Udział OZE w miksie rośnie, ceny energii spadają. Co wynika z danych o polskim rynku?

W 2025 r. odnawialne źródła energii odpowiadały za ponad 31 proc. produkcji prądu w Polsce, a średnia cena sprzedaży prądu na rynku konkurencyjnym była niemal o 40 proc. niższa niż w rekordowym 2023 r. W tym czasie taniał również węgiel wykorzystywany w energetyce. Czy za spadkiem cen stoi przede wszystkim rozwój fotowoltaiki i energetyki wiatrowej, czy może niższe ceny paliw kopalnych? Dane pokazują równoległe zmiany, lecz wyjaśnienie ich przyczyn wymaga spojrzenia na sposób ustalania cen, rolę elektrowni konwencjonalnych oraz koszty funkcjonowania całego systemu.

OZE zajmują coraz większą część polskiego miksu energetycznego

Polska energetyka zmieniła się w ostatnich latach nie tylko pod względem liczby instalacji odnawialnych, lecz także ilości dostarczanej przez nie energii. Wg danych Agencji Rynku Energii, na które powołuje się Ministerstwo Klimatu i Środowiska, w 2025 r. OZE wyprodukowały 54 743 GWh, co odpowiadało 31,41 proc. krajowej produkcji energii elektrycznej. Dla porównania w 2020 r. ich udział wynosił 17,83 proc. przy produkcji 28 173 GWh. Tak więc w ciągu pięciu lat ilość energii wytworzonej ze źródeł odnawialnych niemal się podwoiła.

Zmiana jest widoczna także w strukturze mocy. Na koniec 2025 r. instalacje OZE dysponowały łącznie mocą 37 777 MW, czyli 50,04 proc. mocy zainstalowanej w kraju. Same źródła fotowoltaiczne osiągnęły 24 808 MW, a wiatrowe 10 550 MW. Zastrzeżenie jest takie, że moc opisuje potencjał wytwórczy urządzeń, a produkcja zależy od wykorzystania tego potencjału w czasie. Elektrownia słoneczna nie wytwarza prądu nocą, zaś produkcja farmy wiatrowej zależy od pogody.

Porównując dane ARE, PSE i URE, należy sprawdzić zakres uwzględnionych instalacji, sposób liczenia produkcji oraz przyjęty okres sprawozdawczy. Łączenie tych serii może prowadzić do błędnych obliczeń, dlatego udziały należy porównywać wyłącznie w ramach spójnej metodologii.

Hurtowe ceny energii spadły, ale najważniejszy jest punkt odniesienia

Dane URE pokazują wyraźną zmianę cen na rynku konkurencyjnym. Średnia roczna cena sprzedaży energii elektrycznej wyniosła 523,71 zł/MWh w 2022 r., 759,29 zł/MWh w 2023 r., 518,81 zł/MWh w 2024 r. oraz 458,24 zł/MWh w 2025 r. W zestawieniu z rekordowym pod względem stawki 2023 r. oznacza to spadek o 39,6%, a względem 2024 r. o 11,7%.

Spadek cen nie był obserwowany w całym analizowanym okresie. Pomiędzy 2022 a 2023 r. nastąpił wzrost, a dopiero później spadek. Należy pamiętać, że Europa stanęła w obliczu kryzysu energetycznego i dużej presji kosztowej. Porównanie jedynie 2023 i 2025 r. nie wystarcza do wskazania jednej przyczyny tego stanu rzeczy. Nie można pomijać takich niuansów jak normalizacja warunków po kryzysie, jak i zmian struktury energetyki.

Wskaźnik URE obejmuje sprzedaż energii realizowaną przez wytwórców i spółki obrotu w konkurencyjnych segmentach rynku hurtowego, w szczególności w kontraktach dwustronnych i na giełdach energii. Nie obejmuje sprzedaży na rynku bilansującym. Nie należy bezpośrednio utożsamiać go z godzinową ceną na rynku dnia następnego ani z ceną płaconą przez odbiorcę końcowego. Za to dobrze pokazuje długoterminowy trend, gdzie spadek ma wiele czynników.

