Słońce stało się symbolem zielonej transformacji energetycznej. Jak podaje Agencja Rynku Energii na koniec 2025 r. w Polsce było 24,5 GW mocy zainstalowanej w fotowoltaice. Ten wynik oznacza, że panele odpowiadają za niemal 65 proc. całej polskiej mocy OZE. Jednak tak duża liczba źródeł pogodozależnych w miksie energetycznym ma swoje konsekwencje.
- Teza. W Polsce prąd najdroższy jest w godzinach szczytowego popytu, a w okresach niskiego zapotrzebowania, gdy zapotrzebowanie na niego pokrywają najtańsze źródła wytwórcze, jego cena spada.
- Dowód. W 2025 r. najwyższą cenę za jedną MWh odnotowano 2 czerwca o godzinie 20 i wyniosła ona 1 864,27 zł. Najtaniej z kolei można było kupić prąd 19 czerwca o godzinie 14. Wtedy za jedna megawatogodzina energii została wyceniona na -532,33 zł.
- Efekt. Rosnąca liczba godzin z ujemną ceną energii pokazuje, jak ważne staje się zwiększenie zdolności magazynowania energii w KSE. Chodzi zarówno o wielkoskalowe magazyny, które stabilizują cały system energetyczny, jak i mniejsze, przydomowe, które wpływają na równowagę pracy systemu na szczeblu lokalny
Ceny ujemne za prąd – wszystko, co musisz o nich wiedzieć. Spis treści
Na polskim rynku energii cena za jedną megawatogodzinę (MWh) nie jest wartością stałą. Zmienia się z godziny na godzinę, reagując na popyt i podaż na prąd. Aby cena energii była jak najniższa dla odbiorcy, hurtowy rynek energii elektrycznej funkcjonuje według zasady merit order.
Oznacza to, że najpierw do systemu trafia prąd wyprodukowany z najtańszych źródeł energii, czyli przede wszystkim z OZE. Gdy zapotrzebowanie rośnie, do pracy włączane są kolejne, droższe jednostki wytwórcze.
Efekt jest prosty. W godzinach szczytu, gdy zapotrzebowanie na prąd jest najwyższe, ceny szybują w górę. W momentach niskiego popytu, gdy wystarczają najtańsze źródła, stawki gwałtownie spadają. Skala tych wahań potrafi być zaskakująca.
Jak podaje Akademia Fotowoltaiki w 2025 r. najwyższą cenę za jedną MWh odnotowano 2 czerwca o godzinie 20 i wyniosła ona 1 864,27 zł. Jednak już nie dwa tygodnie później sytuacja była odmienna: 19 czerwca o godzinie 14 cena za jedną MWh spadła do -532,33 zł.
Skąd biorą się takie rozbieżności i czym są ujemne ceny energii? Biznes Enter postanowił się przyjrzeć temu zagadnieniu.
Ceny ujemne za prąd to efekt kilku składowych
Występowanie ujemnych cen energii jest konsekwencją potrzeby utrzymania stabilności pracy całego Krajowego Systemu Energetycznego (KSE). Z tego powodu wymaga się od Hurtowego Rynku Energii, aby popyt i podaż na prąd bilansowały się w czasie rzeczywistym. Każda wyprodukowana MWh musi znaleźć odbiorcę dokładnie w chwili wytworzenia.
Tylko w ten sposób system pozostaje stabilny i płynny. Problem pojawia się jednak, kiedy do systemu dołączają duże moce zainstalowane w źródłach odnawialnych (OZE). Wytwarzają one energię w sposób mniej przewidywalny niż tradycyjne elektrownie.
Problem ten dotyczy zwłaszcza fotowoltaiki. Elektrownie słoneczne potrafią, z racji na duże nasłonecznienie, dostarczyć w określonych porach dnia olbrzymie ilości energii. Wtedy wartości wygenerowanego prądu znacząco przerastają możliwości związane z jego odbiorem z sieci, co skutkuje gwałtownym obniżeniem jego ceny.
