MET Polska: choć w 2025 roku paliwa taniały, ceny prądu pozostawały wysokie

Rok 2025 na rynku energii elektrycznej potwierdził rosnące rozwarstwienie między rynkami paliw a ceną energii. W okresach, gdy gaz i węgiel wyraźnie taniały, energia elektryczna nie reagowała proporcjonalnie, pozostając na relatywnie wysokich poziomach. Założenie odbiorców, że tańsze paliwa oznaczają tańszy prąd, działa dziś coraz słabiej – zaznacza Marlena Stuglik, Commercial Solutions Manager w MET Polska.

Obecne zjawisko to nie jednorazowe odchylenie, lecz konsekwencja zmiany architektury kosztowej sektora. Punkt ciężkości przesunął się z ceny surowca na koszty systemowe i regulacyjne, w tym wynikające z polityki klimatycznej. W tym ujęciu rynek uprawnień do emisji CO₂ pozostaje jednym z kluczowych czynników cenotwórczych: w grudniu 2025 EUA kształtowały się w okolicach 86 EUR/t, a w połowie stycznia 2026 jest już około 92 EUR/t. Nawet przy niższych cenach paliw, koszt wytworzenia energii w jednostkach konwencjonalnych rośnie wraz z kosztem emisji, a w modelu wyceny opartym o cenę krańcową to właśnie jednostki domykające bilans w danej godzinie często wyznaczają cenę dla całego rynku.

Widoczne było to szczególnie pod koniec 2025 roku, kiedy średnia cena na RDN w grudniu wyniosła blisko 467 zł/MWh, co pokazuje, że presja kosztowa pozostaje istotna mimo poprawy po stronie surowców. Dzisiejsza cena energii opiera się na czynnikach, które nie poruszają się w tym samym rytmie co gaz czy węgiel.

OZE rośnie szybciej niż system

Choć 2025 rok przyniósł kolejne rekordy w produkcji energii z wiatru i słońca, nie przełożyło się to na realną ulgę cenową dla odbiorcy. Coraz częściej obserwowaliśmy sytuacje, w których produkcja z OZE była ograniczana. Problemy nie wynikały z braku popytu, lecz z barier technicznych: przepustowości sieci, ograniczonych możliwości bilansowania, niedoboru magazynów oraz ograniczeń pracy źródeł sterowalnych. 

W praktyce system płaci nie tylko za energię, ale także za zdolność do jej bezpiecznego transportu i zbilansowania w czasie. To właśnie w tym kontekście magazyny energii i szerzej rozumiana elastyczność (w tym DSR) przestają być dodatkiem, a stają się elementem porządkującym system. Ograniczają koszt „dopinania” bilansu w trudnych godzinach i zmniejszają wrażliwość rynku na nagłe odchylenia.

Bilansowanie po wejściu do PICASSO

W lipcu 2025 roku PSE operacyjnie dołączyły do europejskiej platformy PICASSO (aFRR). Z założenia ma to wzmacniać integrację i efektywność, natomiast w pierwszym okresie po uruchomieniu rynek zobaczył wyraźnie większą zmienność cen niezbilansowania oraz epizody wartości skrajnych (włącznie z cenami ujemnymi). 

Dla firm i traderów nie jest to detal techniczny. Im większa zmienność w bilansowaniu, tym większa waga prognoz, elastyczności i jakości portfela, a tym samym rośnie koszt każdego błędu. To także kolejny dowód, że w nowej rzeczywistości coraz większą wartość ma nie sama MWh, lecz przewidywalność profilu i zdolność do reagowania w czasie rzeczywistym.

Koszty regulowane i sposoby ich stabilizacji

Coraz większą część finalnego rachunku odbiorcy stanowią koszty, które nie zależą od bieżącej sytuacji na giełdzie: koszty przesyłu i dystrybucji oraz opłaty wynikające z mechanizmów systemowych. To w dużej mierze pozycje regulowane – wynikają z taryf operatorów zatwierdzanych przez Prezesa URE oraz z ram ustawowych, takich jak rynek mocy, systemy wsparcia OZE i kogeneracji. W rok bieżący wchodzimy z wyższą opłatą OZE, opłatą mocową oraz niezmienioną opłatą kogeneracyjną. To sprawia, że nawet gdy giełdowa cena energii na chwilę się uspokaja, całkowity rachunek może pozostać „sztywny”, bo istotna część kosztów żyje poza krótkoterminową dynamiką rynku.

W tym kontekście coraz większego znaczenia nabierają mechanizmy, które łagodzą zmienność i poprawiają przewidywalność kosztu energii, bez rozjeżdżania sygnałów cenowych. Z jednej strony są to instrumenty długoterminowe, takie jak kontrakty typu PPA czy CfD, które stabilizują warunki zakupu i zmniejszają ekspozycję na krótkoterminowe skoki. Z drugiej – rozwiązania stricte systemowe: inwestycje w sieci, rozwój usług elastyczności, sprawniejsze rynki bilansujące oraz mechanizmy wspierające wystarczalność mocy. Równolegle w UE toczy się dyskusja o ramach wsparcia, w tym o CISAF, które jednocześnie budzą nadzieje i obawy – o nierówne warunki konkurencji między państwami, jaki i o realny wpływ na przewidywalność kosztów dla odbiorców.

Nowa logika w 2026 roku

Rok 2025 jasno pokazał, że prąd przestał być prostą pochodną paliw. Coraz większą część kosztu kształtują CO₂, ograniczenia systemowe oraz rosnąca cena utrzymania stabilności. W 2026 r. gra toczy się o konkurencyjność rynku – o to, czy transformacja będzie wsparta mądrze siecią, elastycznością i dobrze skalibrowanymi mechanizmami, czy utrwali wysokie koszty i zmienność. A tam, gdzie rachunku nie da się przewidzieć, energia przestaje być kosztem zarządzalnym i zaczyna przypominać loterię.

MET Group

MET Group to zintegrowana europejska firma energetyczna z siedzibą w Szwajcarii posiadająca aktywa i działająca na rynkach gazu ziemnego i energii elektrycznej. MET jest obecna w 21 krajach poprzez spółki zależne, na 32 krajowych rynkach gazu oraz w 44 międzynarodowych hubach tradingowych. Firma zatrudnia 1350 pracowników reprezentujących blisko 60 narodowości. MET posiada duże doświadczenie w eksploatacji aktywów energetycznych – zarówno odnawialnych, jak i elastycznych (konwencjonalnych i niekonwencjonalnych), co pozwala jej w jak najszerszym zakresie wspierać transformację energetyczną.  

W 2024 roku skonsolidowane przychody MET Group ze sprzedaży wyniosły 17,9 mld euro, przy całkowitym wolumenie obrotu gazem ziemnym na poziomie 140 mld metrów sześciennych oraz 76 terawatogodzin (TWh) energii elektrycznej.