Jeszcze niedawno koszty energii sprowadzały się do jednej liczby: średniej ceny rocznej. Dziś ta wielkość ma coraz mniejszą wartość informacyjną.

W kwietniu 2026 r. na hurtowym rynku energii odnotowano 100 godzin z cenami ujemnymi – najwięcej w historii. Jednocześnie wieczorne szczyty cenowe przekraczały 1,5 tys. zł/MWh. Od wprowadzenia 15-minutowego okresu rozliczeniowego ceny energii w obrębie tej samej godziny mogą różnić się nawet o kilkaset złotych. Nie jest to chwilowa anomalia, lecz efekt niewystarczającej elastyczności polskiego systemu elektroenergetycznego. W ciągu siedmiu miesięcy 2026 r. Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) ograniczyły produkcję energii ze źródeł odnawialnych o 1,42 TWh, czyli więcej niż w całym poprzednim roku. W odpowiedzi PSE planują zainwestować w rozwój sieci w latach 2027–2036 około 66 mld zł.

Wartość aktywa wytwórczego zależy dziś od profilu produkcji i faktycznie uzyskanej ceny, a nie od średniej rocznej. Z kolei o wysokości rachunku odbiorcy przemysłowego decyduje nie tylko ilość zakupionej energii, lecz także moment jej poboru.

Luka, która sama się nie zamknie

W drugiej połowie 2025 r. przeciętna cena energii dla przemysłu wynosiła w Polsce około 170 euro/MWh, wobec około 130 euro/MWh w Niemczech. Dla sektorów energochłonnych oznacza to słabszą pozycję kosztową wobec zagranicznych konkurentów działających na tym samym rynku.

Trwają prace nad mechanizmami osłonowymi: unijnym CISAF oraz krajowym instrumentem dla przemysłu energochłonnego na lata 2027–2030 z budżetem ok. 4,8 mld zł. Wsparcie będzie jednak warunkowe i obejmie jedynie część zużycia energii. Dlatego wyzwaniem będzie nie tylko jego uzyskanie, lecz także przygotowanie wcześniej gotowego portfela projektów oraz sprawnego procesu ich rozliczenia.

Trzy niewiadome w modelu biznesowym

Pierwszą jest elastyczność systemu. Im więcej źródeł zależnych od warunków pogodowych, tym większe zapotrzebowanie na moc regulacyjną i magazyny energii, a mechanizmy wyceny tych usług dopiero się kształtują. Drugą jest przyszłość energetyki węglowej. Po rezygnacji z koncepcji Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE), która miała przejąć aktywa węglowe, docelowy model ich funkcjonowania pozostaje nierozstrzygnięty. Zdecydują o nim harmonogram wyłączeń bloków, ceny gazu oraz tempo realizacji programu jądrowego i rozwoju morskiej energetyki wiatrowej. Trzecią jest polityka klimatyczna. Komisja Europejska proponuje wolniejszą redukcję puli uprawnień do emisji CO2 po 2030 r., a start ETS2 przesunięto na 2028 r. Kierunek polityki pozostaje niezmienny, zmienia się jej tempo. Ostateczny kształt przepisów będzie zależał od negocjacji.

W praktyce oznacza to, że analiza oparta na jednej ścieżce cenowej jest dziś niewystarczająca. Powinna ona uwzględniać ograniczenia sieciowe, profil 15-minutowy oraz strukturę kontraktów, czyli długoterminowe umowy zakupu energii (PPA), kontrakty różnicowe (CfD), rynek mocy i usługi elastyczności.

Zmienna pod kontrolą

Większe znaczenie mają jednak czynniki, na które przedsiębiorstwo ma wpływ. Dobrze ilustruje to opłata mocowa. W 2026 r. wynosi ona 219,4 zł/MWh w godzinach 7.00–21.59 dla odbiorców o zmiennym profilu poboru oraz 37,3 zł/MWh dla uprawnionych odbiorców energochłonnych o profilu spłaszczonym. Obniżenie tego kosztu nie wymaga nowych technologii, lecz wiedzy o tym, które procesy generują szczyty poboru. Na zmienności cen, w tym na okresach cen ujemnych, zyskają przedsiębiorstwa, które potrafią przesunąć energochłonne operacje na godziny nadpodaży lub pokrywać zapotrzebowanie w godzinach wysokich cen z własnych magazynów i autokonsumpcji.

Wyzwanie nie ma jednak wyłącznie charakteru technicznego. W większości firm koszt energii nie ma jednego właściciela. Wymaga to pogodzenia interesów kilku obszarów: produkcja odpowiada za wolumen, utrzymanie ruchu za dostępność maszyn, a dział finansowy poznaje skutki dopiero na podstawie faktury. Finansowanie bywa wskazywane jako bariera transformacji, jednak coraz częściej istotniejszy okazuje się niedobór specjalistów i wybranych kompetencji. Gdy projekty sieciowe, jądrowe i morskie zaczną być realizowane równolegle, ograniczeniem szybciej niż kapitał może stać się dostępność wykonawców.

Kapitał wydaje się raz

Potencjał optymalizacji bez nowych inwestycji zwykle wyczerpuje się w ciągu kilku lat. Z kolei inwestycje realizowane bez uporządkowania procesów operacyjnych często prowadzą do przewymiarowania: magazynu energii dobranego do szczytu, którego można było uniknąć, lub mocy przyłączeniowej dostosowanej do profilu, który dało się spłaszczyć.

W warunkach, w których ani ceny, ani regulacje nie dają się wiarygodnie przewidzieć, przewagę zbudują przedsiębiorstwa skoncentrowane na czynnikach pozostających pod ich kontrolą. Należą do nich: planowanie i harmonogramowanie zużycia energii zgodnie z rytmem cen 15-minutowych, spłaszczanie profilu poboru w godzinach szczytu, magazyny energii i autokonsumpcja pozwalające obniżyć średni koszt zakupu, struktura kontraktów dopasowana do elastyczności zakładu oraz racjonalizacja nakładów inwestycyjnych poprzez wykorzystanie faktycznych danych o zużyciu energii w przedsiębiorstwie.

Firmy, z dobrze funkcjonującymi procesami zarządzania energią elektryczną w przedsiębiorstwie, staną się bardziej konkurencyjne i odporne na zmieniające się warunki rynkowe.

MATERIAŁ PARTNERA: ALVAREZ & MARSAL