W maju 2026 roku średnie miesięczne ceny energii elektrycznej wzrosły w większości europejskich rynków hurtowych w porównaniu z kwietniem. Wzrost odnotowano w niemal wszystkich strefach cenowych ENTSO-E. Wyjątkiem były Włochy, gdzie cena była niemal identyczna jak w kwietniu, różniąc się o zaledwie 0,1 procent.

Głównymi czynnikami napędzającymi ceny był wyższy koszt gazu ziemnego TTF, który osiągnął średnio 47,23 euro za megawatogodzinę, a więc poziom wyższy od notowań z kwietnia i z maja 2025 roku. Do tego doszły wyższe ceny uprawnień CO2 na giełdzie EEX w kontrakcie grudniowym na rok 2026, które ustanowiły poziomy powyżej notowań sprzed roku. Trzecim istotnym czynnikiem była niższa od oczekiwań produkcja energii z wiatru w Niemczech, Francji i Hiszpanii. W maju lądowe turbiny wiatrowe w tych krajach pracowały ze znacznie obniżoną efektywnością w stosunku do analogicznego miesiąca poprzedniego roku.

Różnice regionalne pozostają bardzo wyraźne. Wielka Brytania i Włochy osiągnęły ceny powyżej 119 euro za megawatogodzinę, podczas gdy kraje nordyckie oraz Półwysep Iberyjski utrzymały ceny poniżej 55 euro. Rozpiętość między najtańszym rynkiem (Finlandia, ok. 26 euro) a najdroższym (Wielka Brytania, 120,75 euro) przekracza 94 euro za megawatogodzinę i stanowi wyzwanie dla dalszej integracji europejskiego rynku energii.

Warto podkreślić, że majowy wzrost cen nie był jednorodny w skali całego kontynentu. Podczas gdy rynki Europy Zachodniej i Środkowej odnotowały wzrosty rzędu 10–18 procent w ujęciu miesięcznym, kraje nordyckie (dzięki dominacji hydroenergetyki i stabilnym warunkom hydrologicznym) zanotowały nawet niewielkie spadki. Szwecja i Finlandia, które w maju doświadczyły ponadprzeciętnych opadów i wysokiego stanu zasobów wodnych, mogły zwiększyć produkcję z elektrowni wodnych, co obniżyło zapotrzebowanie na droższe źródła konwencjonalne. Ta regionalna polaryzacja jest wyraźnym sygnałem, że struktura miksu wytwórczego wciąż jest głównym wyznacznikiem wrażliwości na wahania cen surowców. Kraje zdominowane przez OZE lub atom radzą sobie lepiej w okresach wzrostu cen gazu, podczas gdy gospodarki oparte na węglu i gazie są bezpośrednio wystawione na zmienność rynków surowcowych.

Nie bez znaczenia pozostaje także kontekst makroekonomiczny. Maj 2026 to miesiąc, w którym europejski przemysł energochłonny (zwłaszcza hutnictwo, chemia i produkcja nawozów) zaczyna wychodzić z letniego spowolnienia produkcyjnego, zwiększając zapotrzebowanie na energię w godzinach szczytu. To sezonowe ożywienie popytu przemysłowego nakłada się na naturalny wzrost zużycia związany z wydłużającym się dniem i wyższymi temperaturami, co w połączeniu z ograniczoną podażą ze strony OZE tworzyło w maju idealną burzę cenową.

Ceny hurtowe w Europie od stycznia do maja 2026

Styczeń 2026 roku był najdroższym miesiącem w Europie od ponad trzech lat. Surowa zima, niskie temperatury i ograniczona produkcja z OZE wymusiły zwiększone zapotrzebowanie na energię z elektrowni gazowych i węglowych, windując ceny spotowe do rekordowych poziomów w wielu krajach. Polska osiągnęła w tym czasie 149 euro za megawatogodzinę, najwyższy poziom od lutego 2023 roku.

Luty i marzec przyniosły wyraźne ochłodzenie nastrojów cenowych wraz z poprawą warunków pogodowych i wzrostem produkcji z OZE. Ceny w Polsce i Niemczech wróciły do poziomów 58 do 91 euro. Kwiecień kontynuował normalizację, jednak maj zahamował tendencję spadkową ze względu na opisane powyżej czynniki fundamentalne po stronie gazu i CO2 oraz słabszą wietrzność.

