STAY Green | Twoja cena energii zależy od temperatury w Finlandii. I to nie żart. | 2026-03-09

W styczniu 2026 wiele firm w Polsce, pracujących ze swoimi sprzedawcami na umowach SPOTowych (takich opierających się o bieżące notowania cen energii na TGE) zauważyło wzrost kosztów energii elektrycznej. Oczywiście wynikały one z wielu aspektów, m.in.:

• zmiany kosztów opłaty mocowej (część dystrybucyjna)
• wejściu w życie warunków nowych umów ze sprzedawcami

Jednakże, jednym z obszarów drastycznie wpływających na wysokość faktur za energię była rzecz, która z punktu widzenia przedsiębiorcy wygląda nielogicznie.

Z punktu widzenia rynku energii, za to było to całkowicie przewidywalne.

Powód jest prosty: przedsiębiorstwa w Polsce, które nie kupują energii elektrycznej jako produktu o stałej cenie. Kupują energię wycenianą na bieżąco w systemie, którego koszt wytworzenia zmienia się godzinowo.

Zima 2026 była po prostu momentem, w którym ten mechanizm stał się widoczny i dla wielu bolesny.

Jak naprawdę ustalana jest cena energii

W takich przypadkach cena energii elektrycznej w Polsce nie jest ustalana przez sprzedawcę.
Jest ustalana na rynku hurtowym (RDN – Rynek Dnia Następnego), który działa w modelu aukcyjnym.

W każdej godzinie operator systemu musi zbilansować produkcję i zużycie. Aby to zrobić, uruchamiane są kolejne elektrownie – od najtańszych do najdroższych.

Kolejność w uproszczeniu wygląda tak:

1. OZE (wiatr, PV) – koszt krańcowy bliski zeru
2. elektrownie węglowe
3. elektrociepłownie
4. elektrownie gazowe (najdroższe jednostki regulacyjne)

Kluczowa zasada: cena energii dla wszystkich odbiorców w danej godzinie równa się kosztowi ostatniej, najdroższej uruchomionej jednostki wytwórczej.

Jeżeli system musi uruchomić elektrownię gazową – cena energii elektrycznej w całym kraju zaczyna być de facto ceną energii z gazu.

Dla Umów SPOTowych albo transzowych, w których klienci nie zabookowali sobie Stycznia 2026, efekt działania tego systemu sprawił, że koszty energii za pierwszy miesiąc tego roku znacząco przerosły wszelkie ich prognozy.

Co wydarzyło się zimą 2026

W styczniu nałożyły się trzy zjawiska, które w elektroenergetyce mają bardzo konkretną konsekwencję ekonomiczną – podnoszą koszt tzw. ostatniej dostępnej megawatogodziny.

Po pierwsze – temperatura
Spadek temperatury o kilka stopni nie powoduje liniowego wzrostu zużycia energii, tylko skokowy. Rosną jednocześnie: zapotrzebowanie gospodarstw domowych (ogrzewanie elektryczne, pompy ciepła), oświetlenie (krótszy dzień) oraz pobór mocy przez przemysł pracujący w stałym cyklu. W efekcie system elektroenergetyczny wchodzi w godziny wysokiego obciążenia, w których tanie źródła energii przestają wystarczać.

Po drugie – profil pracy OZE zimą
Fotowoltaika produkuje w styczniu wielokrotnie mniej energii niż w miesiącach letnich – nie tylko z powodu zachmurzenia, ale przede wszystkim długości dnia i kąta padania promieni słonecznych na panele. Jednocześnie okresy wyżowej, bezwietrznej pogody ograniczają generację wiatrową. Z punktu widzenia operatora systemu oznacza to brak źródeł o niskim koszcie krańcowym, które normalnie obniżają ceny energii na rynku hurtowym.

Po trzecie – rynek gazu
W całej Europie rośnie w tym czasie zapotrzebowanie na ogrzewanie, a więc także zużycie gazu. Magazyny zaczynają się szybciej opróżniać, a ceny kontraktów gazowych rosną. To kluczowe, ponieważ elektrownie gazowe są w systemie jednostkami regulacyjnymi – uruchamia się je wtedy, gdy inne źródła nie pokrywają zapotrzebowania.

W praktyce wygląda to tak: kiedy produkcja z OZE i elektrowni węglowych nie wystarcza, operator systemu musi dołączyć do pracy bloki gazowe. A ponieważ rynek energii działa według zasady ceny marginalnej, koszt wytworzenia energii przez tę właśnie elektrownię staje się ceną dla całego rynku w danej godzinie.

Nie chodzi więc o to, że energia „drożeje”, tylko o to, że system zaczyna korzystać z droższego źródła wytwarzania. Elektrownia gazowa nie ustala ceny administracyjnie – ona ją ujawnia. Pokazuje, ile naprawdę kosztuje wyprodukowanie brakującej energii w danym momencie.

