Kontrakty CfD mają chronić elektrownie. Mogą jednak zaburzać rynek energii

Od 17 lipca 2027 r. nowe kontrakty w określonych unijnych systemach bezpośredniego wsparcia cenowego będą co do zasady wykorzystywać dwustronne kontrakty różnicowe (CfD) albo rozwiązania niosące podobny skutek. Tylko w kwietniu 2026 r. URE odnotował na TGE 39 godzin z cenami ujemnymi. Jaki jest problem? Inwestor potrzebuje stabilnych przychodów, jednak elektrownia musi reagować na zmiany rynku. Źle skonstruowany CfD wcale nie pomoże w zbieżnym osiągnięciu obu tych celów.

Kontrakt różnicowy ma chronić inwestycję, a nie wyłączać rynek

Unijna reforma nie narzuca wszędzie dwustronnych kontraktów różnicowych. Dot. to określonych systemów bezpośredniego wsparcia cenowego. Chodzi przy tym o nowe inwestycje objęte takimi rozwiązaniami. Rozporządzenie 2024/1747 odnosi się do kilku technologii. Mowa tu o energetyce wiatrowej i słonecznej, geotermii, energetyce wodnej bez zbiorników oraz energetyce jądrowej. Sam udział inwestora pozostaje dobrowolny.

Od 17 lipca 2027 r. art. 19d rozporządzenia obejmie nowe kontrakty. Dla morskich projektów hybrydowych połączonych z co najmniej dwoma obszarami rynkowymi termin ten przesunięto na 17 lipca 2029 r. Czy jednak chodzi tylko o stabilność? System wsparcia powinien pozostawić elektrowni bodźce do sprawnego działania na rynku. Nie może więc nadmiernie wpływać na decyzje o pracy jednostki, dysponowaniu mocą czy terminach prac konserwacyjnych.

Jak jedna dodatkowa megawatogodzina wpływa na cały rachunek?

Średni roczny przychód pozostaje niedostatecznym punktem odniesienia. Przy decyzji operacyjnej liczy się wynik kolejnej megawatogodziny. Należy się zastanowić, co stanie się z wynikiem finansowym po wyprodukowaniu jeszcze jednej jednostki energii.

Jeśli dodatkowa megawatogodzina zwiększa także płatność z kontraktu, sama cena giełdowa nie daje pełnego obrazu. Wytwórca patrzy bowiem wtedy na dwa strumienie, a mianowicie na sprzedaż energii i rozliczenie CfD. Wsparcie może zmieniać opłacalność dodatkowej produkcji. W efekcie elektrownia może dalej pracować przy bardzo niskiej cenie, jeśli kontrakt nadal poprawia wynik kolejnej megawatogodziny.

Ingmar Schlecht, Christoph Maurer i Lion Hirth zwracają uwagę na ten mechanizm w swojej publikacji „Financial contracts for differences: the problems with conventional CfDs in electricity markets and how forward contracts can help solve them” opublikowanej w czasopiśmie Energy Policy 13 stycznia 2024 r. Ich zdaniem klasyczne CfD mogą wpływać zarówno na decyzje operacyjne, jak i inwestycyjne. Proponują więc finansowy kontrakt różnicowy, w którym płatność nie zależy bezpośrednio od faktycznej produkcji konkretnej instalacji.

Paweł Pawłucki-Orchowski, Senior Pricing & Valuation Analyst w Axpo Polska, opisuje ten mechanizm następująco:

– Kluczowe jest to, czy dodatkowa megawatogodzina zmienia płatność z kontraktu. Przy rozliczeniu rzeczywistej produkcji wytwórca ocenia łącznie przychód z jej sprzedaży oraz potencjalnego rozliczenia dodatkowego kontraktu, z którego może wyjść wynik pozytywny (dopłata) lub negatywny (zwrot). Dopłata zwiększa opłacalność generacji, zwrot ją zmniejsza; sama cena rynkowa nie wystarcza więc do oceny decyzji.

Przykładowo, dla fotowoltaiki ważny jest dobór ceny referencyjnej. W mechanizmie aukcyjnym produkcję rozlicza się względem dobowego indeksu BASE, wysokie ceny wieczorne mogą podwyższać ten indeks (a więc średnią dobową cenę), zwiększając zwrot, mimo że sama farma nie sprzedaje wtedy energii. Jeżeli uzyskuje w godzinie produkcji cenę niższą od indeksu, jej finalny wynik po rozliczeniu może być ujemny mimo dodatniej ceny sprzedaży.

