900 mln zł do końca roku? PSE pokazuje koszt złego bilansowania energii

Raport PSE za sierpień 2026 r. pokazuje rzecz niewygodną dla części rynku energii: koszt niezbilansowania coraz trudniej tłumaczyć wyłącznie nieprzewidywalnością popytu czy generacji OZE. W wielu przypadkach problem pojawia się później – kiedy odchylenie jest już widoczne, ale podmiot odpowiedzialny za bilansowanie nie koryguje swojej pozycji na rynku krótkoterminowym.

W sierpniu pięć POB z grupy dziesięciu najbardziej niezbilansowanych mogło ograniczyć koszty łącznie o 96 mln zł. Jeżeli obecna tendencja utrzyma się, PSE wskazuje na około 900 mln zł utraconych korzyści w całym 2026 r.

To nie jest więc już dyskusja wyłącznie o jakości forecastingu. Coraz bardziej staje się ona dyskusją o jakości operacyjnego zarządzania portfelem, szybkości reakcji oraz zdolności do wykorzystania rynku dnia bieżącego.

Polskie Sieci Elektroenergetyczne w najnowszym raporcie dotyczącym bilansowania handlowego KSE formułują ocenę bardzo wyraźnie. Po ponad dwóch latach od reformy rynku bilansującego jakość bilansowania POB – w ujęciu prezentowanym przez operatora – nie wykazuje wyraźnej poprawy, a lista podmiotów o największym niezbilansowaniu pozostaje w dużej mierze niezmienna.

PSE wskazują również, że część uczestników nie wykorzystuje nawet podstawowych możliwości korekty pozycji. Chodzi między innymi o kontrakty 15-minutowe oraz rynek dnia bieżącego, które powinny służyć do ograniczania ekspozycji przed momentem fizycznej dostawy energii.

96 mln zł nie oznacza „straty na rynku bilansującym” w prostym znaczeniu

Najbardziej medialną liczbą z raportu jest 96 mln zł. Trzeba jednak precyzyjnie wyjaśnić, że nie jest to kara ani bezpośrednia księgowa strata naliczona przez operatora, lecz oszacowanie potencjalnych korzyści wynikających z bardziej aktywnego bilansowania.

PSE przeprowadziły analizę hipotetycznej poprawy bilansowania dla dziesięciu POB o największym wolumenie niezbilansowania. Przyjęto scenariusz, w którym 20 proc. niezbilansowania nadal rozliczane jest po cenie energii niezbilansowania CEN, natomiast 40 proc. korygowane jest po cenach rynku dnia bieżącego, a kolejne 40 proc. po cenach rynku dnia następnego.

W takim modelu potencjalne korzyści dla wszystkich POB w sierpniu PSE oszacowały na 202 mln zł. W przypadku połowy podmiotów z TOP10 możliwe oszczędności wyniosłyby łącznie 96 mln zł.

Jednocześnie zagregowany wynik całego TOP10 był znacznie niższy, co pokazuje, jak bardzo rezultat zależy od kierunku i charakteru niezbilansowania poszczególnych portfeli. Nie każdy POB ponosi bowiem taki sam koszt pozostawienia pozycji otwartej do momentu rozliczenia na rynku bilansującym.

Ekonomiczny sens wniosku pozostaje jednak bardzo poważny. Część kosztu nie wynikała wyłącznie z tego, że prognoza okazała się niedoskonała, lecz z tego, że powstałego odchylenia nie skorygowano odpowiednio wcześnie.

Forecasting jest ważny. Ale forecasting nie kończy procesu bilansowania

Każdy portfel energetyczny będzie się mylił. Odbiorca przemysłowy może zmienić profil produkcji, temperatura może przesunąć zapotrzebowanie, zachmurzenie zmieni generację PV, wiatr osłabnie lub przyspieszy, a jednostka wytwórcza może zmienić swoją dyspozycyjność.

Nie istnieje model prognozy, który całkowicie wyeliminuje te ryzyka. Dlatego profesjonalne bilansowanie nie polega na stworzeniu jednej idealnej prognozy D-1, lecz na ciągłym aktualizowaniu obrazu portfela i reagowaniu na pojawiające się odchylenia.

W praktyce proces wygląda następująco: prognoza – kontraktacja – aktualizacja danych – wykrycie odchylenia – korekta pozycji – ponowna prognoza. Każdy z tych etapów wpływa na końcowy wynik finansowy portfela.