Ceny węgla dla energetyki spadły bardziej niż średnia cena energii na rynku konkurencyjnym. Dlaczego?

Węgiel pozostaje ważnym elementem krajowego systemu elektroenergetycznego, dlatego jego cena nadal ma znaczenie dla kosztów wytwarzania. Agencja Rozwoju Przemysłu publikuje indeks PSCMI1, odzwierciedlający ceny określonej klasy miałów energetycznych, sprzedawanych do energetyki zawodowej i przemysłowej.W 2025 r. średnia wartość indeksu PSCMI1 wyniosła 333,79 zł/t. Według ARP oznaczało to spadek o 31,1 proc. względem 2024 r., przy zastosowaniu porównywalnych wskaźników historycznych obliczonych według nowej metodologii.

Spadek cen węgla może obniżać koszt paliwa w elektrowniach węglowych, choć skala i tempo tego wpływu zależą między innymi od warunków kontraktów oraz parametrów wykorzystywanego paliwa. Nie przełożyła się jednak automatycznie na równie dużą zmianę średniej ceny sprzedaży energii. W latach 2024–2025 średnia cena sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym spadła o 11,7 proc. Nie jest to sprzeczność, lecz skutek tego, że cena surowca jest tylko jedną ze składowych ekonomiki elektrowni i całego rynku.

Na koszt megawatogodziny z węgla składają się też uprawnienia do emisji CO₂, transport paliwa, eksploatacja i remonty. Istotna jest sprawność bloku, bo mniej efektywna jednostka zużywa więcej paliwa i emituje więcej dwutlenku węgla na każdą wyprodukowaną jednostkę energii. Ponadto cena sprzedaży zależy od warunków kontraktowania, nie tylko od aktualnej ceny węgla.

Od kwietnia 2025 r. ARP stosuje zaktualizowaną metodologię obliczania indeksów PSCMI. W przypadku PSCMI1 zachowano dotychczasowy zakres wartości opałowej, ale zmodyfikowano zapis kryterium zawartości siarki. ARP wykorzystuje również archiwalne wartości indeksów przeliczone według nowej metodologii. Przy porównaniach wieloletnich należy sprawdzić, czy dane zostały obliczone według porównywalnych zasad. Ma to znaczenie, jeżeli na podstawie indeksu mają być wyliczane korelacje statystyczne.

O cenie prądu nie decyduje wyłącznie koszt elektrowni węglowej

Hurtowy rynek energii jest miejscem, w którym spotykają się źródła o odmiennych kosztach i możliwościach pracy. Obok elektrowni spalających węgiel działają jednostki gazowe, farmy wiatrowe, fotowoltaika oraz inne źródła. Znaczenie dla ceny ma także zapotrzebowanie odbiorców, dostępność połączeń transgranicznych, import i eksport oraz ograniczenia techniczne sieci.

Koszty emisji CO₂ są istotnym elementem tej układanki. Elektrownia wykorzystująca paliwo kopalne co do zasady ponosi koszty uprawnień do emisji w unijnym systemie ETS. Większa cena tych uprawnień podnosi koszty wytwarzania, szczególnie w źródłach o wysokiej emisyjności. Elektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne nie spalają paliwa w procesie produkcji prądu, a zatem ich bieżące wytwarzanie nie wymaga kupowania węgla, gazu ani uprawnień za emisje ze spalania.

Znaczenie ma również gaz, bo jeśli w danej godzinie to jednostka gazowa wyznacza cenę rynkową, jej koszty paliwa i emisji mogą wpływać na te notowania. Ceny w Polsce zależą też od handlu transgranicznego, w granicach dostępnych zdolności przesyłowych.

Jak OZE obniżają hurtowe ceny energii? Mechanizm merit order

Wpływ odnawialnych źródeł na ceny można najlepiej wyjaśnić na przykładzie rynku krótkoterminowego. W uproszczeniu oferty sprzedaży energii są porządkowane według ceny, a oferty tańszych źródeł są przyjmowane w pierwszej kolejności, z uwzględnieniem zasad rynku i dostępnych zdolności przesyłowych. Cenę rynkową w danym okresie dostawy współkształtuje koszt krańcowej jednostki potrzebnej do zaspokojenia popytu, z uwzględnieniem zasad wyznaczania cen i ograniczeń przesyłowych. Ten mechanizm określa się jako merit order.