Przy stałym wolumenie lub profilu referencyjnym płatność niezależna od bieżącej generacji nie zmienia się po wyprodukowaniu dodatkowej megawatogodziny. Decyzja silniej zależy wówczas od wyniku rynkowego. Warunkiem są jednak brak korekt płatności, obowiązków dostawy i sankcji związanych z produkcją. Trzeba odróżnić referencyjną cenę od referencyjnego wolumenu: rozliczenie faktycznej generacji według BASE nadal wiąże płatność z produkcją.

Produkcja rzeczywista czy profil referencyjny? Gdzie zmieniają się bodźce?

Najprostszy wariant łączy płatność z produkcją. Im więcej energii wytwarza instalacja, tym większy wolumen trafia do rozliczenia. Jest to czytelne rozwiązanie, ale może wpływać na decyzję o kolejnej megawatogodzinie. Rozliczenie może opierać się na niezależnym wolumenie lub profilu referencyjnym. Punktem odniesienia może być modelowa produkcja wyznaczana niezależnie od rzeczywistej generacji danej elektrowni. Wtedy zwiększenie jej produkcji nie podnosi automatycznie płatności z CfD.

Komisja Europejska rozróżniła te podejścia w wytycznych z grudnia 2025 r. Modele niezależne od bieżącej produkcji lepiej zachowują krótkoterminowy sygnał rynkowy. Wymagają jednak wiarygodnego punktu odniesienia i mogą zwiększać ryzyko niedopasowania przyjętego profilu do rzeczywistej produkcji.

Cecha	CfD zależny od produkcji rzeczywistej	CfD z niezależnym wolumenem lub profilem referencyjnym
Dodatkowa MWh zmienia płatność	Tak	Co do zasady nie
Znaczenie bieżącej ceny rynkowej	Zależne od indeksu cenowego i sposobu rozliczania	Zasadniczo większe znaczenie ceny rynkowej dla decyzji o dodatkowej produkcji
Ryzyko zakłócenia decyzji operacyjnej	Wysokie	Niskie
Znaczenie punktu odniesienia lub profilu	Małe	Duże
Ryzyko niedopasowania	Występuje	Może wzrastać

Drugi wariant nie eliminuje wszystkich problemów. Źle dobrany profil może słabo odpowiadać warunkom konkretnej instalacji. Regulator musi też ograniczyć możliwość wpływania na parametry, od których zależy późniejsze rozliczenie.

Dodatnia cena to nie zawsze opłacalna produkcja

Sama cena sprzedaży nie wystarcza. Trzeba uwzględnić także dopłatę lub zwrot z systemu wsparcia. Do tego dochodzą koszty bilansowania i zobowiązania wynikające z kontraktu. Są to bardzo ważne zagadnienia, jeśli zastanowić się nad kluczowymi elementami rozliczenia.

– Decyduje wynik dodatkowej produkcji po uwzględnieniu sprzedaży, dopłaty lub zwrotu oraz kosztu ewentualnego niewykonania kontraktu. Przykładowo przy cenie aukcyjnej 300 zł/MWh i referencyjnej 500 zł/MWh zwrot wynosi 200 zł/MWh. Jeśli energię sprzedano za 100 zł/MWh, wynik to minus 100 zł/MWh przed pozostałymi kosztami – dodatnia cena nie gwarantuje opłacalności produkcji w danym dniu – komentuje Paweł Pawłucki-Orchowski i dodaje:

– W tym modelu aukcyjnym wytwórca powinien w trzyletnim okresie rozliczeniowym sprzedać co najmniej 85 proc. ilości energii zadeklarowanej w ofercie aukcyjnej. Sprzedaż poniżej tego progu może wiązać się z karą, z uwzględnieniem przewidzianych wyjątków. Należy sprawdzić margines wykonania, część energii objętą wsparciem, zasady cen ujemnych i sposób przypisania produkcji do kontraktu; reguły mogą się różnić między umowami i rocznikami.

