Europa przygotowuje się do nadchodzącej zimy 2025/2026, a eksperci ostrzegają, że może ona być wyjątkowo wymagająca dla sektora energetycznego. Wstępne prognozy pogodowe zakładają chłodniejszą zimę niż w poprzednich latach, co zwiększa ryzyko niezbilansowania popytu i podaży energii elektrycznej. Już teraz analizy wskazują na pojawiające się ujemne ceny prądu – zjawisko, w którym ceny energii na rynku spadają poniżej zera.
Według najnowszego raportu Montel Analytics, w Europie utrzymują się one coraz częściej i mogą pozostać stałym elementem rynku podczas nadchodzącej zimy. Co więcej, sytuację komplikuje niestabilny bilans gazu ziemnego: obecny poziom zapasów gazu w UE jest o około 10% niższy od zakładanych celów, co w razie surowej zimy może dodatkowo zdestabilizować rynek. Mimo zapewnień Komisji Europejskiej, że magazyny gazu osiągnęły 83% zapełnienia na początku października (poziom porównywalny z okresem sprzed kryzysu), mniejszy margines bezpieczeństwa oznacza, że państwa członkowskie będą musiały ze szczególną uwagą monitorować bilans energetyczny w nadchodzących miesiącach.
Przyczyny zjawiska ujemnych cen energii
Gwałtowny rozwój odnawialnych źródeł energii – przede wszystkim farm wiatrowych i słonecznych – w ostatnich latach doprowadził do częstszych sytuacji, w których podaż prądu przewyższa zapotrzebowanie. Ujemna cena energii oznacza, że producenci są gotowi dopłacić odbiorcom za pobór nadmiarowej energii elektrycznej. Najczęściej dochodzi do tego, gdy udział generacji z OZE został niedoszacowany, a tradycyjne elektrownie o niskiej elastyczności nie mogą szybko ograniczyć produkcji.
Innymi słowy – system nie jest w stanie zaabsorbować nadwyżek. W efekcie w okresach sprzyjającej pogody (np. podczas silnego wiatru lub intensywnego nasłonecznienia) powstaje nadpodaż energii, której nie da się w porę wykorzystać ani wyeksportować, co spycha ceny na giełdach energii poniżej zera.
Obserwacje z ostatnich kwartałów potwierdzają ten trend. Jak podaje Financial Times, w pierwszych ośmiu miesiącach 2024 roku ceny prądu w Europie były ujemne łącznie przez rekordowe 7841 godzin. W skrajnych przypadkach notowano ceny poniżej -20 euro za megawatogodzinę. Zjawisko to najczęściej występowało w weekendy oraz w godzinach niższego zapotrzebowania (np. nocą), zwłaszcza gdy w systemie dominowała wysoka generacja wiatrowa. Problem pogłębia strukturalna sztywność niektórych źródeł – duże elektrownie węglowe czy jądrowe nie były projektowane pod kątem elastycznego reagowania na fluktuacje podaży z OZE. Pracując z założenia w trybie ciągłym, nie są w stanie szybko się wyłączyć lub zredukować mocy, przez co nadwyżka zielonej energii nakłada się na niezmienioną produkcję konwencjonalną.
– Rosnąca liczba sytuacji z ujemnymi cenami prądu to sygnał alarmowy: system energetyczny potrzebuje pilnie większej elastyczności i pojemności magazynów energii, aby nadwyżki z OZE stały się atutem, a nie problemem – podkreśla Jarosław Fabiański, prezes Direct4Energy.
Zjawisko ujemnych cen zaczyna dotykać już nie tylko rynki zachodnioeuropejskie (jak Niemcy czy Hiszpania), ale i Polskę. Według danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych 21 września 2025 roku przez łącznie 29 piętnastominutowych okresów notowano w Polsce ujemne ceny energii – pierwszy raz w historii średnia dzienna cena prądu była tego dnia poniżej zera, osiągając -145 zł/MWh. To wyraźny sygnał, że nadpodaż energii wynikająca z dynamicznego przyrostu mocy OZE staje się wyzwaniem także dla krajów, które dotąd rzadziej doświadczały takich sytuacji.