Dlatego wzrost cen energii czynnej w styczniu nie był decyzją sprzedawców, regulatora ani wynikiem istotnej zmiany w taryfach.
Był bezpośrednią konsekwencją konstrukcji rynku: zapotrzebowanie przekroczyło możliwości taniej produkcji, a równowagę systemu przywróciły jednostki o najwyższym koszcie krańcowym. W takim modelu to nie cennik kształtuje fakturę – tylko struktura wytwarzania energii w danej godzinie.

Dlaczego firmy płacą za gaz, nawet jeśli go nie używają

To najczęściej niezrozumiała kwestia dla przedsiębiorców.

Zakład produkcyjny może:

• nie mieć przyłącza gazowego,
• nie używać gazu technologicznie,
• nie kupować gazu od sprzedawcy.

A mimo to jego rachunek za energię elektryczną jest bezpośrednio powiązany z ceną gazu w Europie.

Powód: elektrownie gazowe są jednostkami regulacyjnymi systemu.

Kiedy zapotrzebowanie rośnie ponad możliwości produkcji z węgla i OZE, operator systemu uruchamia bloki gazowe.
Od tego momentu cena energii elektrycznej zaczyna być funkcją ceny gazu (TTF / LNG), a nie kosztu produkcji energii w Polsce.

W praktyce oznacza to:

cena energii elektrycznej dla przemysłu w Polsce jest dziś silniej powiązana z europejskim rynkiem gazu niż z krajowym systemem wytwórczym.

Dlaczego OZE jednocześnie obniża i podnosi ryzyko cenowe

Odnawialne źródła energii obniżają średnią cenę energii w skali roku.
Jednocześnie zwiększają jej zmienność.

Powód jest czysto techniczny.

Energia z PV i wiatru ma zerowy koszt paliwa, ale jest niesterowalna.
Gdy produkuje – wypiera droższe elektrownie i ceny spadają.
Gdy nie produkuje – system musi sięgnąć po drogie jednostki regulacyjne.

W konsekwencji:

• latem ceny mogą spadać do poziomów bardzo niskich,
• zimą lub przy bezwietrznej pogodzie rosną gwałtownie.

Dla biznesu oznacza to zmianę charakteru kosztu.

Energia przestaje być kosztem wysokim lub niskim.
Staje się kosztem zmiennym i trudnym do prognozowania.

A zmienność kosztów jest z punktu widzenia finansowego bardziej problematyczna niż ich poziom.

Rola CO₂ w cenie energii

Drugim czynnikiem, który zimą wyraźnie podniósł ceny energii, nie była pogoda, lecz rynek uprawnień do emisji CO₂ funkcjonujący w ramach systemu EU ETS (European Emissions Trading System).

W uproszczeniu jest to mechanizm, w którym wytwórca energii musi posiadać uprawnienia odpowiadające ilości wyemitowanego CO₂. Jedna tona emisji = jedno uprawnienie. Elektrownia węglowa, produkując energię, emituje znaczące ilości CO₂, więc przed sprzedażą energii musi wcześniej kupić odpowiednią liczbę uprawnień na rynku europejskim.

I tu pojawia się kluczowa kwestia ekonomiczna:
elektrownia nie traktuje kosztu CO₂ jako „opłaty dodatkowej”, tylko jako normalny koszt produkcji – dokładnie tak samo jak paliwo czy serwis urządzeń.

Dlatego kiedy składa ofertę sprzedaży energii na rynku hurtowym, jej cena zawiera:

• koszt węgla (albo gazu),
• koszt zakupu uprawnień do emisji,
• koszty operacyjne i bilansowania.

Inaczej mówiąc: elektrownia nie sprzedaje energii, dopóki nie uwzględni ceny CO₂.
Jeżeli cena uprawnień rośnie, rośnie koszt wyprodukowania każdej kolejnej megawatogodziny.

W Polsce ma to szczególne znaczenie, ponieważ system elektroenergetyczny nadal w dużej części oparty jest na źródłach emisyjnych. Oznacza to, że cena energii na rynku hurtowym bardzo silnie reaguje na zmiany cen uprawnień – często nawet bardziej niż na zmiany cen węgla.

Z punktu widzenia przedsiębiorstwa wygląda to jednak nietypowo.
Na fakturze za energię elektryczną nie istnieje pozycja „opłata CO₂”. Jest cena za MWh.

To powoduje częste nieporozumienie: firmy zakładają, że płacą wyłącznie za energię elektryczną jako usługę jej dostawy. W rzeczywistości płacą również za koszt emisji powstałej przy jej wytworzeniu.

Mechanizm działa pośrednio: elektrownia → rynek hurtowy → sprzedawca → odbiorca końcowy.