Jeśli kwota wypłacana z kontraktu jest ustalana według wcześniej określonego profilu i nie zależy od tego, ile energii instalacja faktycznie wytworzy w danej godzinie, ograniczenie produkcji nie zmniejsza tej wypłaty – pod warunkiem że postój nie wiąże się z karą. Wytwórca nadal traci jednak przychód ze sprzedaży niewyprodukowanej energii. Zamiast ograniczać produkcję, może więc rozważyć zmagazynowanie energii i sprzedaż jej później. Chociaż magazyn energii wymaga inwestycji i sam w sobie nie rozwiązuje problemu rozliczeń ani zobowiązań wolumenowych, może przenieść sprzedaż do droższych godzin. Żeby z tego korzystać, właściciel farmy nie musi budować własnego magazynu. Może rozważyć współpracę z partnerem dysponującym portfelem BESS.

Polskie przepisy dodatkowo komplikują podejmowanie decyzji. Art. 83 ust. 2 ustawy o OZE przewiduje rozliczenie obowiązku po każdych pełnych trzech latach kalendarzowych oraz po zakończeniu wsparcia. Natomiast art. 168 pkt 15 wiąże sankcję z niewykonaniem odpowiedniego poziomu zobowiązania.

Postój korzystny w jednej godzinie może zaszkodzić w całym okresie rozliczeniowym. Decyzji nie można więc oceniać wyłącznie na podstawie chwilowej ceny. Jakkolwiek URE wskazuje wyjątek. Energię niewytworzoną wskutek określonego redysponowania można zaliczyć do realizacji zobowiązania aukcyjnego. Trzeba jednak spełnić warunki zapisane w ustawie.

Ujemne ceny i redysponowanie pokazują wartość elastyczności

Ujemna cena jest sygnałem ekonomicznym, ale częste występowanie takich cen może również wskazywać na niedostateczną elastyczność systemu, ograniczenia techniczne lub niedoskonałości regulacyjne. Mówi, że kolejna megawatogodzina ma w danej chwili bardzo małą albo wręcz ujemną wartość. W kwietniu 2026 r. takich godzin było aż 39. URE wskazywał 5,6,25 i 26 kwietnia z godzinami z ceną ujemną. Do dnia publikacji tego artykułu kwiecień był zdecydowanie pod tym kątem rekordowym miesiącem w całym roku. W maju odnotowano 35 takich godzin, w czerwcu 9, w sierpniu 7, a w styczniu, lutym, marcu, lipcu i we wrześniu – 0 (warunkiem było spełnienie wymogu ciągu, który trwał minimum 6 kolejnych godzin).

Reguła co najmniej sześciu kolejnych godzin obowiązuje w systemie świadectw pochodzenia, ale ma zastosowanie również do rozliczania wsparcia aukcyjnego przyznanego na starszych zasadach. Dla wytwórców, którzy wygrali aukcję lub otrzymali zaświadczenie od 28 grudnia 2024 r., wsparcie aukcyjne nie przysługuje już za energię wytworzoną w żadnej godzinie z odpowiednią ujemną ceną giełdową, niezależnie od długości takiego okresu. Art. 93 ust. 4-6a ustawy o OZE nakazuje odjąć z wolumenu objętego rozliczeniem energię wytworzoną w godzinach, gdy właściwa średnia cena giełdowa spadła poniżej 0 zł/MWh. Sześciogodzinnej zasady ze świadectw pochodzenia nie można więc automatycznie tutaj przenosić.

Zjawisko występuje także poza Polską. Międzynarodowa Agencja Energetyczna podała, że w 2025 r. udział godzin z cenami ujemnymi sięgał ok. 6 proc. m.in. we Francji, Niemczech, Holandii czy Hiszpanii. IEA zwraca przy tym uwagę na rosnące znaczenie magazynów energii, elastycznego popytu i sieci.

Podobne informacje da się wyczytać z danych o redysponowaniu. W 2024 r. PSE zleciły redukcję 597,26 GWh generacji fotowoltaicznej. Dla energetyki wiatrowej było to ok. 125,1 GWh. Dane te pokazują skalę problemów związanych z bilansowaniem systemu i ograniczeniami sieciowymi, ale same w sobie nie pozwalają przesądzić, jaką rolę odegrały w tym mechanizmy wsparcia. Moment, w którym energia trafia do systemu, ma realną wartość ekonomiczną i nie każda megawatogodzina jest dla sieci równie cenna.

