Ujemne ceny energii oznaczają, że w konkretnej godzinie cena energii na rynku hurtowym spada poniżej 0 zł/MWh. Nie jest to błąd systemu ani ciekawostka z kilku zachodnich giełd. To sygnał, że w danym momencie w systemie pojawiło się więcej energii, niż rynek i infrastruktura są w stanie sensownie zagospodarować.
Dla wytwórców to nie jest temat teoretyczny. Ujemne ceny wpływają na przychody, decyzje operacyjne, a w części systemów wsparcia także na rozliczenia i obowiązki sprawozdawcze. W polskich warunkach temat stał się realny wtedy, gdy zjawisko zaczęło pojawiać się nie incydentalnie, ale seryjnie — i gdy zaczęło pociągać za sobą konkretne skutki dla OZE oraz kogeneracji.
Skąd biorą się ujemne ceny energii?
Mechanizm jest prosty. W danej godzinie do systemu trafia bardzo dużo energii, najczęściej z fotowoltaiki i innych źródeł o niskim koszcie krańcowym. Jednocześnie popyt jest zbyt mały, eksport ograniczony, magazynów nadal za mało, a część jednostek konwencjonalnych nie może szybko zejść z mocą. W efekcie cena spada bardzo nisko, czasem aż poniżej zera.
To nie jest wyłącznie efekt szybkiego rozwoju OZE. Problem wynika również z ograniczonej elastyczności całego systemu. Jeżeli produkcja rośnie szybciej niż możliwości jej zagospodarowania, rynek zaczyna wysyłać coraz ostrzejszy sygnał cenowy. Ujemna cena jest właśnie takim sygnałem.
Dlaczego to ma znaczenie dla wytwórców?
Dla źródła sprzedającego energię w modelu rynkowym sprawa jest oczywista. W godzinach z ceną ujemną przychód z energii znika, a czasem dalsza produkcja staje się ekonomicznie nieuzasadniona. Im więcej takich godzin w miesiącu lub kwartale, tym mocniej spada przewidywalność przychodów.
Problem jest większy w źródłach, które nie są wystarczająco elastyczne. Część jednostek nie może szybko ograniczyć mocy bez kosztów technicznych albo bez ryzyka dla procesu technologicznego. Dotyczy to także niektórych jednostek kogeneracyjnych, które pracują nie tylko pod rynek energii elektrycznej, ale również pod potrzeby ciepłownicze lub przemysłowe.
Coraz mniej liczy się samo pytanie, ile energii instalacja wyprodukuje w skali roku. Coraz ważniejsze staje się to, w jakich godzinach ta energia trafia do systemu i czy model biznesowy wytrzymuje okresy niskich albo ujemnych cen.
Polska: ceny ujemne to już nie wyjątek
W Polsce zjawisko przestało być incydentalne. W oficjalnych komunikatach URE dla wytwórców OZE widać wyraźnie, że w 2025 roku kolejne miesiące przynosiły godziny z cenami poniżej 0 zł/MWh.
Tylko samych komunikatach dotyczących korekty wniosków o świadectwa pochodzenia pojawiły się następujące zakresy:
| Okres | Liczba godzin objętych komunikatami URE | Znaczenie praktyczne |
|---|---|---|
| 1 i 2 stycznia 2025 | 20 | początek roku pokazał, że zjawisko nie jest sezonową ciekawostką |
| 22 marca 2025 | 6 | przekroczony został próg mający znaczenie dla części mechanizmów wsparcia |
| kwiecień 2025 | 29 | ceny ujemne zaczęły pojawiać się seryjnie |
| maj 2025 | 18 | problem utrzymywał się w okresie wysokiej generacji dziennej |
| czerwiec 2025 | 33 | jeden z najmocniejszych miesięcy pod względem skali zjawiska |
| sierpień 2025 | 8 | kolejny miesiąc z epizodem spełniającym warunki regulacyjne |
Łącznie daje to co najmniej 114 godzin objętych oficjalnymi komunikatami URE w samych wskazanych miesiącach 2025 roku. To nie jest pełna statystyka wszystkich godzin z ceną ujemną na rynku, ale wystarczająco mocny sygnał, że temat ma już znaczenie operacyjne i finansowe.