Patrząc na dane z dłuższej perspektywy, warto zauważyć, że maj 2026 roku jest kontynuacją trendu wzrostowego, który zapoczątkował marzec 2025, kiedy to po kilku miesiącach relatywnie stabilnych cen, rynek ponownie zaczął reagować na napięcia geopolityczne i ograniczenia podażowe surowców. W kwietniu 2025 roku średnia cena w Europie wynosiła około 68 euro za megawatogodzinę, a więc obecne poziomy są wyższe o około 10 procent w ujęciu rocznym, choć wciąż daleko im do rekordowych szczytów z 2022 roku, kiedy to ceny na rynku dnia następnego przekraczały 300 euro za megawatogodzinę w najbardziej newralgicznych okresach.

Ceny hurtowe w maju

Rankingi cenowe europejskich rynków energii od lat odzwierciedlają strukturę miksu wytwarzania w każdym kraju. Kraje oparte na hydroenergii (Norwegia, Szwecja, Finlandia) i energetyce jądrowej (Francja) systematycznie osiągają najniższe ceny hurtowe. Kraje zależne od gazu ziemnego jako paliwa bilansującego (Wielka Brytania, Włochy) płacą wielokrotnie więcej w okresach wysokich notowań surowca.

Polska sytuuje się w środku stawki europejskiej. W maju 2026 roku rynek krajowy TGE notował ceny w granicach 65 do 80 euro za megawatogodzinę, co odpowiada poziomom Niemiec, Czech i Austrii. Istotna pozostaje różnica między ceną hurtową a taryfą regulowaną przez URE na poziomie 495,16 PLN/MWh (ok. 116 euro przy kursie 4,25), która stanowi punkt odniesienia dla odbiorców końcowych w gospodarstwach domowych.

Analizując różnice między rynkami, warto zwrócić uwagę na relację między cenami energii a kosztami gazu w poszczególnych krajach. W Wielkiej Brytanii cena hurtowa energii osiągnęła 120,75 euro, podczas gdy gaz TTF notowano po 47,23 euro. Oznacza to, że prąd był około 2,5 razy droższy niż gaz w przeliczeniu na megawatogodzinę. Jest to efekt niskiej dostępności mocy wytwórczych oraz kosztów sieciowych i bilansowania systemu. We Włoszech analogiczny współczynnik wyniósł około 2,5, podczas gdy w Polsce (przy niższej cenie gazu w kontraktach długoterminowych) relacja ta kształtowała się na poziomie około 1,6. To pokazuje, że kraje z własnymi źródłami węgla lub atomem mogą w pewnym stopniu izolować się od wahań cen gazu, choć kosztem emisji CO2 i wyzwań środowiskowych.

6 kluczowych rynków w szczegółach

Poniżej zestawienie 6 rynków, które najlepiej ilustrują skalę zróżnicowania cenowego w Europie w maju 2026 roku. Wybór obejmuje najdroższe rynki (Wielka Brytania, Włochy), rynek środka (Niemcy, Polska) oraz najtańsze rynki kontynentu (Francja, Norwegia).

Wielka Brytania umocniła swoją pozycję najdroższego rynku energii w Europie, głównie ze względu na uzależnienie od importowanego gazu i ograniczone możliwości magazynowania energii. Kraj ten posiada jeden z najniższych poziomów magazynowania gazu w Europie (pojemność wystarcza na około 12 dni zużycia), co czyni go wyjątkowo wrażliwym na wahania cen na rynkach światowych. W maju, w momencie gdy ceny gazu wzrosły o około 7 procent, brytyjski rynek energii odnotował wzrost cen o 18 procent w ujęciu miesięcznym. To pokazuje, jak duża jest przepustowość cen gazu na cenę energii w systemie, gdzie gaz stanowi źródło krańcowe dla ponad połowy mocy wytwórczych.

Włochy z kolei borykają się z podobnym problemem, ale dodatkowo są obciążone wysokimi kosztami przesyłu i dystrybucji, wynikającymi z ukształtowania terytorium i koncentracji odbiorców na południu, podczas gdy główne źródła wytwarzania (gaz i OZE) zlokalizowane są na północy. System ten wymaga kosztownego przesyłu na duże odległości, co winduje cenę końcową. Ponadto włoski rynek energii jest jednym z najbardziej rozdrobnionych w Europie, co ogranicza efekt skali i konkurencyjność.