I właśnie w drugiej części tego procesu PSE widzą dziś duży problem. Operator wskazuje, że wysoka jakość bilansowania oznacza nie tylko dobre prognozowanie zapotrzebowania lub generacji, ale również aktywne wykorzystanie rynku do korekty pozycji.

W raporcie znajdują się przykłady podmiotów, które w ciągu roku poprawiły swoje wyniki dzięki wykorzystaniu RDB, kontraktów 15-minutowych i bardziej aktywnemu dostosowywaniu pozycji. Jednocześnie PSE pokazują przypadki uczestników pozostających przez dłuższy czas niezbilansowanymi w jednym kierunku mimo dostępności możliwości handlowej korekty.

To zasadnicza zmiana perspektywy. Pytanie nie powinno już brzmieć wyłącznie: „Jak dokładna jest nasza prognoza?”, ale również: „Jak szybko po stwierdzeniu błędu prognozy jesteśmy w stanie ograniczyć jego koszt?”

Rynek bilansujący nie powinien być zastępczym rynkiem spot

Ten problem ma również wymiar konstrukcji rynku. Rynek bilansujący nie został zaprojektowany jako wygodna alternatywa dla RDN lub RDB, ponieważ jego podstawową funkcją jest zapewnienie fizycznej równowagi systemu elektroenergetycznego w czasie rzeczywistym.

Jeżeli uczestnik rynku świadomie lub wskutek braku działania pozostawia dużą otwartą pozycję do rozliczenia przez RB, w praktyce przekazuje operatorowi odpowiedzialność za pokrycie własnego odchylenia. To oznacza przeniesienie części ryzyka z rynku handlowego na mechanizm, którego zadaniem jest techniczne zbilansowanie KSE.

Operator nie kupuje wtedy energii tak, jak trader dysponujący czasem i możliwością wyboru. Musi zbilansować system, niezależnie od tego, jak kosztowne będą dostępne w danym momencie zasoby.

Jeżeli skala niezbilansowania jest duża, aktywowane są kolejne zasoby regulacyjne. W skrajnych warunkach ceny niezbilansowania mogą osiągać poziomy wielokrotnie wyższe niż ceny na rynku hurtowym.

To zmienia profil ryzyka dla POB. Cena zakupu na RDB jest znana przed dostawą, podczas gdy cena niezbilansowania jest w dużej mierze wynikiem sytuacji systemowej i rozliczana jest ex post.

Pozostawiając pozycję otwartą, POB nie tyle czeka na lepszą cenę, ile przyjmuje ryzyko ceny, której jeszcze nie zna. Im bardziej napięta sytuacja w systemie, tym wyższy może być koszt takiej decyzji.

Reforma z 2024 r. miała właśnie zwiększyć koszt bierności

Nieprzypadkowo problem jest dziś tak widoczny. Drugi etap reformy rynku bilansującego wdrożony w czerwcu 2024 r. miał wzmocnić sygnały cenowe oraz zwiększyć motywację uczestników do dokładniejszego bilansowania i większej elastyczności.

Jedną z kluczowych zmian było skrócenie okresu rozliczeniowego energii bilansującej i niezbilansowania z godziny do 15 minut. W efekcie znaczenie ma już nie tylko całkowity wolumen energii w ciągu dnia, ale również jego dokładny profil w poszczególnych kwadransach.

Dwa portfele mogą mieć bardzo podobny bilans energetyczny w skali całej doby, a jednocześnie zupełnie inny wynik ekonomiczny. Wystarczy, że jeden z nich regularnie produkuje lub pobiera energię w niewłaściwych 15-minutowych okresach.

Dlatego coraz mniej użyteczna staje się ocena, że „na koniec dnia prawie się zgadzało”. Dla systemu i dla rachunku ekonomicznego istotne jest to, czy pozycja była właściwie zarządzana w każdym okresie rozliczeniowym.

900 mln zł to nie prognoza księgowa. To ostrzeżenie o skali

Drugą mocną liczbą raportu jest około 900 mln zł. PSE oceniają, że kontynuacja obecnego trendu może oznaczać w 2026 r. utracone korzyści sięgające łącznie właśnie tego poziomu.

Nie powinno się jednak przedstawiać tej wartości jako twardej prognozy finansowej z określonym prawdopodobieństwem. To raczej ekstrapolacja pokazująca potencjalną skalę kosztu, jeżeli sposób bilansowania się nie zmieni.

I właśnie dlatego liczba 900 mln zł jest interesująca nie tylko jako medialny punkt odniesienia. Pokazuje, jaka wartość ekonomiczna może znajdować się dziś w poprawie zarządzania krótkoterminowego.

