Trend wzrostowy na rynku gazu i energii jest bezpośrednim skutkiem powiązanych ze sobą czynników: rosnących cen gazu na europejskich rynkach (efekt m.in. sytuacji na Bliskim Wschodzie i walki o uzupełnienie magazynów) oraz galopujących cen uprawnień do emisji CO2, które od marca wzrosły z 68 do 85 euro.
Wzrost cen na giełdzie nie oznacza jednak automatycznie podwyżek rachunków dla gospodarstw domowych. Sprzedawcy energii elektryczną kupują ją z wyprzedzeniem, a taryfy dla odbiorców objętych regulacją zatwierdza Urząd Regulacji Energetyki. Taryfy poznamy do 17 grudnia i dopiero wówczas może zapaść decyzja o mrożeniu cen prądu. Decyzji jeszcze nie ma, ale my poznaliśmy rozważane mechanizmy. Jest ich kilka.
W przypadku gazu sytuacja jest bardziej klarowana, a szczegóły możemy poznać za dwa tygodnie.
Ceny energii najwyższe od lat. A gaz drożeje jeszcze szybciej
Obrót energią elektryczną na TGE wyniósł w październiku 14 140 195 MWh, co oznacza wzrost o 19,3 proc. w stosunku do października 2025 r. Średnia cena energii na Rynku Dnia Następnego (rynek spot) ukształtowała się na poziomie 751,71 zł/MWh i była wyższa o 85,03 zł/MWh w porównaniu do września.
Na rynku terminowym energii elektrycznej (RTPE) średnia cena kontraktu rocznego z dostawą w 2027 r. (BASE_Y-27) wyniosła w październiku 2026 r. 568,11 zł/MWh, co stanowi wzrost o 12,34 zł/MWh względem analogicznej ceny tego kontraktu w poprzednim miesiącu.
Na rynku gazu ziemnego zawarto w październiku transakcje o wolumenie 8 546 281 MWh, co stanowi spadek rok do roku o 58,2 proc. Średnia cena na rynku spot (RDNiBg) ukształtowała się na poziomie 408,58 zł/MWh i była o 64,23 zł/MWh wyższa względem miesiąca poprzedniego. Z kolei na rynku terminowym (RTPG) średnia cena kontraktu z dostawą w 2027 r. (GAS_BASE_Y-27) wyniosła w październiku 330,70 zł/MWh, czyli o 64,47 zł/MWh więcej względem analogicznej ceny tego kontraktu we wrześniu 2026 r.
Czytaj więcej
Elektrownie węglowe, które miały nas ratować w okresie tzw. jesiennej suszy pogodowej mają awarie. Napięta sytuacja w energetyce utrzyma się do poł...
Dlaczego ceny prądu są tak wysokie?
Rynek energii w Polsce wszedł w jesienną fazę strukturalnych niedoborów mocy do produkcji prądu zwłaszcza wieczorem. – To nie jest już tylko kwestia wysokich cen gazu, które podwyższają ceny energii elektrycznej, ale to także efekt bardzo niewielkich rezerw mocy wytwórczych. Każde 100–500 MW, brakujące w efekcie awarii lub przestojów bloków węglowych, winduje ceny energii w godzinach szczytowego zapotrzebowania. Gdy wieje wiatr, a farmy wiatrowe produkują prąd, ceny w tym oknie spadają o setki złotych, gdy nie – eksplodują – mówi Krzysztof Hrywniak, doradca i ekspert rynku energii.
Mniej fotowoltaiki w godzinach 11–15 podnosi „pierwszy szczyt” wyższych cen energii, ale efekt wyższych cen w tych godzinach jest umiarkowany. – To nie wyjaśnia jeszcze ekstremów cenowych, które pojawią się po godzinie 16, czyli po zmianie czasu wcześniej. Kluczowy jest wieczór, gdzie słaby wiatr w końcówce października i pierwszych dniach listopada oraz utrzymujące się ponad sezonową średnią ubytki mocy w elektrowniach węglowych (planowe i awarie) przekładają się na minimalne rezerwy mocy – mówi ekspert.