Rekordowe OZE nie powstrzymały wzrostu cen

Maj 2026 roku był historycznie rekordowy dla fotowoltaiki w kilku kluczowych krajach europejskich. Niemcy osiągnęły absolutny rekord miesięcznej produkcji energii słonecznej. Rekordowe wyniki dla miesiąca maja zanotowały również Hiszpania, Francja, Włochy i Portugalia. Włochy ustanowiły ponadto majowy rekord produkcji z wiatru.

Mimo tych historycznych wyników w zakresie OZE, ceny energii wzrosły. Wynikało to z jednoczesnego pogorszenia warunków wiatrowych w Niemczech i Hiszpanii, gdzie produkcja z wiatru była odpowiednio o kilkanaście i kilkanaście procent niższa niż w maju 2025 roku. Ponieważ gaz ziemny pozostaje w Europie Zachodniej i Środkowej głównym krańcowym źródłem wytwarzania wyznaczającym cenę na rynku spotowym, droższy surowiec bezpośrednio podniósł ceny rynkowe, nawet gdy OZE biły rekordy produkcji.

Gaz TTF i uprawnienia CO2 jako motory wzrostu

Ceny gazu TTF wzrosły w maju 2026 roku do średnio 47,23 euro za megawatogodzinę. Dla porównania w marcu, który był najtańszym miesiącem w 2026 roku, TTF notował poziomy poniżej 42 euro. Wzrost wynikał z kilku nakładających się czynników. Po pierwsze napięcia geopolityczne na Bliskim Wschodzie, które zwiększały premię za ryzyko na rynkach surowców. Po drugie konkurencja o dostawy skroplonego gazu ziemnego LNG z odbiorcami azjatyckimi, gdzie popyt w sezonie letnim był wyższy niż w poprzednich latach. Po trzecie obawy o poziom napełnienia europejskich magazynów gazu przed sezonem grzewczym 2026/2027.

Według danych Gas Infrastructure Europe (GIE), europejskie magazyny gazu były w maju 2026 roku napełnione w około 52 procentach, co było wyraźnie niższym poziomem niż 62 procent w tym samym czasie 2025 roku. Operatorzy magazynów i analiści wskazują, że przy obecnym tempie napełniania cel 90 procent przed 1 listopada, który jest wymogiem rozporządzenia unijnego, będzie trudny do osiągnięcia bez zwiększenia importu lub ograniczenia konsumpcji przemysłowej w drugiej połowie lata.

Uprawnienia do emisji CO2 na giełdzie EEX w kontrakcie grudniowym na 2026 rok notowały w maju wyższe poziomy niż w april i powyżej analogicznego okresu roku poprzedniego. Wyższe ceny uprawnień bezpośrednio podnoszą koszt krańcowy wytwarzania energii w elektrowniach gazowych i węglowych. W krajach takich jak Polska, Niemcy i Włochy, gdzie te technologie pełnią funkcję regulacyjną, wzrost ceny CO2 przekłada się na wzrost ceny rynkowej energii elektrycznej. Efekt ten jest szczególnie widoczny przy niskiej produkcji z OZE, gdy elektrownie spalające paliwa kopalne muszą pokrywać większą część zapotrzebowania.

Warto również zwrócić uwagę na korelację między ceną gazu a dynamiką napełniania magazynów. W maju 2026 roku tempo napełniania magazynów w Unii Europejskiej wynosiło średnio 0,8 punktu procentowego dziennie, podczas gdy w maju 2025 roku było to 1,1 punktu procentowego. Spowolnienie tempa wynikało zarówno z wyższych cen, które zniechęcały do zakupów, jak i z ograniczonej dostępności LNG na rynku światowym. Azja (główny konkurent Europy w zakresie zakupów LNG) zwiększyła import o 12 procent w maju 2026 roku w porównaniu z majem 2025, napędzana ożywieniem gospodarczym w Chinach i Indiach oraz rekordowymi temperaturami w południowo-wschodniej Azji, które podniosły zapotrzebowanie na klimatyzację.

