Podczas tegorocznej Wielkanocy Rynkowa Cena Energii w Polsce spadła do rekordowego poziomu -791 zł za MWh – najniższej wartości w historii. Przez dwa świąteczne dni ujemne ceny utrzymywały się łącznie przez ponad 22 godziny, a operator systemu musiał redukować generację z wiatru i słońca o ponad 5 GW. Z ujemnych cen prądu korzysta jednak tylko 135 odbiorców w kraju.

• 5 kwietnia 2026 roku RCE osiągnęła -761 zł/MWh, a dobę później padł nowy rekord: -791 zł/MWh (kwadrans między 13:45 a 14:00). Łącznie w Niedzielę i Poniedziałek Wielkanocny ujemne wartości notowano przez 22,5 godziny – to efekt zderzenia świątecznego spadku zapotrzebowania na prąd z wysoką generacją z farm wiatrowych i fotowoltaicznych.
• W pewnych momentach operator Krajowego Systemu Elektroenergetycznego musiał wyłączać lub ograniczać pracę odnawialnych źródeł o mocy przekraczającej 5 GW, bo system nie był w stanie przyjąć nadmiaru tańszej energii. To paradoks: im więcej czystego prądu, tym większe koszty bilansowania i rekompensat dla wyłączanych wytwórców – producenci wiatru i słońca dopłacają do wprowadzania swojej własnej energii do sieci.
• Tylko garstka odbiorców korzysta na ujemnych cenach. Aby odczuć pozytywne skutki ujemnych stawek, trzeba rozliczać się w taryfie dynamicznej, która odzwierciedla sytuację na Towarowej Giełdzie Energii. Według najświeższych danych URE z końca 2024 roku w Polsce z takiego rozwiązania korzystało zaledwie 135 odbiorców – dla reszty świąteczny nadmiar zielonej energii pozostaje niewidoczny w rachunkach.

W Wielkanocny Poniedziałek, między 13:45 a 14:00, działo się coś, co w normalnej gospodarce rynkowej nie powinno mieć miejsca. Cena energii elektrycznej w Polsce spadła do minus 791 złotych za megawatogodzinę. Wytwórca, który w tym kwadransie dostarczał prąd do sieci, nie tylko nie zarabiał – musiał dopłacić prawie 800 złotych za każdą wyprodukowaną megawatogodzinę. Dzień wcześniej, w Niedzielę Wielkanocną, ujemna cena sięgnęła minus 761 złotych. Oba rekordy padły w ciągu 24 godzin.

To nie były odosobnione kwadranse. Przez dwa świąteczne dni ujemne ceny utrzymywały się łącznie przez ponad 22 godziny. W niedzielę system notował je przez 10 godzin i 45 minut, w poniedziałek – przez 11 godzin i 45 minut. Polskie Sieci Elektroenergetyczne, które zarządzają Krajowym Systemem Elektroenergetycznym, raportowały kolejne kwadranse z cenami poniżej zera, a rynek nie dawał sygnałów, by sytuacja miała się szybko odwrócić.

Dlaczego akurat Wielkanoc

W święta przemysł stoi. Huty, fabryki, zakłady produkcyjne – wszystko to, co na co dzień pochłania gigawatogodziny energii, zostaje wyłączone lub pracuje w ograniczonym zakresie. Biura są puste, szkoły zamknięte, sklepy (poza nielicznymi) nie działają. Zapotrzebowanie na energię elektryczną spada do poziomów, które w tygodniu roboczym są nieosiągalne. W tegoroczną Wielkanoc do tego spadku doszło jeszcze coś: kwiecień to miesiąc, w którym fotowoltaika osiąga już wysoką wydajność, a wiatr – jak na tamte dni – wiał wystarczająco mocno, by turbiny pracowały na pełnych obrotach.

Nadmiar mocy w systemie nie pojawił się nagle. Elektrownie węglowe i gazowe mają swoje minima techniczne – poziomy, poniżej których nie mogą bezpiecznie pracować. Wyłączenie ich na kilkanaście godzin, a potem ponowne uruchomienie, trwa długo i kosztuje więcej, niż praca na minimalnym poziomie. Dlatego operatorzy tych jednostek decydują się jechać na minimach, nawet jeśli ceny spadają poniżej zera. Taniej jest dopłacić do wyprodukowanej energii niż przeprowadzać rozruch ciepłego bloku po kilkunastu godzinach postoju.

