6%.
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 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 listopadzie Operator systemu był zmuszony do nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych OZE (tzw. curtailment) przez 63 godzin (9% godz. w miesiącu) w trakcie 10 dni. Sytuacje te występowały głównie w godzinach okołopołudniowych oraz w nocy.
Ograniczono generację 30,6 GWh energii elektrycznej, czyli 79,0% mniej niż w październiku tego roku. 17,8 GWh ograniczeń dotyczyło fotowoltaiki (5,4% potencjalnej produkcji), z czego 10,7 GWh odbyło się w 01.11.2025 r. Przez resztę miesiąca curtailment dotyczył głównie źródeł wiatrowych – łącznie w listopadzie 12,8 GWh (0,7% potencjalnej produkcji). Sumaryczne ograniczenia źródeł OZE w 2025 r. wyniosły już ponad 1,3 TWh. Dla porównania, w całym 2024 r. ograniczono 731,4 GWh .
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. Jednak ze względu na słabe warunki wietrzne w listopadzie, zarówno produkcja jak i curtailment energii z wiatru były na niskim poziomie. 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 listopadzie 2025 r. elektrownie i elektrociepłownie gazowe wyprodukowały 2,8 TWh energii elektrycznej (wzrost 14,6% m/m i o 12,4 % r/r). Gaz ponowie utwierdza swoją rolę w polskiej elektroenergetyce jako, że energia elektryczna pozyskana z paliw gazowych stanowiła 18,4% miksu energetycznego, czyli najwięcej w historii.
Produkcja z węgla kamiennego w stosunku do listopada ubiegłego roku spadła o 4,9%, a w stosunku do października tego roku wzrosła o 14,5% (do 5,8 TWh). Produkcja z węgla brunatnego osiągnęła wartość 2,8 TWh. Jest to spadek o 3,2% r/r oraz wzrost o 8,2% m/m. Ponownie większość energii elektrycznej w Polsce pochodziło z węgla, tj. 8,7 TWh (57,5% miksu). Ostatnio taka sytuacja miała miejsce dopiero w marcu br. Jest to ale wzrost o 12,7% m/m ale nadal spadek w produkcji o 4,3% r/r.
Zmiany w strukturze wytwarzania energii elektrycznej, które zachodzą w ostatnich latach, są bezprecedensowe. Między listopadem 2015 r. a listopadem 2025 r. udział węgla w miksie zmniejszył się o 21,7 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.
Listopad 2025 – inne dane szczegółowe
- Średnie miesięczne zapotrzebowanie na moc w listopadzie 2025 r. wyniosło 19,4 GW (o 0,1 GW więcej niż w listopadzie rok temu), osiągając maksymalnie 26 GW (minimum – 12,1 GW).
- Zużycie energii elektrycznej wyniosło 14,0 TWh (0,7% więcej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 15,1 TWh (0,6% mniej r/r).
- Eksport energii elektrycznej netto wyniósł 0,3 TWh, tj. 2,1% krajowego zapotrzebowania.
- Najwięcej importowanej energii elektrycznej pochodziło z Niemiec (1,1 TWh) i ze Szwecji (0,4 TWh). Z kolei największy eksport netto wystąpił w kierunku południowym, tj. 0,6 TWh do Czech oraz 0,4 TWh do Słowacji.
- Produkcja energii elektrycznej z OZE stanowiła 23,7% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o niecałe 0,1 p.p.
- Elektrownie wiatrowe wyprodukowały 12,2% energii elektrycznej (1,8 TWh, czyli 51,5% produkcji OZE), za 4,6% odpowiadała fotowoltaika (0,7 TWh – 19,3% OZE), 1% pochodziło z elektrowni wodnych (0,1 TWh – 4% OZE), a 6% z biomasy (0,9 TWh – 25,2% OZE).
- Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 76,3% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 38,6% (5,8 TWh), z węgla brunatnego 18,9% (2,8 TWh), z gazu ziemnego 17% (2,6 TWh), a z pozostałych kopalnych 1,8% (0,3 TWh).
- Ceny węgla dla energetyki (indeks PSCMI1) spadły w ciągu miesiąca o 6,9%, do 14,3 zł/GJ (ok. 305 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 18,7 zł/GJ (ok. 431 zł/t), co oznacza spadek względem poprzedniego miesiąca o 3,4%.
- Średnioważona cena dostarczanego w listopadzie gazu ziemnego spadła względem października o 2,1%, do 173 zł/MWh, tj. 19,1% mniej niż rok temu.
- Emisje z sektora elektroenergetycznego wyniosły według szacunków 8,5 mln ton CO2, tj. o 2,4% mniej niż rok temu i 12,1% więcej niż w październiku br.
- Równomierna dostawa w każdej godzinie doby przyszłego roku (w tzw. pasku – instrument BASE) była handlowana o 3,4% wyżej, za średnio 450,6 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 2,7% wyżej, za 508 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) wzrosła o 20,2%, do 537,9 zł/MWh.
- Średnioważona cena uprawnień do emisji CO2 (EUA) na rynku pierwotnym wyniosła 80,6 EUR/tCO2, tj. 3,4% więcej niż miesiąc wcześniej. W listopadzie 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 15,6 mld zł.
- CDS (Clean Dark Spread), będący wskaźnikiem marży elektrowni węglowych, wyniósł w listopadzie 35,1 zł/MWh, stanowiąc 7,3% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten spadł o ok. 71,5 zł/MWh (wynosił wówczas 106,6 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CDS w 2025 roku będzie kształtował się średnio na poziomie 18 zł/MWh, stanowiąc 4,0% średnioważonej hurtowej ceny dostarczanej energii elektrycznej.
- CSS (Clean Spark Spread), będący odpowiednikiem CDS dla elektrowni gazowych, wyniósł w tym miesiącu 73,1 zł/MWh. W listopadzie 2024 r. był on wyższy o ok. 39,9 zł/MWh (wówczas 113 zł/MWh). Według obecnej prognozy, CSS w 2025 roku będzie kształtował się średnio na poziomie 36,2 zł/MWh, stanowiąc 8,0% 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 537,9 zł/MWh i podniosła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 482,1 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ubiegłym roku kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 449,3 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 1614,5 zł/MWh przy udziale OZE na poziomie 12,0%. Z kolei najniższa cena energii elektrycznej (32,3 zł/MWh) nastąpiła w godzinie z udziałem OZE równym 51,8%. 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 6,4 TWh, czyli o 4,6% mniej niż rok temu (6,7 TWh). Jest to nadal o 58,8% mniej niż średnia dla listopada w latach 2018-22, która wynosi 15,5 TWh.
- Bilans kosztów importu węgla, ropy, gazu i paliw za czerwiec (najnowsze dane) wyniósł 6,2 mld zł. W ciągu 12 poprzednich miesięcy w sumie za import netto zapłaciliśmy ponad 103 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: Forum Energii