Sytuacja na rynku CO2 również ma swoje drugie dno. Choć ceny uprawnień wzrosły, to jednocześnie Komisja Europejska rozpoczęła w maju przegląd mechanizmu dostosowywania cen na granicach (CBAM), który ma na celu ochronę europejskiego przemysłu przed ucieczką emisji. Przegląd ten wprowadził dodatkową niepewność na rynku uprawnień, ponieważ ewentualne zmiany w systemie handlu emisjami (ETS) mogłyby wpłynąć na podaż uprawnień w nadchodzących latach. Część analityków uważa, że cena CO2 może w drugiej połowie 2026 roku przekroczyć 70 euro za tonę, co dodatkowo podniesie koszty wytwarzania energii w Europie.

Polski rynek energii w maju 2026

Polska w maju 2026 roku utrzymała ceny hurtowe poniżej średniej europejskiej i poniżej cen w Niemczech. Rynek dnia następnego TGE notował w maju poziomy w przedziale 65 do 80 euro za megawatogodzinę. Wyższe ceny w pierwszych dniach miesiąca wynikały z antycyklonu, który na kilka dni ograniczył produkcję z wiatru. W drugiej połowie maja poprawa wietrzności i wyższy import ze Skandynawii przez połączenia transgraniczne sprzyjały normalizacji cen.

Charakterystyczną cechą polskiego rynku pozostaje duży udział wytwarzania węglowego w strukturze produkcji. Elektrownie na węgiel kamienny i brunatny zapewniają ok. 70 procent produkcji i są głównym wyznacznikiem ceny krańcowej. Powoduje to, że krajowe ceny hurtowe są mocno skorelowane z cenami węgla i CO2, a mniej z cenami gazu niż w Europie Zachodniej. W maju 2026 roku wyższe uprawnienia CO2 były czynnikiem podnoszącym ceny również w Polsce.

Taryfa zatwierdzona przez URE na 2026 rok wynosi 495,16 PLN/MWh (ok. 116 euro). Jest to stawka dla odbiorców końcowych i nie odpowiada bezpośrednio cenom hurtowym. Od 2026 roku nie obowiązuje mechanizm zamrożenia cen dla gospodarstw domowych, który w latach 2023 do 2025 chroniło odbiorców przed pełnym przeniesieniem wzrostów z rynku hurtowego. Oznacza to, że wahania cen hurtowych mają teraz bezpośredniejszy wpływ na rachunki odbiorców niż w poprzednich latach.

Patrząc na perspektywę polskiego rynku, warto zwrócić uwagę na dwa istotne czynniki wewnętrzne. Po pierwsze, program modernizacji i rozbudowy sieci przesyłowej PSE, który zakłada w latach 2026–2028 inwestycje o wartości ponad 15 miliardów złotych, ma na celu zwiększenie przepustowości połączeń transgranicznych, szczególnie z Niemcami i Czechami. Dzięki temu Polska będzie mogła w większym stopniu korzystać z taniej energii z OZE w godzinach nadprodukcji w Niemczech, co powinno obniżać ceny w godzinach szczytu słonecznego. Po drugie, polski rząd zapowiedział w maju 2026 roku przyspieszenie harmonogramu aukcji na nowe moce wiatrowe na Bałtyku (etap II i III), które mają dodać do systemu około 5 GW mocy do 2030 roku. To może w dłuższej perspektywie zmniejszyć zależność od węgla i obniżyć średnie ceny hurtowe, jednak wciąż jest to perspektywa kilkuletnia.

Warto także odnotować, że różnica między ceną hurtową a taryfą regulowaną pozostaje w Polsce jednym z największych w Europie (około 42 euro różnicy). Wynika to z faktu, że taryfa URE uwzględnia nie tylko koszty zakupu energii, ale również koszty dystrybucji, przesyłu, opłat OZE oraz marż sprzedawców. Odbiorcy indywidualni w Polsce płacą więc za energię około dwa razy więcej niż wynosi cena hurtowa, podczas gdy w krajach takich jak Niemcy czy Francja marża między ceną hurtową a detaliczną jest niższa ze względu na większą konkurencję na rynku detalicznym i mniej rozbudowaną sieć regulacji. To może być jeden z obszarów, w którym polski rynek wymaga dalszej liberalizacji w nadchodzących latach.