OZE: ceny ujemne mogą oznaczać nie tylko słabszy przychód, ale też utratę części wsparcia
To najważniejszy punkt z perspektywy praktycznej. W Polsce temat cen ujemnych nie kończy się na rynku spot. A w części systemów wsparcia energia wyprodukowana w określonych godzinach z ceną poniżej 0 zł/MWh nie kwalifikuje się do wsparcia albo wymaga korekt rozliczeniowych.
W systemie świadectw pochodzenia URE wielokrotnie przypominał wytwórcom o konieczności korekty wniosków. Oznacza to, że problem nie dotyczy wyłącznie niższej ceny sprzedaży, ale także rozliczeń administracyjnych. Dla części instalacji to bardzo konkretna strata.
Trzeba tu jednak uważać na uproszczenia. Nie wszystkie systemy wsparcia działają dziś identycznie. Po nowelizacji ustawy o OZE z 27 listopada 2024 roku nie wolno opisywać wszystkich mechanizmów jednym zdaniem. Właśnie tu najłatwiej o błąd.
Ustawa z 27 listopada 2024 r. zmieniła ważny detal, który ma duże znaczenie
W ustawie z dnia 27 listopada 2024 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw, opublikowanej jako Dz.U. 2024 poz. 1847, zmieniono brzmienie art. 93 ust. 6 i 6a ustawy o OZE. W części przepisów zwrot „przez co najmniej sześć kolejnych godzin” został zastąpiony zwrotem „w godzinach”.
To nie jest kosmetyka językowa. To zmiana, która wpływa na sposób interpretacji skutków cen ujemnych w konkretnych mechanizmach wsparcia. W praktyce oznacza to, że przy analizie aukcji OZE, FIT, FIP, świadectw pochodzenia i innych systemów nie wolno zakładać, że wszędzie obowiązuje dokładnie ta sama logika.
Jeżeli artykuł branżowy ma być rzetelny, trzeba to rozdzielać. Sam fakt wystąpienia ceny ujemnej jest wspólny. Skutek prawny już nie.
Kogeneracja ma ten sam problem, choć z innego powodu
W przypadku kogeneracji sprawa bywa jeszcze trudniejsza. Jednostka CHP często nie pracuje wyłącznie dla przychodu z energii elektrycznej. Jej praca jest związana również z dostawą ciepła. To oznacza, że ograniczenie produkcji energii elektrycznej nie zawsze jest technicznie proste ani ekonomicznie neutralne.
URE przypomniał, że energia elektryczna wytworzona w skojarzeniu w określonych godzinach cen ujemnych musi zostać odpowiednio uwzględniona w sprawozdaniu CHP za 2025 rok. Dla części wytwórców to oznacza, że sygnał cenowy z rynku spot przenika już bezpośrednio do systemu wsparcia i raportowania. Kogeneracja pokazuje jedną ważną rzecz: ujemne ceny energii to nie tylko temat dla właścicieli farm PV. To problem całego rynku, zwłaszcza tam, gdzie źródło ma ograniczoną swobodę pracy.
Ceny ujemne są też sygnałem problemu po stronie sieci
Jeżeli rynek nie potrafi zagospodarować nadwyżki energii, skutki nie kończą się na cenie. W skrajnym przypadku operator musi ograniczać generację.
Dobrym przykładem jest 31 marca 2024 roku, kiedy PSE wydały polecenie nierynkowej redukcji jednostek PV o łącznej mocy 3237 MW w godzinach 12:00–17:00. To pokazuje skalę problemu. Nie chodzi już tylko o wykres cen na giełdzie, ale o fizyczną konieczność stabilizowania systemu. To ważny moment z punktu widzenia całej energetyki. Im częściej nadmiar energii będzie trzeba rozwiązywać przez redukcje, a nie przez elastyczny odbiór lub magazynowanie, tym mocniej ceny ujemne staną się trwałym elementem rynku.
Co to mówi o kierunku rozwoju rynku energii?