Od czerwca 2025 r. PSE uwzględniają przy wyliczaniu rekompensat za redysponowanie m.in. ceny energii niezbilansowania oraz dodatkowe systemy wsparcia.

TGeBase, cena z oferty i cena referencyjna to różne pojęcia

Polska terminologia aukcyjna różni się od tej, używanej w międzynarodowej dyskusji o CfD. Słowa mogą brzmieć tak samo, a oznaczać coś kompletnie innego.

W zagranicznej literaturze „ceną referencyjną” często określa się indeks rynkowy porównywalny z ceną wykonania kontraktu. Polska ustawa o OZE używa jednak pojęcia ceny referencyjnej także w odrębnym, formalnym znaczeniu. Dlatego TGeBase nie należy utożsamiać z ustawową ceną referencyjną.

Art. 93 ustawy opisuje inny mechanizm. Na potrzeby rozliczenia wsparcia aukcyjnego wartość sprzedanej energii oblicza się z wykorzystaniem średniej dziennej ceny energii elektrycznej, wyznaczanej jako średnia arytmetyczna godzinowych cen ważonych wolumenem odpowiednich transakcji giełdowych. Następnie zestawia się ją z ceną zawartą w zwycięskiej ofercie, z uwzględnieniem przewidzianych korekt. Fotowoltaika jest na to wrażliwa. Farma produkuje przede wszystkim w dzień, a więc pojawia się wówczas wysoka podaż energii ze słońca. Wysoka podaż energii słonecznej może obniżać ceny w godzinach produkcji farm, podczas gdy wieczorem, gdy generacja PV maleje, ceny mogą wzrastać

Wykorzystanie dobowego indeksu cenowego w rozliczeniu wsparcia może powodować niedopasowanie do cen rzeczywiście osiąganych przez instalację. Nie musi odpowiadać cenie rzeczywiście osiąganej przez farmę. Ta różnica jest źródłem ryzyka profilowego.

CfD nie usuwa ryzyka, lecz przenosi je między stronami

CfD może ograniczać ryzyko cenowe. Nie gwarantuje jednak całego przychodu. Część niepewności pozostaje po stronie inwestora albo trafia do innego uczestnika rynku. Pierwszym przykładem jest ryzyko wolumenowe. Pojawia się wtedy, gdy instalacja produkuje mniej energii, niż zakładano. Drugie to ryzyko profilowe, czyli różnica pomiędzy ceną rzeczywiście osiąganą przez elektrownię a indeksem wykorzystywanym do rozliczenia.

Trzecim przykładem jest ryzyko bilansowania. Przy niezależnym profilu referencyjnym istotne staje się także ryzyko niedopasowania rzeczywistej produkcji do profilu przyjętego w kontrakcie. Instalacja może bowiem rzeczywiście zachowywać się inaczej niż przyjęty model odniesienia.

Paweł Pawłucki-Orchowski podkreśla:

– Kontrakt różnicowy nie zabezpiecza automatycznie całego przychodu instalacji. Jeżeli rozliczenie opiera się na indeksie BASE, dopłata lub zwrot wyrównują różnicę między tym indeksem a ceną aukcyjną. Nie wyrównują jednak różnicy między BASE a ceną, którą wytwórca faktycznie uzyskuje za energię. Produkcja nieobjęta wsparciem również nie korzysta z tego mechanizmu. Gdyby podstawą płatności był niezależny wolumen referencyjny, ochrona dotyczyłaby tego wolumenu, a nie całej rzeczywistej sprzedaży.

Wytwórca musi też pamiętać o ilości energii zadeklarowanej w aukcji. Jeśli zobowiązał się do jej sprzedaży, nie może ograniczać produkcji bez uwzględnienia skutków niewywiązania się z tego zobowiązania. Sama niezależność płatności od bieżącej generacji nie rozstrzyga, kto poniesie koszt niższej sprzedaży. Dochodzi do tego ryzyko profilu, szczególnie istotne dla fotowoltaiki: ceny w godzinach pracy farmy mogą być niższe od indeksu BASE używanego do rozliczenia wsparcia. Także przy profilu referencyjnym jego rozkład może nie odpowiadać rzeczywistej produkcji.