Kluczowe zdarzenia miesiąca

Energochłonne gałęzie gospodarki pod presją

Wzrost cen energii w maju 2026 roku nie pozostaje bez wpływu na europejski przemysł, zwłaszcza w sektorach takich jak produkcja aluminium, stali surowej, nawozów sztucznych oraz papieru. Dla tych gałęzi koszty energii stanowią od 20 do nawet 50 procent całkowitych kosztów operacyjnych, co czyni je wyjątkowo wrażliwymi na wahania cen na rynku hurtowym.

Według wstępnych danych Euroferu, europejskie huty stali w maju pracowały z obniżoną wydajnością — średnio na poziomie 68 procent mocy produkcyjnych, wobec 72 procent w kwietniu. Głównym powodem były wyższe ceny energii, które zmusiły wiele zakładów do ograniczenia produkcji w godzinach szczytu, kiedy ceny osiągały najwyższe wartości. Podobny trend zaobserwowano w sektorze chemicznym, gdzie produkcja amoniaku (kluczowego składnika nawozów) została zredukowana w Niemczech i Holandii o około 15 procent w ujęciu miesięcznym.

W Polsce szczególnie dotkliwie odczuły wzrost cen huty i koksownie, które korzystają z energii na poziomie hurtowym bez możliwości przeniesienia kosztów na odbiorców zagranicznych ze względu na konkurencję z tanim importem spoza Europy. Zdaniem analityków banku ING, utrzymanie cen powyżej 80 euro za megawatogodzinę przez dłuższy czas (powyżej 3–4 miesięcy) może prowadzić do dalszych ograniczeń produkcji w przemyśle energochłonnym w całej Europie, co w konsekwencji przełoży się na spadek produkcji przemysłowej w strefie euro w drugiej połowie 2026 roku.

Co przyniosą najbliższe tygodnie?

Analitycy rynków energii w większości domów maklerskich prognozują, że cena energii w czerwcu 2026 roku może pozostać na podwyższonym poziomie, ale być może nie osiągnie majowych szczytów. Głównym powodem optymizmu jest oczekiwany wzrost produkcji z OZE w okresie letnim: szczególnie z fotowoltaiki, która w czerwcu i lipcu osiąga swoje roczne maksima wydajnościowe w Europie Środkowej i Południowej.

Z drugiej strony, istnieją czynniki ryzyka mogące ponownie podbić ceny. Po pierwsze, sytuacja na Bliskim Wschodzie pozostaje napięta, bo jakakolwiek eskalacja konfliktu mogłaby doprowadzić do gwałtownego wzrostu cen ropy i gazu, co automatycznie podniosłoby ceny energii w Europie. Po drugie, tempo napełniania magazynów gazu jest wciąż niższe niż w poprzednich latach, co oznacza, że rynek będzie uważnie śledził każdy komunikat dotyczący poziomu zapasów i ewentualnych zakłóceń w dostawach LNG.

W Polsce, według prognoz Instytutu Energetyki Odnawialnej, ceny na rynku dnia następnego w czerwcu mogą kształtować się w przedziale 60–75 euro, czyli nieco poniżej majowej średniej. Zakłada się, że poprawa warunków wiatrowych i zwiększona produkcja z fotowoltaiki (przy długości dnia wynoszącej około 16–17 godzin w skrajnych przypadkach) mogą obniżyć zapotrzebowanie na drogie źródła konwencjonalne. Niemniej, ryzyko związane z cenami gazu pozostaje i analitycy ostrzegają, że każdy większy skok notowań TTF powyżej 50 euro może przełożyć się na wzrost cen energii w Polsce i w całej Europie Centralnej.

Długoterminowe prognozy na drugą połowę 2026 roku wskazują, że jeśli uda się zapełnić magazyny gazu na poziomie co najmniej 85 procent przed listopadem, to ceny w sezonie grzewczym mogą być stabilniejsze. Jednak w przypadku niekorzystnego scenariusza (np. przedłużającej się suszy ograniczającej produkcję hydro, wysoka awaryjność we francuskich elektrowniach jądrowych lub gwałtowny wzrost popytu w Azji na LNG), ceny mogą wrócić do poziomów 100–120 euro za megawatogodzinę w okresie zimowym, co byłoby poważnym obciążeniem zarówno dla gospodarstw domowych, jak i dla przemysłu.