Skutki dla rynku i konsumentów
Utrzymywanie się ujemnych cen ma dwojaki wpływ na sektor energii. Z jednej strony stanowi wyzwanie dla wytwórców – operatorzy elektrowni muszą w takich momentach ponosić koszty związane z odłączeniem lub redukcją mocy, a w skrajnych przypadkach dopłacać za zagospodarowanie swojej produkcji. Taka presja finansowa może nadwątlić rentowność tradycyjnych elektrowni i zniechęcać do inwestycji w nowe moce wytwórcze, skoro okresowo energia bywa produktem nadmiarowym przynoszącym straty. Dodatkowo, gwałtowne wahania notowań – od cen ujemnych po skoki przy niedoborach mocy – oznaczają większą zmienność rynku. Taka niestabilność cen utrudnia prognozowanie i zarządzanie ryzykiem dla spółek energetycznych, wpływając na ich decyzje operacyjne i inwestycyjne.
Z drugiej strony, ujemne ceny energii otwierają też okno możliwości dla odbiorców i innowacji. Przedsiębiorstwa dysponujące elastycznym poborem lub własnymi magazynami energii mogą korzystać na sytuacjach nadpodaży – np. uruchamiając energochłonne procesy produkcyjne lub ładując baterie i zasobniki wody w elektrowniach szczytowo-pompowych akurat wtedy, gdy prąd jest wręcz darmowy. Coraz więcej dostawców oferuje dynamiczne taryfy, w ramach których ceny dla klientów odwzorowują sytuację na rynku hurtowym. Ci odbiorcy, którzy mają możliwość przesunięcia zużycia na godziny nadwyżek, są finansowo zachęcani do wykorzystania prądu podczas ujemnych cen. Niemniej jednak typowy konsument domowy nie odczuje bezpośrednio takich zmian – rachunki detaliczne zawierają stałe opłaty dystrybucyjne i podatki stanowiące większość kosztów, co sprawia, że ceny dla gospodarstw domowych pozostają względnie stabilne nawet przy silnych wahaniach hurtowych.
Wiele krajów UE, w obliczu kryzysu cenowego lat 2021–2022, wprowadziło mechanizmy osłonowe chroniące odbiorców przed drastycznymi podwyżkami cen energii. Polska jest tego dobrym przykładem – ustawowo zamrożono ceny energii elektrycznej dla gospodarstw domowych na poziomie maksymalnie 500 zł/MWh do końca 2025 roku. Dzięki temu, mimo iż rzeczywiste ceny rynkowe sięgały ok. 622 zł/MWh (ok. 146 EUR/MWh), odbiorcy indywidualni nie odczuli tej różnicy w swoich rachunkach.
Niemniej jednak, ceny hurtowe w Polsce nadal należą do najwyższych w Europie – nawet po spadku o 8% w ostatnim kwartale, średnia stawka ~572,6 zł/MWh na IV kwartał 2025 jest znacząco wyższa niż w wielu krajach UE. Co istotne, obecna ulga dla odbiorców jest tymczasowa. Już w 2026 roku tarcze osłonowe przestaną obowiązywać, co rodzi pytania o wydolność gospodarstw domowych i instytucji w warunkach rynkowych. Wstępne prognozy sugerowały co prawda stopniowy spadek cen energii w kolejnych latach, ale samo zwiększanie mocy OZE nie zagwarantuje trwałej taniej energii – kluczowe będą inwestycje w sieci i magazyny, pozwalające w pełni spożytkować potencjał tanich, odnawialnych źródeł.
– Mechanizmy osłonowe działają jak leczenie objawów – przynoszą ulgę na krótką metę, ale nie usuwają przyczyny problemu. Zamiast przedłużać stan nadzwyczajny na rynku energii, powinniśmy wykorzystać ten czas na przyspieszenie inwestycji w infrastrukturę: nowoczesne sieci i magazyny energii. To jedyna droga, by w długim terminie ustabilizować ceny prądu na niższym poziomie – ocenia Jarosław Fabiański.
Niepewność co do przyszłych warunków rynkowych odczuwają zwłaszcza przedsiębiorcy planujący swoją działalność w perspektywie kolejnych lat. Póki co nie ma decyzji, czy rządowe mechanizmy wsparcia cen energii dla biznesu będą przedłużone po 2025 roku, co utrudnia firmom kalkulacje. Fabiański wskazuje, że jasne stanowisko w tej sprawie pomogłoby ustabilizować oczekiwania i umożliwić efektywne planowanie wydatków na energię – „przewidywalność w sektorze energetycznym to kluczowy element” wspierający strategiczne decyzje przedsiębiorstw.