Koszt ten można ograniczać przez korzystanie z magazynu energii albo odpowiednio skonstruowaną umowę handlową z partnerem, który dysponuje portfolio BESS. Spółka obrotu może przejąć część lub całe ryzyko profilu – wytwórca zyskuje wtedy większą przewidywalność w zamian za rezygnację z części zysków, gdyby rynek poszedł w dobrym dla instalacji kierunku. Trzeba jednak jasno rozróżnić ryzyko bilansowania od ryzyka profilu. To, kto odpowiada za prognozy, pozycję handlową i odchylenia, trzeba ustalić osobno w umowie – podział tych ryzyk może odbyć się w dowolny sposób, w zależności od apetytu na ryzyko każdej ze stron i cen za przejęcie danego ryzyka. Podobnie sam udział podmiotu rozliczającego w dopłatach i zwrotach nie oznacza, że przejmuje on wszystkie ryzyka wytwórcy. Bez znajomości zasad finansowania systemu nie da się też stwierdzić, jaka część kosztów ostatecznie obciąża odbiorców energii.

Fotowoltaika, wiatr i źródło sterowalne potrzebują różnych bodźców

Nie ma jednego modelu dla wszystkich. Poszczególne technologie zachowują się w różny sposób. Dlatego ten sam dwustronny kontrakt różnicowy może wywołać odmienne skutki.

Instalacje fotowoltaiczne położone blisko siebie często wykazują podobny profil produkcji, ale różnice w orientacji modułów, zastosowanej technologii i lokalnych warunkach pogodowych mogą zmieniać ich produktywność godzinową. Farmy wiatrowe mają inny charakter, bo ich profil dobowy jest mniej regularny. Nadal jednak wiele instalacji offshore i onshore reaguje w podobny sposób na takie same warunki pogodowe, więc także tutaj występuje korelacja produkcji. Źródła sterowalne mają natomiast większą swobodę. Operator elektrowni może zmienić poziom mocy, zatrzymać jednostkę albo przesunąć remont. Konstrukcja CfD może więc wpływać nie tylko na bieżącą produkcję, ale również na szersze decyzje dot. pracy instalacji.

KE uwzględnia ten problem. W wytycznych z grudnia 2025 r. analizuje zarówno modele zależne od rzeczywistej generacji, jak i rozwiązania oddzielające płatność od bieżącej produkcji. Dobór mechanizmu ma więc znaczenie technologiczne, a nie wyłącznie finansowe.

Klasyczny CfD można poprawić zamiast całkowicie go odrzucać

Nie trzeba wybierać skrajności. Dyskusja nie sprowadza się do CfD zależnego od produkcji albo rozwiązania całkowicie od niej odrębnego. Pośrodku rozpościera się całe spektrum innych wariantów. Przykładowo, można zmienić okres ustalania ceny. Da się też ograniczyć wpływ rzeczywistej produkcji w szczególnych warunkach. Inną drogą są konstrukcje hybrydowe, które próbują połączyć ochronę inwestora z zachowaniem rynkowych bodźców.

Raport Florence School of Regulation dobrze pokazuje ten kompromis. Każdy wariant inaczej rozdziela ochronę inwestora i ekspozycję na sygnały rynkowe. Ostateczny wybór powinien więc zależeć zarówno od technologii, jak i struktury danego rynku.

Jest jeszcze jeden warunek. Nie wystarczy bowiem naprawić bodźców na rynku dnia następnego. Jeśli zniekształcenie przeniesie się na rynek dnia bieżącego albo na bilansowanie, problem będzie nadal istniał. CfD można zatem oceniać szerzej. Konstrukcja dobra w jednym miejscu może generować niepożądane zachowania w innym.

Po wdrożeniu kontraktów różnicowych trzeba patrzeć na dane godzinowe

Dopłata roczna nie daje wszystkich informacji, np. nie mówi, jak instalacja reaguje na bieżącą cenę. Aby ocenić, czy dany system jest dobry, trzeba brać pod uwagę zarówno jego stabilność finansową jak i zachowania elektrowni na rynku. Najważniejszy jest wspomniany już wynik dodatkowej megawatogodziny. Oczywiście, potrzebne są także dane o rzeczywistej cenie sprzedaży, indeksie użytym do rozliczania oraz produkcji możliwej do osiągnięcia. Dopiero razem tworzy to pełny obraz.

