Europa przygotowuje się do nadchodzącej zimy 2025/2026, a eksperci ostrzegają, że może ona być wyjątkowo wymagająca dla sektora energetycznego. Wstępne prognozy pogodowe zakładają chłodniejszą zimę niż w poprzednich latach, co zwiększa ryzyko niezbilansowania popytu i podaży energii elektrycznej. Już teraz analizy wskazują na pojawiające się ujemne ceny prądu – zjawisko, w którym ceny energii na rynku spadają poniżej zera.

Według najnowszego raportu Montel Analytics, w Europie utrzymują się one coraz częściej i mogą pozostać stałym elementem rynku podczas nadchodzącej zimy. Co więcej, sytuację komplikuje niestabilny bilans gazu ziemnego: obecny poziom zapasów gazu w UE jest o około 10% niższy od zakładanych celów, co w razie surowej zimy może dodatkowo zdestabilizować rynek. Mimo zapewnień Komisji Europejskiej, że magazyny gazu osiągnęły 83% zapełnienia na początku października (poziom porównywalny z okresem sprzed kryzysu), mniejszy margines bezpieczeństwa oznacza, że państwa członkowskie będą musiały ze szczególną uwagą monitorować bilans energetyczny w nadchodzących miesiącach.

Przyczyny zjawiska ujemnych cen energii

Gwałtowny rozwój odnawialnych źródeł energii – przede wszystkim farm wiatrowych i słonecznych – w ostatnich latach doprowadził do częstszych sytuacji, w których podaż prądu przewyższa zapotrzebowanie. Ujemna cena energii oznacza, że producenci są gotowi dopłacić odbiorcom za pobór nadmiarowej energii elektrycznej. Najczęściej dochodzi do tego, gdy udział generacji z OZE został niedoszacowany, a tradycyjne elektrownie o niskiej elastyczności nie mogą szybko ograniczyć produkcji.

Innymi słowy – system nie jest w stanie zaabsorbować nadwyżek. W efekcie w okresach sprzyjającej pogody (np. podczas silnego wiatru lub intensywnego nasłonecznienia) powstaje nadpodaż energii, której nie da się w porę wykorzystać ani wyeksportować, co spycha ceny na giełdach energii poniżej zera.

Obserwacje z ostatnich kwartałów potwierdzają ten trend. Jak podaje Financial Times, w pierwszych ośmiu miesiącach 2024 roku ceny prądu w Europie były ujemne łącznie przez rekordowe 7841 godzin. W skrajnych przypadkach notowano ceny poniżej -20 euro za megawatogodzinę. Zjawisko to najczęściej występowało w weekendy oraz w godzinach niższego zapotrzebowania (np. nocą), zwłaszcza gdy w systemie dominowała wysoka generacja wiatrowa. Problem pogłębia strukturalna sztywność niektórych źródeł – duże elektrownie węglowe czy jądrowe nie były projektowane pod kątem elastycznego reagowania na fluktuacje podaży z OZE. Pracując z założenia w trybie ciągłym, nie są w stanie szybko się wyłączyć lub zredukować mocy, przez co nadwyżka zielonej energii nakłada się na niezmienioną produkcję konwencjonalną.

– Rosnąca liczba sytuacji z ujemnymi cenami prądu to sygnał alarmowy: system energetyczny potrzebuje pilnie większej elastyczności i pojemności magazynów energii, aby nadwyżki z OZE stały się atutem, a nie problemem – podkreśla Jarosław Fabiański, prezes Direct4Energy.

Zjawisko ujemnych cen zaczyna dotykać już nie tylko rynki zachodnioeuropejskie (jak Niemcy czy Hiszpania), ale i Polskę. Według danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych 21 września 2025 roku przez łącznie 29 piętnastominutowych okresów notowano w Polsce ujemne ceny energii – pierwszy raz w historii średnia dzienna cena prądu była tego dnia poniżej zera, osiągając -145 zł/MWh. To wyraźny sygnał, że nadpodaż energii wynikająca z dynamicznego przyrostu mocy OZE staje się wyzwaniem także dla krajów, które dotąd rzadziej doświadczały takich sytuacji.

Skutki dla rynku i konsumentów

Utrzymywanie się ujemnych cen ma dwojaki wpływ na sektor energii. Z jednej strony stanowi wyzwanie dla wytwórców – operatorzy elektrowni muszą w takich momentach ponosić koszty związane z odłączeniem lub redukcją mocy, a w skrajnych przypadkach dopłacać za zagospodarowanie swojej produkcji. Taka presja finansowa może nadwątlić rentowność tradycyjnych elektrowni i zniechęcać do inwestycji w nowe moce wytwórcze, skoro okresowo energia bywa produktem nadmiarowym przynoszącym straty. Dodatkowo, gwałtowne wahania notowań – od cen ujemnych po skoki przy niedoborach mocy – oznaczają większą zmienność rynku. Taka niestabilność cen utrudnia prognozowanie i zarządzanie ryzykiem dla spółek energetycznych, wpływając na ich decyzje operacyjne i inwestycyjne.