Według ARE na koniec 2022 roku w polskim systemie elektroenergetycznym było 60 GW mocy zainstalowanej, z czego elektrownie zawodowe na węgiel brunatny 8,9 GW, elektrownie zawodowe na węgiel kamienny 21 GW i elektrownie zawodowe na gaz 2,5 GW. Było też 8,3 GW wiatru, 12 GW PV i 2,3 GW wody. Pozostałą część 4,6 GW przypadły na elektrociepłownie, jednostki na biomasę i biogaz. Łącznie moce te wyprodukowały 179 TWh energii elektrycznej.
Udział ZE PAK w całkowitej mocy zainstalowanej i całkowitej produkcji energii elektrycznej systematycznie spadał na przestrzeni ostatnich lat. W 2013 roku spółka posiadała 2,5 GW mocy zainstalowanej i wyprodukowała TWh 10, co stanowiło 6% całkowitej produkcji, a na koniec 2022 roku spółka (bez PV w Brudzewie) posiadała 1,2 GW, która wyprodukowała TWh 3, co stanowiło 2% całkowitej produkcji.
Ceny energii elektrycznej i limity cenowe
Ceny energii elektrycznej w Polsce, podobnie jak na innych rynkach europejskich, ustalane są w oparciu o model merit-order, w którym koszt zmienny elektrowni krańcowej determinuje cenę energii elektrycznej dla wszystkich pozostałych mocy. W Polsce, ze względu na duży udział energii z węgla kamiennego, koszt tych elektrowni ma istotny wpływ na poziom cen energii elektrycznej. Jednak niedawny kryzys energetyczny pokazał również, że rolę odgrywają także jednostki gazowe i cena na sąsiednich rynkach.
W wyniku istotnego wzrostu kosztów wytwarzania energii z gazu, znacząco wzrosły także ceny energii elektrycznej na Towarowej Giełdzie Energii, a średnia cena rocznego kontraktu forward z dostawą w 2023 r. osiągnęła poziom 1110 zł/MWh w 2022 r. (w porównaniu do rok wcześniej 384 zł/MWh). Ta zmiana warunków rynkowych znacząco zmienia ekonomikę elektrowni na węgiel kamienny i brunatny, w których koszty zmienne nie wzrosły tak bardzo, jak w przypadku gazu. Oczekiwano, że taka zmiana umożliwi tym elektrownią realizację wyjątkowo wysokich zysków. Jednakże rządy, które to zauważyły, wprowadziły pułapy cenowe, które ograniczają te zyski. W Polsce wszyscy producenci energii elektrycznej z paliw kopalnych zostali zobowiązani do zapłaty całości przychodów powyżej pewnego progu, liczonych jako koszt zmienny plus 50 zł/MWh plus jednocyfrowa marża, co wyraźnie obniżyło oczekiwania ich rentowności.
Zobacz także: To teraz kolej na BoE! Decyzja FOMC poszła po myśli rynków, ale może tu nas czeka mała niespodzianka?