Warto także spojrzeć na godziny z niskimi i ujemnymi cenami. Sama produkcja poniżej zera niczego jeszcze nie przesądza. Trzeba ustalić, czy była efektem decyzji ekonomicznej, awarii, ograniczeń technicznych czy polecenia operatora.

– Ocena działania kontraktów różnicowych obejmuje dwa odrębne zagadnienia: stabilność przychodów wytwórcy oraz wpływ kontraktu na jego reakcję na ceny energii. Obraz tej reakcji mogą dać dane godzinowe o cenie uzyskanej ze sprzedaży, cenie referencyjnej, faktycznej i możliwej do osiągnięcia produkcji, a także o dopłatach, zwrotach i kosztach związanych z generacją. Szczególnie istotny jest wynik dodatkowej megawatogodziny. Przy stałym wolumenie referencyjnym sama płatność kontraktowa, podzielona przez rzeczywistą produkcję, nie pokazuje tego wyniku – jeśli płatność nie zmienia się wraz z produkcją, nie jest przychodem z dodatkowej megawatogodziny.

Znaczenie ma również różnica między ceną ważoną faktyczną produkcją a indeksem używanym do rozliczenia kontraktu, z rozróżnieniem energii objętej wsparciem i produkcji poza nim. Udział energii wytwarzanej przy niskich lub ujemnych cenach, odniesiony do produkcji możliwej w tych godzinach, może pokazać, jak jednostki reagują na rynek. Sama produkcja przy cenie ujemnej nie dowodzi jednak, że jest skutkiem wsparcia; podobnie cena dodatnia nie wyklucza niekorzystnego wyniku po uwzględnieniu zwrotu z kontraktu. Na interpretację wpływa to, czy ograniczenie generacji wynikało z decyzji ekonomicznej, polecenia operatora, awarii czy warunków technicznych.

W przypadku zobowiązań wolumenowych dodatkowy kontekst stanowią ilość energii już sprzedanej w ramach kontraktu, odległość od wymaganego progu i ewentualne sankcje. Przy instalacjach współpracujących z magazynem znaczenie ma moment sprzedaży energii, a przy ocenie ryzyka bilansowego – prognozy i koszty odchyleń. Porównanie zachowania tej samej instalacji przed zmianą zasad albo podobnych jednostek objętych różnymi zasadami wsparcia może pomóc odróżnić wpływ kontraktu od wpływu pogody i dostępności. Wszystkie takie wnioski pozostają jednak warunkowe: bez szczegółowej formuły kontraktu, danych instalacji i zasad obowiązujących przy cenach ujemnych nie da się przesądzić, czy to mechanizm wsparcia powoduje produkcję mimo niekorzystnego wyniku rynkowego – wskazuje Paweł Pawłucki-Orchowski.

Dobry CfD pozwala cenie nadal wykonywać swoją pracę

Kontrakty różnicowe odpowiadają na realny problem. Nowe elektrownie wymagają dużych nakładów. Przyszłe ceny energii są przy tym niepewne, więc ograniczenie ryzyka może ułatwić finansowanie inwestycji. Jednak rynek nadal jest potrzebny. Elektrownia powinna odpowiadać za swoje decyzje operacyjne. Wsparcie nie może zaś sprawić, że sygnał cenowy przestanie mieć dla niej znaczenie.

Model oparty na rzeczywistej produkcji może być prostszy pod względem określania wolumenu rozliczeniowego. Może jednak osłabić krótkoterminową reakcję na cenę. Model z niezależnym wolumenem mocniej oddziela decyzję inwestycyjną od operacyjnej, ale zwiększa znaczenie profilu referencyjnego i ryzyka bazowego.

Swoją rolę odgrywają także rozwiązania pośrednie. Taki cel przyświeca również unijnej reformie, która wymaga zachowania bodźców do efektywnego działania elektrowni na rynku. Stabilność inwestycji musi iść w parze z efektywnym uczestnictwem w rynku. Jednak za co dokładnie powinien płacić kontrakt, aby inwestor mógł sfinansować elektrownię, a rynek nadal decydował o wartości kolejnej megawatogodziny?

---

Michał Krajniak

Dziennikarz analityczny, który patrzy na energetykę przez pryzmat polityki i gospodarki. Opisuje wyzwania sektora oraz przygląda się postępującym trendom rynkowym.