Dla części przedsiębiorstw inwestycja w lepsze prognozy, trading intraday, automatyzację, dane czasu bliskiego rzeczywistemu oraz algorytmiczne zarządzanie pozycją powinna być traktowana jako projekt bezpośrednio wpływający na marżę.

To ważna zmiana sposobu myślenia. Systemy forecastingowe i tradingowe przestają być wyłącznie kosztem technologii lub operacji, a coraz częściej stają się narzędziem ochrony wyniku finansowego.

Błąd prognozy i brak reakcji to dwa różne rodzaje ryzyka

To rozróżnienie powinno znaleźć się również w sposobie zarządzania przedsiębiorstwem. Można wskazać co najmniej dwa źródła kosztu: forecast error oraz execution error.

Forecast error oznacza sytuację, w której uczestnik rynku nie był w stanie wcześniej przewidzieć rzeczywistego poziomu produkcji lub poboru. Execution error pojawia się natomiast wtedy, gdy informacja o zmianie sytuacji jest już dostępna, ale organizacja nie wykonuje odpowiedniej transakcji.

Pierwszego ryzyka nie da się całkowicie usunąć. Drugie w znacznie większym stopniu zależy od organizacji, jakości danych, procesów oraz sposobu pracy zespołu tradingowego.

Znaczenie mają między innymi szybkość przetwarzania danych, dostępność aktualnej pozycji, poziomy limitów ryzyka, model pracy 24/7, możliwość automatycznego generowania rekomendacji oraz zdolność do ich szybkiej egzekucji.

Najważniejszy biznesowy wniosek z raportu PSE może więc brzmieć: problemem nie zawsze jest to, że organizacja czegoś nie przewidziała. Czasem problemem jest to, że nie zareagowała, kiedy sytuacja była już widoczna.

Energetyka przechodzi od day-ahead do continuous trading

Przez lata centrum zarządzania portfelem stanowił przede wszystkim dzień następny. Prognoza była przygotowywana, energia kontraktowana, a późniejsze odchylenia traktowano jako w pewnym stopniu nieunikniony element działalności.

System elektroenergetyczny z dużym udziałem pogodozależnych OZE działa jednak inaczej. Im bliżej momentu dostawy, tym więcej uczestnik rynku wie o swojej rzeczywistej generacji, zapotrzebowaniu i możliwym niezbilansowaniu.

Prognoza z godziny 10:00 może być dobra, ale prognoza tego samego portfela o 16:00 będzie już oparta na nowych danych. Kilka godzin później dostępny będzie kolejny zestaw informacji, który może ponownie zmienić ocenę pozycji.

Dlatego wartość biznesowa przesuwa się z jednorazowego forecastingu w stronę ciągłego reforecastingu i continuous portfolio management. Przewaga nie wynika więc wyłącznie z jakości pierwszej prognozy, ale z liczby i jakości decyzji podejmowanych pomiędzy jej przygotowaniem a fizyczną dostawą energii.

To oznacza zmianę również organizacyjną. Nowoczesny POB nie może być wyłącznie jednostką rozliczającą energię po fakcie, lecz coraz bardziej powinien funkcjonować jak system operacyjny działający w czasie bliskim rzeczywistemu.

Problem pojedynczego POB staje się problemem wszystkich

Raport PSE zwraca uwagę również na drugi poziom konsekwencji. Duże niezbilansowanie nie kończy się bowiem na rachunku konkretnego uczestnika rynku.

Jeżeli wiele POB jednocześnie pozostaje niezbilansowanych w tym samym kierunku, operator musi aktywować dodatkowe rezerwy. W skrajnych sytuacjach może to prowadzić do wyczerpywania dostępnych zdolności regulacyjnych oraz konieczności wykorzystania coraz droższych zasobów.

PSE wskazują również, że wysokie niezbilansowanie może prowadzić do korzystania z zasobów dostępnych poprzez europejskie platformy bilansujące, a w określonych warunkach również do działań interwencyjnych.

Operator zwraca uwagę na jeszcze jeden mechanizm. Jeżeli część rzeczywistego popytu nie pojawia się odpowiednio wcześnie na RDN lub RDB, może to zaburzać sygnał cenowy na rynku hurtowym.

W takim przypadku deficyt ujawnia się dopiero bliżej czasu rzeczywistego, już na rynku bilansującym. Nie jest to wtedy klasyczne odkrywanie ceny na rynku konkurencyjnym, lecz domykanie fizycznego bilansu systemu.

