Miesięcznik Forum Energii. Marzec 2026 – Chaos na rynku paliw

6 dni temu

Marzec 2026

W marcu, w związku z działaniami wojennymi na Bliskim Wschodzie, odnotowano gwałtowne skoki cen paliw energetycznych na rynkach światowych. Średnia miesięczna cena gazu TTF wyniosła 226,0 zł/MWh (wzrost o 65,5% m/m oraz 29,3% r/r), a ropy BRENT 219,0 zł/MWh (wzrost o 44,4% m/m oraz 29,2% r/r). W kwietniu widoczne były już pierwsze spadki cen – w poniedziałek 13.04 cena gazu TTF wynosiła już 198,3 zł/MWh.
Skok cen na rynkach światowych odbił się na cenie gazu ziemnego na rynku krajowym. Na Towarowej Giełdzie Energii średnioważona cena gazu ziemnego w marcu wyniosła 179,4 zł/MWh czyli o 4,9% więcej niż w lutym br. Mimo tego średnioważona cena energii elektrycznej spadła o 7,8% m/m (445,2 zł/MWh).
Uprawnienia do emisji CO₂ przez cały czas tanieją i w marcu średnioważona cena osiągnęła poziom 68,1 EUR/tCO₂, co przekłada się na spadek o 7,8% m/m oraz 0,8% r/r.
Odnawialne źródła energii wyprodukowały w marcu 4,1 TWh energii elektrycznej co odpowiada 26,9% krajowego miksu. Największy udział w produkcji OZE miały instalacje fotowoltaiczne (42,0%), a na drugim miejscu znalazła się energetyka wiatrowa (40,4%).
Jednostki węglowe odpowiadały za 8,8 TWh wyprodukowanej w marcu energii elektrycznej, co przekłada się na 57,5% miksu. Produkcja z węgla kamiennego wyniosła 5,9 TWh czyli niemal tyle samo co w lutym br., ale o 16,1% więcej niż w marcu 2025 r. Z węgla brunatnego wyprodukowano 2,9 TWh, co oznacza wzrost o 2,7% m/m, ale spadek o 2,5% r/r.
Curtailment wielkoskalowych farm wiatrowych i PV wyniósł w marcu ok. 216 GWh czyli 5-krotnie więcej niż w lutym br. oraz niemal dwukrotnie więcej niż w marcu 2025 r. Stanowi to 8,1% potencjalnej produkcji z tych źródeł.

Energia elektryczna – produkcja z OZE

W marcu źródła odnawialne pracowały ze średnią mocą 5,6 GW co stanowiło 26,9% miksu. Oznacza to wzrost względem lutego 2026 r. o 10,5% ale spadek o 10,8% względem marca 2025 r.

Elektrownie wiatrowe w marcu 2026 r. pracowały ze średnią mocą 2,2 GW (40,4% mocy OZE). To o 17,7% mniej w zestawieniu z lutym 2026 r. oraz 16,1% mniej niż w marcu 2025 r. To efekt wyjątkowo niskiej jak na marzec wietrzności. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych (najnowsze dostępne dane z początku marca) wynosi 11,2 GW co stanowi wzrost o 323 MW r/r lub 3,0%.

Instalacje PV w marcu pracowały ze średnią mocą 2,3 GW (42,0% mocy OZE), co stanowi wzrost o 126,6% m/m, ale spadek o 0,9% r/r. Spadek względem 2025 r. wynika z bardzo wysokich ograniczeń pracy fotowoltaiki – gdyby nie dochodziło do ograniczeń energii OZE, zanotowalibyśmy wzrost r/r produkcji z instalacji PV o 2,9%. 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 lutego) wynosi 26,0 GW (to przyrost o ok. 20,4% r/r lub ok. 4402 MW w rok), z czego ok. 13,2 GW to instalacje prosumenckie (przyrost o 9,4% r/r lub 1137 MW w rok).

Instalacje biomasowe pracowały w marcu ze średnią mocą ok. 0,7 GW, a elektrownie wodne 0,3 GW.

Maksymalny godzinowy udział pogodozależnych OZE (wiatr i słońce) w krajowej produkcji energii elektrycznej sięgnął w marcu 53,7%, a minimalny wyniósł 1,1%. Z kolei największy godzinowy udział tych źródeł w konsumpcji energii elektrycznej wyniósł 64,0%.

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 marcu operator systemu przesyłowego był zmuszony do nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych OZE (tzw. curtailment) przez 206 godzin (28% godz. w miesiącu) w trakcie 25 dni. Sytuacje te występowały głównie w godzinach południowych.

Ograniczono generację 219,6 GWh energii elektrycznej czyli 8,1% potencjalnej produkcji pogodozależnych OZE. Z tego 161,0 GWh dotyczyło wielkoskalowych instalacji fotowoltaicznych (16,5% potencjalnej produkcji).

Od początku roku ograniczono produkcję 296,7 GWh. Dla porównania, w analogicznym okresie 2025 r. ograniczono 161,4 GWh (o 45,6% mniej), a w samym marcu ubiegłego roku 114,9 GWh, czyli o 47,7% 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.

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 marcu 2026 r. elektrownie i elektrociepłownie gazowe pracowały ze średnią mocą 3,2 GW (spadek o 28,9 % m/m i wzrost o 1,7 % r/r) co przekłada się na 15,3% wyprodukowanej energii elektrycznej.