Odnawialne źródła energii działają na innej zasadzie. Gdy wieje i świeci słońce, farmy wiatrowe i instalacje fotowoltaiczne produkują energię niezależnie od popytu. Ich koszty krańcowe są bliskie zeru – wiatru i słońca nie kupuje się na giełdzie. W normalnych warunkach to zaleta. W święta, gdy popyt jest niski, staje się problemem: nadmiar energii z OZE zbija ceny na Towarowej Giełdzie Energii, a gdy ceny spadają poniżej zera, wytwórcy konwencjonalni dopłacają, ale nie wyłączają się.

Redukcje i nierynkowe sterowanie

Gdy ceny spadają do minus 700-800 złotych, mechanizmy rynkowe przestają działać. W teorii – przy tak niskich cenach odbiorcy powinni zwiększać pobór, a wytwórcy ograniczać produkcję. W praktyce – w święta nie ma komu zwiększać poboru. Przemysł nie działa, gospodarstwa domowe nie są w stanie wysterować popytu w skali megawatów. Magazynów energii w Polsce jest wciąż za mało, by przechwycić nadwyżki. Samochody elektryczne – których flota wciąż jest niewielka – ładują się głównie w nocy, nie w środku słonecznego popołudnia.

Operator systemu (Polskie Sieci Elektroenergetyczne) ma narzędzia do nierynkowego sterowania. Gdy rynek nie daje rady sam się zbilansować, PSE wydaje polecenia redukcji generacji – najpierw dla odnawialnych źródeł, które są najbardziej elastyczne (można je wyłączyć i włączyć w kilka minut). W świąteczne dni w Polsce redukcje mocy wiatrowej i fotowoltaicznej przekraczały 5 gigawatów w pewnych momentach. To więcej niż moc kilku dużych elektrowni węglowych razem wziętych.

Paradoks polega na tym, że wytwórcy OZE inwestowali miliardy złotych w nowe moce, licząc na zwrot z produkowanej energii. Gdy operator nakazuje im wyłączenie, tracą nie tylko potencjalny przychód, ale także – w przypadku systemów wsparcia – mogą nie otrzymać przewidzianych kontraktem dopłat. A gdy już pracują, przy ujemnych cenach – dopłacają. To sytuacja, w której nie da się wygrać.

Dla kogo ujemne ceny są dobrą wiadomością?

W teorii – dla odbiorców rozliczających się w taryfie dynamicznej. Taki odbiorca płaci za prąd według cen z Towarowej Giełdy Energii z Rynku Dnia Następnego. Jeśli cena w danym kwadransie wynosi minus 791 złotych za megawatogodzinę, to w przeliczeniu na kilowatogodzinę daje minus 0,79 złotego. Odbiorca, który w tym kwadransie pobiera prąd, nie tylko go dostaje za darmo – powinien otrzymać zapłatę. W praktyce rozliczenia są bardziej skomplikowane (dolicza się opłaty dystrybucyjne, abonamentowe i inne składniki), ale kierunek jest jasny: prąd w takich godzinach jest praktycznie darmowy, a przy odpowiedniej konstrukcji umowy – nawet z dopłatą dla odbiorcy.

Problem w tym, że w Polsce z taryf dynamicznych korzysta garstka odbiorców. Pod koniec 2024 roku Urząd Regulacji Energetyki doliczył się 135 takich gospodarstw domowych. To kropla w morzu kilkunastu milionów odbiorców. Liczba ta rośnie, ale powoli – taryfy dynamiczne wymagają inteligentnych liczników (coraz więcej gospodarstw je ma) oraz świadomości, że ceny zmieniają się co kwadrans. Przeciętne gospodarstwo domowe nie jest gotowe na to, by włączać zmywarkę czy ładować samochód akurat wtedy, gdy cena jest najniższa – zwłaszcza w święta, gdy uwaga skupia się na śniadaniu wielkanocnym i spotkaniach rodzinnych.

Dlaczego przemysł nie ratuje sytuacji

Duże zakłady przemysłowe mogłyby teoretycznie zwiększać produkcję w okresach niskich cen, przenosząc część procesów z dni roboczych na święta. W praktyce to nierealne. Linie produkcyjne wymagają pracowników, a pracownicy w święta mają wolne. Nawet gdyby zakład był zautomatyzowany, koszt uruchomienia i zatrzymania linii na jeden dzień często przewyższa korzyści z niskiej ceny energii. Ponadto – kontrakty długoterminowe, które większość przemysłu ma zawarte z dostawcami, opierają się na cenach stałych lub indeksowanych w skali kwartalnej, nie na cenach spotowych z Rynku Dnia Następnego. Przemysł nie kupuje prądu na giełdzie dzień przed dostawą – to zbyt ryzykowne.