Ponadto drogi gaz wypycha miks energii ku węglowi, zwiększając popyt na emisje CO2 i wspiera presję kosztową, ale nie zastępuje brakującej rezerwy mocy w krytycznym oknie. – Rosnący popyt na węgiel w Europie, wywołany drogim gazem, podbija również ceny uprawnień do emisji CO2, tworząc „spiralę” wzajemnych zależności. Rosnące na zagranicznych rynkach ceny węgla sugerują podwyżki jego cen na krajowym rynku od stycznia i wraz z rosnącymi cenami uprawnień do emisji CO2 windują koszty wytwarzania energii, co przekłada się na wyższe ceny kontraktów rocznych – mówi Krzysztof Hrywniak.
Rynek energii elektrycznej nie może „ignorować” wzrostu cen gazu i dlatego możliwe są interwencje regulacyjne i polityczne. Jak podkreśla Hrywniak, wysokie ceny gazu są kluczowym czynnikiem wzrostu cen energii elektrycznej i pośrednio podbijają popyt oraz ceny węgla i uprawnień do emisji, tworząc układ naczyń połączonych.
Wysokie ceny prądu i gazu. Jakie działania może podjąć rząd?
Z naszych informacji wynika, że w odpowiedzi na rosnące ceny gazu przygotowywana jest interwencja legislacyjna, a decyzje dotyczące mechanizmów i źródeł finansowania zapadną w ciągu dwóch tygodni. Rozważana jest m.in. podatek od zysków od zbyt wysokich cen gazu płacony przez Orlen. - Przy szacowanym wolumenie zużycia przez odbiorców taryfowanych na poziomie ok. 60 TWh koszt pełnych rekompensat mógłby wynieść 3–4 mld zł rocznie – wyliczał Michał Kozak, analityk DM Trigon. Pieniądze mogłyby pochodzić z Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny, gdzie z poprzedniego systemu mrożenia cen pozostało ok. 2,2 mld zł, choć to może okazać się niewystarczające.
– Rząd, szykując się na interwencję na rynku gazu i energii, skoncentruje się, z tego, co słyszymy, w pierwszej kolejności na opodatkowaniu nadmiarowych zysków (windfall tax) Orlenu oraz na zamrożeniu cen gazu. Głównym źródłem sfinansowania mrożenia cen gazu ma być podatek od nadzwyczajnych zysków, nałożony na Orlen (najprostszy operacyjnie i politycznie akceptowalny instrument). W przypadku spółek energetycznych (jeśli chodzi o ew. mrożenie cen energii) transfer środków realizowany jest raczej poprzez dywidendy niż bezpośrednie opodatkowanie – mówi Michał Kozak, analityk DM Trigon, wskazując, że w efekcie wysokich cen energii i gazu, spółki mogą nie chcieć w pełni kontraktować na przyszły rok, licząc, że na rynku spotowym będzie taniej.
Co składa się na cenę prądu
O ile w przypadku cen gazu decyzje dotyczące mrożenia cen wydają się pewne, to w przypadku ceny prądu takiej pewności nie ma. Decyzja w tej sprawie miałaby zapaść pod sam koniec roku, gdy będzie jasne, jakie wnioski taryfowe na 2027 r. zostaną zaakceptowane przez prezesa URE. Przypomnijmy, że wedle naszych informacji spółki złożyły wnioski na cenę ok. 600 zł za MWh za samą energię, a więc o 105 zł więcej niż w tym roku. Najbardziej prawdopodobną stawką może być w przedziale 560-570 zł/MWh. Średnie zużycie w skali roku gospodarstwa domowego to ok. 2 MWh. Oznacza to, że podwyżka w skali całego roku sięgnęłaby 150 zł.
Na rynku trwa dyskusja, czy jest sens mrozić ceny, aby nie dopuścić do podwyżki cen prądu średnio o 10–12 zł na rachunku miesięcznie. Na racjonalne rozważania cieniem kładzie się jednak rok wyborczy. Oczekiwania polityków są jasne: żadnych podwyżek.
Jeśli tak, to forma mrożenia cen jest możliwa. Decyzji jednak nie ma, ale słyszymy o możliwych zmianach w prawie i rozporządzeniach. Poza prostym mrożeniem cen, takim, jakie było w latach 2023–2025, dyskutowana jest m.in. jakaś forma obciążenie producentów OZE i prosumentów. Dlaczego? Rosną bowiem koszty tzw. profilu, a więc bilansowania niestabilnej pracy OZE, co coraz bardziej widoczne jest w cenie energii. Te koszty wynoszą od kilkunastu do kilkudziesięciu złotych.
