Ceny energii wystrzeliły. Najbliższa zima kosztuje już ponad 700 zł/MWh

Rynek terminowy energii w Polsce wszedł na poziomy niewidziane od lat. Kontrakt na IV kwartał 2026 r. przekroczył 700 zł/MWh, podczas gdy energia z dostawą przez cały 2027 r. jest wyceniana o ponad 100 zł/MWh niżej. Tak duża różnica między bliskim a dalszym terminem dostawy pokazuje, że największa premia za ryzyko koncentruje się obecnie na najbliższych miesiącach.

Na Towarowej Giełdzie Energii mocno drożeją zarówno kontrakty kwartalne, jak i roczne. Według danych sesyjnych z rynku terminowego kontrakt BASE na IV kwartał 2026 r. zakończył poniedziałkową sesję 14 września na poziomie 700,10 zł/MWh. Dzień wcześniej był wyceniany znacznie niżej, co oznaczało wzrost o 39,70 zł/MWh w ciągu jednej sesji. We wtorek 15 września na rynku pojawiały się już kwotowania w rejonie 712 zł/MWh.

Jednocześnie kontrakt roczny BASE_Y-27, obejmujący dostawę energii przez cały 2027 r., zamknął poprzednią sesję na poziomie 585,80 zł/MWh, a we wtorek był wyceniany w pobliżu 590 zł/MWh. To właśnie relacja między tymi dwoma produktami jest obecnie jednym z najciekawszych sygnałów płynących z rynku.

Ponad 120 zł różnicy między najbliższym kwartałem a całym 2027 rokiem

Przy poniedziałkowych kursach rozliczeniowych różnica pomiędzy Q4 2026 a BASE_Y-27 wynosiła 114,30 zł/MWh. Przy wtorkowych kwotowaniach na poziomie odpowiednio około 712 i 590 zł/MWh zwiększała się już do 122 zł/MWh. To nietypowo wysoka premia za energię dostarczaną w najbliższych miesiącach.

Co więcej, IV kwartał 2027 r. jest wyceniany w okolicach 572 zł/MWh. Rynek płaci więc dziś zdecydowanie więcej za megawatogodzinę dostarczaną od października do grudnia 2026 r. niż za analogiczny okres rok później.

Nie oznacza to automatycznie, że energia fizycznie będzie kosztowała jesienią i zimą ponad 700 zł/MWh. Kontrakt terminowy pokazuje cenę, po której uczestnicy rynku są obecnie skłonni zabezpieczać przyszłą dostawę. Jest więc jednocześnie wyceną towaru i wyceną ryzyka. A tej drugiej składowej przybywa.

Krzywa mówi: problemem jest przede wszystkim najbliższy okres

Roczny kontrakt BASE jest z natury średnią. Obejmuje zimowe miesiące o wysokim zapotrzebowaniu, ale również wiosnę i lato, kiedy wysoka generacja fotowoltaiczna i niższy popyt potrafią mocno obniżać ceny.

Jeżeli jeden kwartał kosztuje ponad 100 zł/MWh więcej od średniej ceny całego kolejnego roku, rynek wysyła dość czytelny sygnał: podwyższone ryzyko nie jest rozłożone równomiernie w czasie. Jest skoncentrowane blisko.

W języku rynku terminowego oznacza to bardzo wysoką premię za najbliższy okres dostawy i odwrócenie części krzywej cenowej. Uczestnicy rynku są gotowi płacić więcej za zabezpieczenie października, listopada i grudnia niż za znacznie bardziej odległą energię. Powody nie sprowadzają się przy tym do jednego czynnika.

Gaz znów ciągnie rynek w górę

Najważniejszą zmianą ostatnich miesięcy jest powrót silnej presji na rynku gazu. Jeszcze w czerwcu średnia ważona cena polskiego kontraktu GAS_BASE_Y-27 wynosiła 168,39 zł/MWh. W lipcu wzrosła do 182,43 zł/MWh, a w sierpniu już do 214,20 zł/MWh. Pod koniec sierpnia kontrakt osiągnął 240 zł/MWh.

To jednak nie był koniec ruchu. Europejski rynek gazu ponownie wszedł we wrześniu w fazę dużej zmienności. 14 września ceny kontraktów TTF przekraczały 80 EUR/MWh. Rynek reaguje m.in. na niższy od historycznej normy poziom zapasów, napiętą sytuację na globalnym rynku LNG oraz ryzyko dalszych zakłóceń dostaw z Bliskiego Wschodu.

Dla rynku energii elektrycznej ma to duże znaczenie. Elektrownie gazowe często wyznaczają cenę krańcową w europejskim systemie, dlatego droższy gaz potrafi szybko przełożyć się również na wycenę energii.

Od lutowego minimum prawie 180 zł/MWh w górę

Skala ruchu na polskim kontrakcie rocznym jest już bardzo duża. W I kwartale 2026 r. BASE_Y-27 osiągnął minimum na poziomie 409 zł/MWh. TAURON, podsumowując pierwszy kwartał, wskazywał przedział wahań od 409 do 454,60 zł/MWh oraz średnią ważoną 428,93 zł/MWh.