PSE wskazują, że w sierpniu zdarzały się okresy, w których brak wcześniejszego zakupu energii prowadził do sytuacji, gdzie system pozostawał w niedoborze, a uczestnicy ostatecznie pobierali energię po znacznie wyższych cenach rozliczenia niezbilansowania.

Następnym etapem może być silniejsza motywacja cenowa

PSE nie ukrywają, że obecny stan uznają za niewystarczający. Operator wskazuje możliwość dalszego wzmacniania bodźców do bilansowania, między innymi poprzez odpowiedni składnik motywujący w wycenie niezbilansowania.

PSE informują także, że w ramach prac nad mapą drogową rynku energii prowadzone są analizy rozwiązań mających poprawić jakość bilansowania. Jeżeli obecne bodźce nie doprowadzą do zmiany zachowań uczestników, przyszła architektura rynku może jeszcze mocniej premiować aktywne zarządzanie pozycją.

Dla POB oznacza to dodatkowy czynnik ryzyka. Strategie, które dziś są kosztowne, ale jeszcze akceptowalne, w zmienionym otoczeniu regulacyjnym mogą stać się wyraźnie mniej konkurencyjne.

Firmy, które nadal traktują intraday jako opcjonalne uzupełnienie procesu zakupowego, mogą wkrótce odkryć, że stał się on podstawową kompetencją operacyjną.

Co powinien dziś mierzyć zarząd POB?

Raport PSE sugeruje również, że klasyczne KPI tradingowe mogą być niewystarczające. Sam średni błąd prognozy nie pokazuje bowiem, czy organizacja potrafi skutecznie reagować na zmianę sytuacji.

W praktyce warto monitorować wielkość niezbilansowania w każdym kwadransie, udział okresów z odchyleniem powyżej określonego progu, czas od identyfikacji zmiany forecastu do wykonania transakcji oraz część pozycji zamkniętą na RDB przed dostawą.

Istotne są także koszt niezbilansowania względem hipotetycznego kosztu korekty pozycji na rynku dnia bieżącego, systematyczność kierunku odchylenia, wykorzystanie produktów 15-minutowych oraz podział P&L na koszt wynikający z błędu prognozy i koszt wynikający z braku lub opóźnienia reakcji.

Najważniejszym KPI może być zatem nie sam forecast error, lecz koszt odchylenia, które można było skorygować przed dostawą. Taki wskaźnik znacznie lepiej pokazuje faktyczną jakość procesu zarządzania portfelem.

Dopiero wtedy zarząd może odpowiedzieć na pytanie kluczowe z punktu widzenia organizacji: czy tracimy dlatego, że nie potrafiliśmy przewidzieć zdarzenia, czy dlatego, że nie zareagowaliśmy, kiedy było już widoczne?

To są dwie zupełnie różne diagnozy. Pierwsza prowadzi do inwestycji w modele, dane i prognozowanie, druga — w proces decyzyjny, automatyzację, trading intraday oraz organizację pracy.

96 mln zł jest więc bardziej sygnałem organizacyjnym niż tylko liczbą finansową

Najważniejszym wnioskiem z sierpniowego raportu PSE nie jest to, że prognozy trzeba poprawiać. Rynek wie o tym od dawna i większość profesjonalnych uczestników stale rozwija swoje modele forecastingowe.

Znacznie ciekawsze jest coś innego. W warunkach 15-minutowego rynku, rosnącego udziału OZE i coraz większej zmienności dobra prognoza staje się dopiero pierwszym etapem zarządzania pozycją.

Przewagę zaczyna budować zdolność do aktualizowania prognozy, szybkiego identyfikowania odchylenia i podejmowania decyzji handlowych przez całą dobę. W tym modelu trading, forecasting i zarządzanie ryzykiem coraz mocniej się ze sobą integrują.

96 mln zł potencjalnych oszczędności u pięciu POB w jednym miesiącu oraz około 900 mln zł utraconych korzyści wskazywanych przez PSE dla całego 2026 r. pokazują ekonomiczną skalę tego procesu.

A wraz ze wzrostem udziału niesterowalnej generacji jego znaczenie będzie raczej rosło niż malało. Im bardziej zmienny system, tym większą wartość będzie miała możliwość aktualizacji pozycji blisko czasu rzeczywistego.

---

Jacek Stężowski

Redaktor naczelny portalu e-magazyny.pl, inżynier ekoenergetyki oraz pasjonat nowych technologii i OZE. Ma doświadczenie praktyczne w projektowaniu systemów PV, przemyśle kolejowym oraz w branży IT. Jako dziennikarz pisał o nowych technologiach dla takich portali jak MamStartup.pl czy NowyMarketing.pl.