Kolejny rozważany scenariusz to zawieszenie pobierania opłaty mocowej przez rok lub dwa. W tym roku nie zmieniła się ona i wynosi 17,18 zł na miesiąc w odniesieniu do odbiorców końcowych, zużywających rocznie 1,2-2,8 MWh energii elektrycznej. Tę opłatę mógłby wziąć na siebie budżet. Taki mechanizm był już stosowany przez rząd w przeszłości.
Ile spółki energetyczne mogą zapłacić za mrożenie cen energii?
Jak mówi Michał Kozak, jeśli przyjęta przez prezesa URE taryfa ceny energii w 2027 r. mogłaby 560–570 zł/MWh, powiedział, że wówczas wysokość rezerw spółek energetycznych (PGE, Tauron, Enea) może wynieść łącznie ok. 600 mln zł. Jeśli taryfa wyniosłaby tyle, ile w tym roku, a więc 495 zł za MWh, to ta rezerwa byłaby większa i musiałby wynieść ok. 1,5 mld zł.
Jak mówią nam analitycy, ewentualnie wyższa niż w tym roku taryfa na prąd na 2027 r. może ograniczyć rezerwy spółek energetycznych z tytułu różnicy między ceną taryfową a ceną mrożoną, ale nie usuwa ryzyka kosztów prosumenckich ani słabych wyników segmentu sprzedaży.
– Wyższa cena taryfowa może zmniejszyć lukę między taryfą a ceną mrożoną, a tym samym ograniczyć rezerwę tworzoną wyłącznie na pokrycie tej różnicy. To korzystny scenariusz, ale jego skala zależy od ostatecznej taryfy i zasad finansowania mrożenia cen – uważa Paweł Puchalski, analityk Erste Biuro Maklerskie.
Czytaj więcej
Ceny prądu i gazu na polskiej giełdzie osiągnęły najwyższe poziomy od ponad trzech lat. W październiku energia elektryczna podrożała o blisko 13 pr...
Z drugiej jednak strony spółki mogą zwiększyć rezerwy na ryzyka wynikające z kosztów bilansowania prosumentów. – Spółki mogą jednocześnie zwiększać rezerwy na koszty prosumenckie, które obciążały segment sprzedaży w bieżącym roku – wskazuje analityk. Zakłada, że łączne rezerwy nie powinny być większe niż w poprzednim roku, z możliwym wyjątkiem Tauronu. Rezerwa Tauronu była w zeszłym roku niska, co – według analityka – przełożyło się na relatywnie słabe wyniki sprzedaży w kolejnych kwartałach. W tym roku Tauron może utworzyć rezerwę bliższą tej, którą zawiązała PGE, a więc na poziomie ok. 600 mln zł.
Analiza potencjalnych strat spółek elektroenergetycznych opiera się na porównaniu wnioskowanych taryf na energię elektryczną dla gospodarstw domowych (taryfa G) z poziomem zatwierdzonym na ten rok. Przy założeniu, że taryfy na energię mogłyby wynieść ok. 500 zł za MWh (wnioski taryfowe spółki energetyczne przedłożyły na poziomie ok. 600 zł za MWh) i przy sprzedaży ok. 10 TWh (jak w PGE oraz Tauronie), bazowa kalkulacja wskazywałby – zdaniem Michała Sztablera, analityka Noble Securities – na około 1 mld zł potencjalnej straty tylko dla tych dwóch firm. Dla Enei, przy sprzedaży na poziomie ok. 5 TWh (połowa wolumenu energii PGE czy Tauronu), strata ta wynosiłaby ok. 500 mln zł.
– Rzeczywista wielkość koniecznych do zawiązania rezerw ulega jednak korekcie ze względu na strukturę portfela klientów. Część odbiorców posiada w taryfie zaszyte usługi dodatkowe (np. serwisy elektryczne) i opłaca prowizje, przez co jednostkowa strata na tym segmencie nie wynosi pełnych 100 zł. Z tego względu szacowana luka dla Tauronu kształtuje się na poziomie niższym poziomie, zapewne ok. 500–700 mln zł – wylicza analityk.
Przy mniejszej rozbieżności taryfowej (między złożonymi wnioskami, a zaakceptowaną taryfą np. rzędu 30 zł na MWh) część klientów pozostaje w pełni rentowna, co mogłoby zredukować wymaganą rezerwę z prostego przeliczenia 300 mln zł do około 150 mln zł.