Jeżeli punktem odniesienia jest 585,80 zł/MWh z 14 września, kontrakt znajduje się już o 176,80 zł/MWh, czyli ponad 43 proc., powyżej tegorocznego minimum.

Jeszcze wyraźniej widać przyspieszenie, gdy zestawimy obecne ceny z sierpniem. Oficjalna średnia ważona BASE_Y-27 w sierpniu wynosiła 495,52 zł/MWh. Oznacza to, że poziom 585,80 zł jest o ponad 18 proc. wyższy od średniej z poprzedniego miesiąca. Pod koniec sierpnia kontrakt był na poziomie 520,50 zł/MWh. W ciągu około dwóch tygodni rynek dołożył więc kolejne około 65 zł/MWh.

Nie tylko termin. Spot również jest drogi

Presję widać także na rynku krótkoterminowym. W sierpniu średnia ważona cena na Rynku Dnia Następnego TGE wyniosła 583,66 zł/MWh. Była aż o 92,97 zł/MWh wyższa niż miesiąc wcześniej. 15 września publikowany przez TGE indeks TGeBase wskazywał już 728,26 zł/MWh. TGEgasDA dla gazu znajdował się natomiast na poziomie 377,73 zł/MWh.

Nie należy bezpośrednio porównywać tych indeksów z kontraktami rocznymi czy kwartalnymi — dotyczą innych okresów dostawy i mają inną konstrukcję — ale ich wysokie poziomy potwierdzają, że napięcie cenowe dotyczy obecnie również najbliższego rynku fizycznego.

CO₂ również droższe niż w marcowym dołku

Drugą istotną pozycją kosztową dla elektrowni konwencjonalnych pozostają uprawnienia do emisji CO₂. Referencyjny kontrakt EUA Dec-26 spadł 19 marca do 63,65 EUR/t, najniższego poziomu w 2026 r. W lipcu odbił już w okolice 79,20 EUR/t. Oznacza to wzrost o około jedną czwartą względem marcowego minimum.

Dla polskiego rynku ma to szczególne znaczenie ze względu na wciąż istotny udział energetyki węglowej. Im droższe uprawnienia, tym wyższy koszt zmienny produkcji w jednostkach spalających węgiel kamienny i brunatny.

Rynek otrzymuje więc obecnie kilka impulsów jednocześnie: droższy gaz, wysokie koszty emisji i premię za ryzyko dostaw w najbliższych miesiącach.

Rekordy są ważne. Ważniejszy jest kształt rynku

Sam fakt przekroczenia przez kontrakt kwartalny poziomu 700 zł/MWh przyciąga uwagę, jednak dla odbiorców biznesowych bardziej istotna może być struktura cen. Rynek nie wycenia wszystkich przyszłych okresów jednakowo wysoko. Najdroższe jest to, co znajduje się najbliżej.

To istotna informacja dla przedsiębiorstw planujących zakupy energii na końcówkę 2026 r. i 2027 r. Wysoki spread między Q4 2026 a rokiem 2027 oznacza, że koszt zabezpieczenia najbliższych miesięcy jest dziś nieproporcjonalnie wysoki względem dalszej części krzywej.

Jednocześnie obecne notowania nie są prognozą przyszłej ceny spot. Jeżeli sytuacja na rynku gazu się uspokoi, zapasy w Europie wzrosną, pogoda okaże się łagodna albo poprawi się dostępność generacji, premia za najbliższy okres może się zmniejszyć równie szybko, jak powstała.

W przeciwnym scenariuszu — przy chłodniejszej pogodzie i dalszych problemach na rynku LNG — wysoka premia może utrzymywać się dłużej.

Co to oznacza dla rachunków?

Wysokich cen kontraktów hurtowych nie należy utożsamiać z ceną na fakturze. Wszystkie opisane poziomy dotyczą rynku hurtowego i są cenami netto za energię lub surowiec. Odbiorca końcowy ponosi dodatkowo m.in. koszty profilu zużycia, marżę sprzedawcy, koszty bilansowania, dystrybucję, opłaty systemowe i podatki.

W przypadku gospodarstw domowych obowiązująca w 2026 r. średnia cena samej energii w taryfach zatwierdzonych przez URE wynosi 495,16 zł/MWh. Regulator podkreśla jednocześnie, że koszt energii jest tylko jedną z części końcowego rachunku.

Rosnące notowania na 2027 r. są więc sygnałem presji na przyszłe koszty zakupu energii przez sprzedawców, ale nie pozwalają jeszcze przesądzić, jaka będzie taryfa dla gospodarstw domowych w przyszłym roku.

Dla odbiorców biznesowych sytuacja jest bardziej bezpośrednia. W zależności od modelu zakupu i momentu kontraktacji ruch o 100 zł/MWh oznacza dodatkowe 100 tys. zł kosztu na każde 1 GWh rocznego zużycia. I właśnie dlatego dzisiejszy rynek zwraca uwagę nie tylko wysokością cen.

Jeszcze ważniejsze jest to, gdzie na krzywej terminowej te ceny są najwyższe. A obecnie rynek zdecydowanie najdrożej wycenia czas, który jest najbliżej.