Przez wiele lat głównym pytaniem było, jak zwiększyć udział źródeł odnawialnych w miksie. Dziś to już za mało. Coraz ważniejsze staje się pytanie, jak ten miks obsłużyć w ujęciu godzinowym.
W nowej rzeczywistości wartość mają nie tylko megawaty mocy zainstalowanej. Coraz większą wartość mają też:
- profil produkcji,
- możliwość przesuwania poboru,
- zdolność do szybkiej redukcji mocy,
- magazynowanie energii,
- dostęp do elastycznego odbioru,
- możliwość pracy poza godzinami największej nadpodaży.
To dlatego unijna reforma rynku energii z 2024 roku tak mocno podkreśla znaczenie kontraktów długoterminowych, magazynów energii, reakcji strony popytowej i szerzej rozumianej elastyczności systemu.
Czy odbiorca końcowy ma z tego realną korzyść?
Najczęściej nie wprost. To jeden z najczęściej powtarzanych mitów. Ujemna cena na rynku hurtowym nie oznacza automatycznie darmowego prądu dla odbiorcy końcowego. Między ceną na TGE a rachunkiem końcowym są jeszcze opłaty dystrybucyjne, koszty handlowe, marża sprzedawcy, podatki i warunki konkretnej umowy.
W Polsce oferty z ceną dynamiczną działają, ale ich realne znaczenie nadal jest ograniczone. URE podał, że do końca 2024 roku korzystało z nich tylko 135 odbiorców, a dodatkowo cena hurtowa była powiększana o narzuty rzędu 0,0999–0,149 zł/kWh oraz abonament sięgający do 49,9 zł miesięcznie. To pokazuje, że hurtowy sygnał cenowy nadal słabo przechodzi na poziom masowego odbiorcy.
Co z tego wynika dla inwestorów i wytwórców?
Dla nowych projektów energetycznych sama produkcja energii nie wystarczy już jako główny argument ekonomiczny. Coraz większe znaczenie mają:
- odporność modelu przychodowego na godziny z ceną poniżej zera,
- możliwość ograniczenia generacji bez nadmiernych kosztów,
- integracja z magazynem energii,
- udział w modelach PPA lub innych długoterminowych kontraktach,
- profil pracy instalacji względem realnego zapotrzebowania systemu.
W praktyce rynek premiuje dziś nie tylko tanią energię, ale energię dobrze wpasowaną w system. To duża zmiana. Jeszcze kilka lat temu dla wielu projektów wystarczało pytanie o CAPEX, uzysk roczny i średnią cenę energii. Dziś trzeba analizować także rozkład cen godzinowych, ryzyko redysponowania, skutki cen ujemnych i warunki wsparcia.
Wniosek
Ujemne ceny energii nie są błędem systemu ani jednorazową anomalią. To efekt dojrzewania rynku, na którym szybko rośnie udział źródeł zmiennych, a elastyczność infrastruktury nadal nie nadąża za tempem zmian.
Dla wytwórców oznacza to wyższe ryzyko przychodowe. Dla części instalacji OZE i kogeneracji także ryzyko utraty części wsparcia albo konieczność korekt rozliczeniowych. Z kolei dla operatora systemu to sygnał, że bez magazynów, sterowania popytem i lepszej infrastruktury sieciowej liczba problematycznych godzin będzie rosła.
Najkrócej: w nowej energetyce coraz mniej liczy się sama produkcja MWh. Coraz bardziej liczy się to, czy system potrafi tę MWh przyjąć dokładnie wtedy, kiedy została wyprodukowana.
Źródła
Urząd Regulacji Energetyki – komunikaty dotyczące cen ujemnych i świadectw pochodzenia OZE
https://www.ure.gov.pl/pl/oze/swiadectwa-pochodzenia/ceny-ujemne
Towarowa Giełda Energii – Rynek Dnia Następnego
https://www.tge.pl/energia-elektryczna-rdn
Polskie Sieci Elektroenergetyczne – komunikat o nierynkowym redysponowaniu jednostek PV w KSE z 31.03.2024
https://www.pse.pl/-/komunikat-o-nierynkowym-redysponowaniu-jednostek-wytworczych-pv-w-kse-w-dn-31-03-2024