Są wyjątki. Niektóre firmy z branży elektrochemicznej (produkcja wodoru, chloru, aluminium) elastycznie dostosowują pobór do cen. Ale w skali całego systemu to wciąż marginalne znaczenie. W Wielkanoc 2026 roku nawet te elastyczne odbiorniki nie zdołały wysterować nadwyżek, które sięgały wielu gigawatów.

Koszty dla systemu

Każda redukcja generacji OZE to koszt dla operatora. PSE wypłaca wytwórcom rekompensaty za niewyprodukowaną energię – to mechanizm przewidziany w prawie energetycznym, mający zachęcać do inwestycji w OZE mimo ryzyka okresowych nadwyżek. Im częściej operator musi sięgać po redukcje, tym wyższe są te koszty. W 2025 roku, według nieoficjalnych szacunków, łączne rekompensaty za redysponowanie OZE mogły przekroczyć kilkaset milionów złotych. Rok 2026 zapowiada się jeszcze drożej.

Do tego dochodzą koszty bilansowania systemu. Utrzymanie stabilnej częstotliwości 50 Hz, gdy w ciągu kilku godzin generacja wiatrowa spada z 5 GW do 1 GW (bo wiatr ucichł) lub gdy fotowoltaika nagle przestaje produkować (bo słońce schowało się za chmurę), wymaga rezerw. Elektrownie gazowe i wodne (szczytowo-pompowe) muszą być w gotowości, by w ciągu minut uzupełnić brak. To wszystko kosztuje – i te koszty ostatecznie ponoszą odbiorcy w opłatach dystrybucyjnych i przesyłowych.

Pierwsze ujemne ceny energii w Polsce pojawiły się 6 czerwca 2023 roku. Utrzymały się wtedy około pięciu godzin, a najgłębszy spadek wyniósł minus 23 złote za megawatogodzinę. To była ciekawostka rynkowa, coś, o czym pisały media branżowe, ale co nie miało realnego wpływu na system. Dwa lata później – w kwietniu 2025 roku – ujemne ceny stały się częstsze, a ich głębokość wzrosła do minus 200-300 złotych. Wielkanoc 2026 roku przyniosła skok do minus 791 złotych i pytanie, jak szybko padnie kolejna granica: minus 1000 złotych za megawatogodzinę.

Tempo zmian jest zatrważające. Nie chodzi już o pojedyncze kwadranse w słoneczne, wietrzne weekendy. Chodzi o to, że system regularnie, przez kilkanaście godzin w święta i niedziele, notuje ceny poniżej zera. A wraz z rozwojem fotowoltaiki (w Polsce wciąż rośnie liczba instalacji prosumenckich) i farm wiatrowych (nowe morskie farmy wejdą do systemu pod koniec dekady) problem będzie narastał.

Rozwiązania – magazyny energii i elastyczność

Magazyny energii są oczywistym remedium. Ładowane w okresach niskich (lub ujemnych) cen, rozładowywane w godzinach szczytu, gdy ceny są wysokie. W Polsce magazyny energii istnieją, ale ich łączna moc to wciąż ułamek potrzeb. Największy magazyn w Żarnowcu (elektrownia szczytowo-pompowa) ma moc 716 MW i może pracować przez kilka godzin. To za mało, by przechwycić nadwyżki rzędu 5 GW utrzymujące się przez kilkanaście godzin.

Rynek magazynów rośnie. W 2025 roku ogłoszono kilka dużych projektów magazynów bateryjnych (litowo-jonowych) o mocy kilkudziesięciu megawatów każdy, ale to wciąż kropla w morzu potrzeb. Inwestorzy czekają na stabilne regulacje i strumienie przychodów – magazyn może zarabiać nie tylko na arbitrażu cenowym (kupno tanio, sprzedaż drogo), ale także na usługach systemowych (regulacja częstotliwości, rezerwy interwencyjne). Rynek tych usług w Polsce dopiero się rozwija.

Inne rozwiązanie to zwiększenie elastyczności po stronie odbiorców. Taryfy dynamiczne, zachęty do przesuwania poboru na godziny z nadwyżkami, inteligentne ładowarki samochodów elektrycznych, pompy ciepła sterowane sygnałem cenowym – to wszystko jest technicznie możliwe, ale wymaga inwestycji i zmiany nawyków. W święta, gdy rodzina siedzi przy stole, nikt nie myśli o optymalizacji poboru prądu.