Średnia moc z jaką pracowały jednostki na węgiel kamienny w stosunku do marca ub. r. wzrosła o 16,1%, a w stosunku do lutego tego roku spadła o 9,1% (do 7,9 GW). Średnia moc jednostek na węgiel brunatny osiągnęła wartość 4,0 GW. Jest to spadek o 2,5% r/r oraz o 7,2% m/m. Większość energii elektrycznej w Polsce pochodziło z węgla. Razem jednostki węglowe pracowały ze średnią mocą 11,9 GW (57,5% miksu). Jest to spadek o 8,5% m/m, ale wzrost o 9,2% 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 marcem 2016 r. a marcem 2026 r. udział węgla w miksie uległ zmniejszeniu o 22,6 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.

Marzec 2026 – inne dane szczegółowe

Średnie godzinowe zapotrzebowanie na moc w marcu 2026 r. wyniosło 18,4 GW (o 0,1 GW więcej niż w marcu rok temu), osiągając maksymalnie 22,9 GW (minimum – 13,1 GW).
Zużycie energii elektrycznej wyniosło 13,7 TWh (0,6% więcej niż w zeszłym roku), natomiast produkcja brutto 15,4 TWh (1,9% 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 ok. 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 0,8 TWh, tj. 5,8% krajowego zapotrzebowania.
Najwięcej importowanej energii elektrycznej pochodziło z Niemiec (0,4 TWh). Z kolei największy eksport netto wystąpił w kierunku południowym, tj. 0,9 TWh do Czech oraz 0,2 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 26,9% miksu wytwórczego, udział ten wzrósł względem zeszłego roku o -3,8 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 10,9% energii elektrycznej (1,7 TWh, czyli 40,4% produkcji OZE), za 11,3% odpowiadała fotowoltaika (1,7 TWh – 42% OZE), 1,2% pochodziło z elektrowni wodnych (0,2 TWh – 4,6% OZE), a 3,5% z biomasy (0,5 TWh – 13% OZE).
Z paliw kopalnych pochodziło pozostałe 73,1% energii elektrycznej: z węgla kamiennego 38,3% (5,9 TWh), z węgla brunatnego 19,1% (2,9 TWh), z gazu ziemnego 13,8% (2,1 TWh), a z pozostałych kopalnych 1,8% (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 2,5%, do 14,4 zł/GJ (ok. 310 zł/t). Węgiel dla ciepłowni (indeks PSCMI2) kosztuje 17,2 zł/GJ (ok. 398 zł/t), co oznacza wzrost względem poprzedniego miesiąca o 0,1%.
Średnioważona cena dostarczanego w marcu gazu ziemnego wzrosła względem lutego o 4,9%, do 179,4 zł/MWh, tj. 6,6% 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 CO₂z rynku pierwotnego (handel na giełdzie EEX).

Emisyjność sektora elektroenergetycznego wyniosła według szacunków 554,5 kg CO₂/MWh, tj. o 5,4% więcej niż rok temu i 2,6% mniej niż w lutym 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 2,7% wyżej, za średnio 433,9 zł/MWh, a w godzinach szczytowych (PEAK5) o 2,2% wyżej, za 486,1 zł/MWh. Wycena dostaw na rynku SPOT (RDN) spadła o 11%, do 453,3 zł/MWh.
Średnioważona cena uprawnień do emisji CO₂ (EUA) na rynku pierwotnym wyniosła 68,1 EUR/tCO₂, tj. 7,8% mniej niż miesiąc wcześniej. W marcu do budżetu Polski wpłynęły 0,9 mld zł w wyniku sprzedaży uprawnień do emisji CO₂ na rynku pierwotnym (giełdzie EEX), a od początku roku wpłynęło 2,9 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 marcu 43,3 zł/MWh, stanowiąc 9,7% średnioważonej ceny hurtowej energii elektrycznej, dostarczanej w tym miesiącu. W ciągu roku wskaźnik ten wzrósł o ok. 3,9 zł/MWh (wynosił wówczas 39,3 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 42,6 zł/MWh. W marcu 2025 r. był on niższy o ok. 7,4 zł/MWh (wówczas 35,2 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 453,3 zł/MWh i podniosła średnią cenę dostarczanej energii elektrycznej do 445,2 zł/MWh. Gdyby energia elektryczna była dostarczana wyłącznie w oparciu o zawierane w ubiegłym roku kontrakty terminowe, wartość ta wynosiłaby 438,2 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 1135,1 zł/MWh przy udziale OZE na poziomie 9,2%. Z kolei najniższa cena energii elektrycznej (-64,7zł/MWh) nastąpiła w godzinie z udziałem OZE równym 43,1% 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 11 TWh, czyli o 48,7% więcej niż rok temu (7,4 TWh). Jest to przez cały czas o 36,6% mniej niż średnia dla marca w latach 2018-22, która wynosi 17,3 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 grudzień (najnowsze dane) wyniósł 7,9 mld zł. W sumie w 2025 r. za import netto zapłaciliśmy niemal 104 mld zł. Dane na temat importu gazu ziemnego przestały być raportowane od sierpnia 2025 r., gdyż dostawca powołał się na tajemnicę statystyczną. Usunięto także dostępne wcześniej dane historyczne. 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: Kacper Kwidziński

Źródło: Forum Energii

Idź do oryginalnego materiału