Koszt emisji jest więc przenoszony w cenie energii, a nie jako osobna opłata regulacyjna. Z ekonomicznego punktu widzenia przypomina to podatek wbudowany w cenę produktu, a nie doliczony na fakturze.

Konsekwencja jest istotna dla biznesu:
nawet przedsiębiorstwa, które same nie emitują CO₂, ponoszą koszt emisji poprzez energię elektryczną. Firma usługowa, magazyn, zakład obróbczy czy centrum logistyczne – każdy z nich kupuje energię, której cena zawiera koszt emisji elektrowni wytwórczej.

Dlatego w Polsce koszt energii elektrycznej jest w praktyce w znacznej mierze powiązany z polityką klimatyczną UE, a nie wyłącznie z lokalnym rynkiem energii. Zmiana ceny uprawnień na giełdzie europejskiej może przełożyć się na rachunki przedsiębiorstw szybciej niż zmiana taryfy sprzedawcy.

Co to oznacza dla przedsiębiorstw

Z perspektywy zarządu lub CFO zmienia się klasyfikacja kosztu.

Energia przestaje być:
kosztem operacyjnym o przewidywalnym charakterze.

Zaczyna być:
ekspozycją na ryzyko rynkowe.

Na koszt energii wpływają dziś równocześnie:

• ceny gazu w Europie,
• ceny CO₂,
• warunki pogodowe,
• struktura krajowego miksu energetycznego.

Dlatego dwie firmy o identycznym zużyciu mogą mieć istotnie różne koszty energii w zależności od momentu zakupu, struktury umowy i profilu zużycia.

Najważniejszy wniosek

Umowy SPOT nie są złe.
Są po prostu narzędziem o bardzo wysokiej zmienności.

SPOT działa jak rollercoaster cenowy: w niektórych okresach pozwala kupować energię wyraźnie taniej niż rynek kontraktowy, ale w innych potrafi wygenerować koszty, których nie było w budżecie firmy. Pierwsze miesiące 2026 roku dla wielu firm niestety należą do tej drugiej kategorii.

Problem polega na tym, że SPOT sam w sobie nie jest strategią zakupową – jest ekspozycją na rynek.

Jeżeli trafimy na lato z wysoką produkcją OZE i niskimi cenami gazu, SPOT daje bardzo dobre wyniki.
Jeżeli trafimy na zimę z niską generacją i drogim gazem, ceny potrafią „przebić sufit”, a rachunki znacząco odbiegają od prognoz finansowych.

Dlatego firmy, które traktują energię jako element kosztu produkcji, a nie jako zakup administracyjny, nie opierają się wyłącznie na SPOT.

Budują strukturę zakupową.

W praktyce oznacza to podejście mieszane:
wykorzystują niskie ceny wtedy, gdy rynek jest korzystny, ale zabezpieczają z wyprzedzeniem okresy wysokiego ryzyka – przede wszystkim miesiące zimowe.

Do tego właśnie służą rozwiązania transzowe.
Pozwalają one nie kupować energii jednego dnia na cały rok, lecz podejmować decyzje zakupowe w czasie – na konkretne kwartały lub miesiące. Można więc zakontraktować część wolumenu wtedy, gdy rynek jest niski, a pozostawić elastyczność na okresy sprzyjające cenowo.

To nie jest próba „trafienia w idealny moment”.
To jest zarządzanie ryzykiem kosztowym.

W praktyce różnica między firmą kupującą energię przypadkowo a firmą zarządzającą zakupem polega nie na tym, że jedna zawsze kupuje najtaniej.
Polega na tym, że druga unika najdroższych okresów.

I to właśnie ma największy wpływ na wynik finansowy.

Współpracując z nami, nie muszą Państwo samodzielnie podejmować decyzji o momentach zakupu energii ani śledzić codziennie notowań TGE, cen gazu czy uprawnień CO₂.
Naszą rolą jest analiza rynku, zaznaczanie momentów zabezpieczenia i budowanie struktury zakupowej dopasowanej do profilu zużycia zakładu.

Celem nie jest „spekulacja ceną energii”.
Celem jest maksymalizacja korzyści z niskich okresów cenowych przy jednoczesnym ograniczaniu niepożądanych strat, gdy rynek zachowuje się skrajnie – tak jak w styczniu 2026.

Bo dziś energia nie jest już tylko kosztem mediów.

Jest pozycją zarządzaną finansowo – i tak właśnie zaczynają traktować ją przedsiębiorstwa, które chcą stabilnie planować koszty produkcji.

Już teraz
zapoznaj się z naszą Księgą Kompetencji i sprawdź w czym możemy Ci pomóc i w jakich obszarach możemy współpracować:
Kliknij link -> Księga Kompetencji