Co dalej z rynkiem energii?

Reforma Rynku Bilansującego przeprowadzona w 2024 roku miała na celu lepsze dostosowanie planów generacji OZE do rzeczywistych potrzeb systemu. Wytwórcy OZE mają teraz większą odpowiedzialność za prognozowanie swojej produkcji – jeśli prognozy są nietrafione, ponoszą koszty bilansowania. To krok w dobrym kierunku, ale nie rozwiązuje problemu strukturalnego: gdy popyt jest niski, a podaż wysoka, ceny spadają poniżej zera niezależnie od prognoz. Niektórzy eksperci postulują wprowadzenie mechanizmów rynku mocy, które premiowałyby elastyczność – wytwórcy, którzy mogą szybko zmniejszać lub zwiększać produkcję, dostawaliby dodatkowe wynagrodzenie. Inni proponują, by w okresach ekstremalnych nadwyżek operator mógł nakazywać ładowanie magazynów energii u odbiorców (np. podgrzewanie wody w bojlerach, ładowanie samochodów) po cenie ujemnej – to wymaga jednak inteligentnych urządzeń i zgody odbiorców.

Polska na tle Europy

Ujemne ceny energii nie są polską specjalnością. W Niemczech, które mają znacznie więcej mocy OZE, ujemne ceny zdarzają się częściej i sięgają głębiej – w maju 2025 roku odnotowano tam ceny minus 500 euro za megawatogodzinę (ponad 2000 złotych). Skandynawia, z ogromną mocą wodną, radzi sobie lepiej, bo elektrownie wodne mogą łatwo regulować produkcję. Hiszpania, choć ma dużo słońca, inwestuje w magazyny i połączenia transgraniczne, by eksportować nadwyżki.

Polska jest w trudniejszej sytuacji. Krajowy system elektroenergetyczny jest stosunkowo mało połączony z sąsiadami – przepustowość połączeń transgranicznych jest ograniczona, więc nadwyżek nie można łatwo wyeksportować do Niemiec czy Czech, gdy tam też jest święto. W efekcie nadmiar energii musi zostać zagospodarowany na miejscu lub zredukowany.

Kto traci, kto zyskuje (poza świętami)?

W święta tracą wszyscy wytwórcy – zarówno konwencjonalni (bo dopłacają do produkcji), jak i OZE (bo są redukowani lub dopłacają). Odbiorcy nie zyskują, bo większość nie ma taryf dynamicznych. Operator ponosi koszty redysponowania i bilansowania. Paradoksalnie, jedynymi, którzy mogliby zyskać, są posiadacze magazynów energii – ale tych w Polsce wciąż brakuje.

W dni robocze sytuacja jest inna. Nadwyżki OZE w słoneczne, wietrzne weekendy często są wygładzane przez przemysł, który w poniedziałek wraca do pracy. Ale wraz z rosnącym udziałem OZE w miksie energetycznym, problem będzie przesuwać się na kolejne dni tygodnia. Coraz częściej zdarzają się już ujemne ceny w soboty i niedziele poza świętami. Jeśli tendencja się utrzyma, za kilka lat ujemne ceny mogą być normą w każdy weekend od kwietnia do września.

Niezależnie od ekonomii, redukcje generacji OZE oznaczają marnowanie czystej energii. Wiatr, który wiał w Wielkanoc 2026 roku, i słońce, które świeciło nad Polską, mogły zasilić setki tysięcy gospodarstw domowych. Zamiast tego – w pewnych momentach ponad 5 GW mocy stało wyłączone, bo system nie miał gdzie tej energii oddać. To strata nie tylko finansowa, ale także środowiskowa – każda kilowatogodzina z OZE, która nie została wykorzystana, musiała zostać zastąpiona (w innych godzinach) przez węgiel lub gaz.

Nie chodzi o to, by wieszczyć kryzys. Elektroenergetyka poradzi sobie z ujemnymi cenami – to tylko sygnał rynkowy, że podaż przewyższa popyt. Gorzej, jeśli takich sygnałów będzie przybywać, a system nie będzie na nie odpowiadał inwestycjami w magazyny i elastyczność. Wtedy ujemne ceny przestaną być ciekawostką, a staną się codziennością – a wtedy pytanie o to, kiedy padnie granica minus 1000 złotych, przestanie być retoryczne. W 2026 roku odpowiedź może nadejść szybciej, niż ktokolwiek się spodziewa.

Dlaczego Polak woli kupić mieszkanie pod wynajem niż wesprzeć technologiczną spółkę?

Fot. Unsplash.