Perspektywy na przyszłość
Ujemne ceny energii to wyzwanie, które najprawdopodobniej nie zniknie w najbliższym czasie – ale może stać się bodźcem do pozytywnych zmian. Eksperci są zgodni, że negatywne ceny prądu będą pojawiać się dopóty, dopóki nie wzrośnie zdolność systemu do elastycznego reagowania na nadwyżki produkcji. Innymi słowy, kluczem jest rozwój magazynowania energii i zarządzania popytem: „ujemne ceny utrzymają się do momentu zwiększenia popytu na usługi magazynowe i elastyczne rozwiązania” – podkreślono w analizie Montel.
Unia Europejska już dostrzega ten problem i stawia na przyspieszenie inwestycji w tym obszarze. Podczas konferencji Energy Storage Global Conference w Brukseli przypomniano, że magazynowanie energii to strategiczny priorytet – według unijnego komisarza ds. energii Dana Jørgensena Europa będzie potrzebować ponad 200 GW pojemności magazynów energii do 2030 roku i około 600 GW do roku 2050. Dla porównania, obecnie łączna moc zainstalowanych magazynów (baterii, elektrowni szczytowo-pompowych i innych technologii) jest szacowana zaledwie w pojedynczych gigawatach, co pokazuje skalę wyzwania.
Równolegle rozwijane są inicjatywy zwiększające elastyczność popytu na energię. Dynamiczne taryfy, inteligentne sieci (smart grids) oraz technologie typu vehicle-to-grid (wykorzystujące baterie samochodów elektrycznych do stabilizacji sieci) mogą pomóc przesunąć część zapotrzebowania na okresy nadpodaży. Pojawiają się także pomysły zmian regulacyjnych – np. dostosowanie zasad rynku mocy i rozliczeń, tak by więcej podmiotów mogło świadczyć usługi DSR (dobrowolnego obniżenia zużycia na wezwanie operatora systemu) lub by elektrownie otrzymywały dodatkowe zachęty do większej elastyczności. W Niemczech planowane jest stopniowe wygaszanie subsydiów, które dotąd skłaniały producentów OZE do generowania energii niezależnie od sygnałów rynkowych – po 2027 roku zmiana ta może nieco ograniczyć częstotliwość występowania cen ujemnych. Mimo tych działań, transformacja energetyczna wciąż wymaga ogromnego przyspieszenia – zarówno w obszarze nowych mocy odnawialnych, jak i rozbudowy infrastruktury towarzyszącej.
– Stajemy dziś przed wyborem: albo szybko dostosujemy nasz system energetyczny do realiów odnawialnych źródeł (poprzez magazyny energii, elastyczne zarządzanie popytem, modernizację sieci), albo musimy być przygotowani na powtarzające się kryzysy i niestabilność cen – komentuje Jarosław Fabiański. – Obecna sytuacja, choć trudna, może stać się impulsem do przyspieszenia niezbędnych reform. Jeśli odpowiednio zareagujemy, nadpodaż zielonej energii zamiast problemem stanie się fundamentem bezpieczniejszego i tańszego rynku energii w przyszłości – dodaje prezes Direct4Energy, wskazując, że kryzysowe doświadczenia często przyspieszają wdrażanie innowacji.
Nadchodząca zima będzie ważnym sprawdzianem dla europejskiej energetyki. Z jednej strony rynek może nadal zmagać się z okresami nadpodaży i ujemnych cen prądu, z drugiej – ewentualne mrozy oraz niedobory generacji ze źródeł odnawialnych niosą ryzyko gwałtownych wzrostów cen. W dłuższej perspektywie rozwiązaniem jest jednak przyspieszenie transformacji: rozwój magazynów energii, zwiększenie elastyczności popytu oraz modernizacja sieci tak, aby sprostać wymogom nowego miksu energetycznego. Tylko takie kompleksowe podejście zapewni Unii Europejskiej stabilne i przystępne cenowo dostawy energii – niezależnie od kaprysów pogody czy sezonowych wahań zapotrzebowania.