Instalacje wiatrowe i fotowoltaiczne mają na ogół bardzo niskie koszty zmienne. Kiedy już powstaną, wyprodukowanie kolejnej megawatogodziny nie wymaga zakupu paliwa. Jeśli w słoneczne południe rośnie produkcja fotowoltaiki, maleje zapotrzebowanie na energię, które muszą pokryć pozostałe źródła, w tym elektrownie konwencjonalne. W pewnych warunkach prowadzi to do obniżenia ceny hurtowej. Podobny efekt może występować podczas silnego wiatru.

Po zachodzie słońca, gdy produkcja fotowoltaiki spada, może się okazać, że część droższych źródeł jest wtedy potrzebna. Cena może więc urosnąć. Z tego wynika, że OZE mogą znacząco obniżać ceny w wybranych godzinach, ale nie zapewniają niskich stawek przez całą dobę.

Niskiego kosztu zmiennego nie należy jednakże mylić z całkowitym brakiem kosztów. Instalacje wymagają nakładów inwestycyjnych, finansowania, przyłączenia i utrzymania. Mechanizm merit order pomaga wyjaśnić wpływ OZE na ceny krótkoterminowe, ale sam nie pozwala określić, jaką część spadku średniej ceny rocznej można przypisać rozwojowi źródeł odnawialnych.

Niskie, zerowe i ujemne ceny obnażają także ograniczenia systemu

Wysoka podaż energii z wiatru i słońca w godzinach mniejszego zapotrzebowania może prowadzić nie tylko do spadku cen, ale także do notowań zerowych, czy wręcz ujemnych. URE informował, że w czerwcu 2025 r. na Towarowej Giełdzie Energii odnotowano łącznie 33 godziny z ujemnymi cenami, rozłożonymi na pięć dni. Występowanie ujemnych cen przez co najmniej sześć kolejnych godzin skutkowało zastosowaniem przepisów ograniczających możliwość uzyskania świadectw pochodzenia za energię wyprodukowaną w tych godzinach.

Ujemna cena może świadczyć o wysokiej podaży energii względem popytu oraz ograniczonej elastyczności źródeł i odbiorców. Nie musi jednak oznaczać fizycznej nadwyżki energii w całym systemie. Znaczenie mają także umowy handlowe oraz zasady wsparcia wytwórców.

Wraz z rozwojem OZE rośnie więc znaczenie magazynów energii, elastycznego popytu, modernizacji sieci i połączeń między regionami oraz państwami. Magazyn może pobrać część nadwyżki w godzinach wysokiej produkcji i oddać ją później, kiedy energii jest mniej. Przedsiębiorstwo może z kolei przesuwać określone procesy na godziny niższych cen, jeśli pozwala na to jego technologia.

Przy niedostatecznej elastyczności systemu operatorzy mogą ograniczać generację OZE, przede wszystkim ze względów bilansowych, a w określonych okolicznościach także sieciowych. To zmniejsza wykorzystanie już wybudowanych źródeł. Same nowe moce wytwórcze nie zapewnią więc pełnych korzyści ekonomicznych.

Dlaczego spadek cen hurtowych nie oznacza automatycznie niższych rachunków?

Jednym z najbardziej wymownych zestawień jest porównanie dwóch wskaźników URE. W 2025 r. średnia cena sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym spadła o 11,7 proc. Tymczasem średnia cena energii dla gospodarstw domowych, obejmująca dystrybucję, wyniosła 0,9198 zł/kWh. Wskaźnik ten zawiera akcyzę, ale nie zawiera VAT. Oznaczało to wzrost o ponad 11 proc. względem 2024 r. Rok wcześniej wskaźnik ten kształtował się na poziomie ok. 0,83 zł/kWh.

Na wysokość rachunku wpływają także opłaty dystrybucyjne i systemowe, m.in. opłata mocowa. Na rachunek wpływają bowiem ponadto zużycie i zastosowanie podatku oraz opłaty.

Istotne są także opóźnienia w przenoszeniu cen hurtowych na odbiorców. Sprzedawcy często zabezpieczają dostawy z wyprzedzeniem, więc spadek bieżących cen na giełdzie nie musi od razu obniżać kosztu energii sprzedawanej klientowi. W latach 2024–2025 obowiązywały mechanizmy ochrony gospodarstw domowych przed wzrostem cen energii. W 2025 r. utrzymano cenę maksymalną energii elektrycznej na poziomie 500 zł/MWh netto, z wyjątkiem między innymi umów z ceną dynamiczną. Porównanie cen detalicznych z obu lat należy więc interpretować z uwzględnieniem mechanizmów ochronnych oraz pozostałych składników rachunku.

Korelacja nie jest dowodem związku przyczynowo-skutkowego

W analizie cen energii łatwo znaleźć zmienne, które poruszają się w przeciwnych lub podobnych kierunkach. Z roku na rok rósł udział odnawialnych źródeł, a po 2023 r. spadała średnia hurtowa cena energii. Równocześnie taniał węgiel. Takie zestawienie zachęca do obliczenia korelacji, czyli miary statystycznego współwystępowania zmian. Natomiast traktowanie wyniku obliczeń z trzech lub czterech rocznych obserwacji jako odpowiedzi na pytanie o przyczynę jest problematyczne.

W tak krótkim szeregu wynik może bardzo silnie zależeć od pojedynczego roku. Na szczególną uwagę zasługuje właśnie 2023 r., gdy ceny energii były wyjątkowo wysokie. Jeśli w tym samym okresie zmieniały się ceny paliw, koszty CO₂, zapotrzebowanie, import i udział OZE, zwykła korelacja dwóch serii nie rozdzieli wpływu tych czynników. Nawet współczynnik zbliżony do plus lub minus jedności nie oznacza wtedy, że dana zmienna wyjaśnia niemal całą zmianę ceny.

Znaczenie ma także porównywalność danych, gdyż udział OZE musi być liczony wg jednej definicji, a w serii PSCMI1 trzeba uwzględnić zmianę metodologii. Dlatego korelacje przywoływane na podstawie trzech lub czterech lat mogą służyć do sformułowania hipotez, lecz nie są dowodem skali wpływu poszczególnych czynników. Rzetelna analiza wymaga danych o większej częstotliwości oraz uwzględnienia popytu, generacji, cen paliw, CO₂ i handlu transgranicznego.

Co naprawdę może zmienić dalszy rozwój OZE?

Większy udział wiatru i fotowoltaiki w produkcji oznacza, że rośnie ilość energii wytwarzanej bez bieżącego spalania paliw. Zmniejsza to zapotrzebowanie na ich zużycie w części godzin i może ograniczać ekspozycję rynku na wahania cen węgla, gazu oraz kosztów emisji. Jest to istotna korzyść ekonomiczna, ale nie oznacza pełnej niezależności od paliw kopalnych. Dopóki bloki konwencjonalne są potrzebne do pokrywania zapotrzebowania i bilansowania systemu, ich koszty nadal wpływają na rynek.

Kolejny etap transformacji zależy od tego, czy nowe moce będą rozwijane równolegle z sieciami, magazynami i elastycznym popytem. Potrzebne są także źródła dostarczające moc w okresach małej produkcji z wiatru i słońca. Im skuteczniej system zagospodaruje godziny taniej generacji OZE, tym większa szansa na korzyści widoczne również w długookresowych kosztach dostaw.

Lata 2022-2025 przyniosły szybki rozwój OZE, znaczący spadek cen węgla i obniżenie hurtowych cen energii po kryzysowym szczycie w 2023 r. Dane nie pozwalają jednak uczciwie przypisać określonego procentu tej obniżki jednej technologii lub jednemu rodzajowi paliwa. Wniosek jest taki, że OZE mogą ograniczać presję paliwową, lecz o cenie prądu decydują jednocześnie mechanizmy rynku, dostępność źródeł, infrastruktura oraz koszty dostarczenia energii odbiorcy.

Źródło: URE, ARP, ARE, MKiŚ, PSE.