W takiej sytuacji najlogiczniejszym rozwiązaniem wydawałoby się wyłączenie części elektrowni węglowych, które produkują prąd w tym momencie o wiele drożej niż prażące się w słońcu panele. W ten sposób udałoby się wyrównać popyt i podaż na prąd. Niestety nie jest to takie proste.
Proces wyłączenia elektrowni węglowej, a później jej uruchomienia jest niezwykle czasochłonny. Bloki węglowe potrzebują około pięciu godzin, by na nowo podjąć pracę po wygaszeniu, na co system energetyczny nie może sobie pozwolić. Elektrownie konwencjonalne są niezbędne do tego, by w razie nagłej zmiany pogody wyrównać poziom mocy w systemie i w ten sposób uchronić kraj przed blackoutem.
Z tego powodu na giełdzie energii pojawiają się ujemne ceny. Dzieje się tak ponieważ taniej jest przez określoną część dania dopłacać do produkcji energii, niż ponosić koszty i ryzyko związane z zatrzymaniem pracy elektrowni węglowych. Z tego powodu producenci energii są gotowi na to by „płacić” odbiorcom, aby ci zużyli nadmiar produkowanego przez nich prądu. Jest to dla nich po prostu tańsze.
Jak często występują ceny ujemne prądu w Polsce?
W Polsce pierwsze ujemne ceny energii odnotowano 11 czerwca 2023 r. i od tego czasu zjawisko to zaczęło występować coraz częściej. Według danych Solar Power Europe w 2025 r. Europa odnotowała rekordową liczbę godzin z ujemnymi cenami energii. Polska nie była wyjątkiem.
Rozwój zjawiska występowania ujemnych cen energii prześledzili eksperci Akademii Fotowoltaiki. W swojej analizie zauważyli, że od początku 2023 r. do stycznia 2026 r. odnotowano łącznie 593 godziny z ujemną ceną energii w ramach ustalanych Rynkowych Cen Energii (RCE). Były to godzinowe stawki za prąd ustalane na Towarowej Giełdzie Energii w oparciu o bieżący popyt i podaż. Jednak od października 2025 r. zmieniono okno rozliczeniowe z godziny do kwadransa.
Eksperci wskazują na wyraźny wzrost zjawiska ujemnych cen. W 2023 r. zarejestrowano jedynie 32 godziny z ceną poniżej zera. Rok później liczba ta wzrosła do 199 godzin, a w 2025 r. osiągnęła już 352 godziny. Trend utrzymał się także na początku 2026 r., w którym mimo mroźnego stycznia, odnotowano kolejnych 10 godzin z ujemnymi stawkami. Pokazuje to, że zjawisko ujemnych cen energii nie ogranicza się tylko do określonych pór roku.
Eksperci Akademii Fotowoltaiki znaleźli jednak inną prawidłowość. Ujemne ceny energii najczęściej występują w soboty, niedziele oraz inne dni wolne od pracy. Jest to zatem konsekwencja pięciodniowego tygodnia pracy. Kiedy pracownicy cieszą się chwilą wytchnienia, to instalacje wciąż pracują, dostarczając energię do systemu. Prąd więc jest, ale odbiorców, z racji na dzień wolny, brakuje, co prowadzi do powstawania cen ujemnych.
Czy ceny ujemne mają wpływ na rachunki za prąd?
Ujemne ceny energii, które występują na rynku hurtowym, nie przekładają się jednak bezpośrednio na rachunki za prąd odbiorców. Wciąż większość Polaków rozlicza swoje zużycie prądu w oparciu o taryfy detaliczne i kontrakty długoterminowe. W tego typu umowach ceny energii są ustalane z wyprzedzeniem, w oparciu o prognozy i średnie, nie zaś o dynamiczny rynek.
Dlatego liczba RCE z ujemną ceną prądu w danym miesiącu nie ma wpływu na rachunki osób korzystających z tradycyjnych taryf. Warto jednak pamiętać, że tradycyjna taryfa chroni odbiorcę również przed okresami z bardzo wysokimi cenami prądu. Inaczej jednak wygląda sytuacja, jeśli ktoś wiąże swój sposób rozliczania energii z wycenami na rynku hurtowym.
Od dłuższego czasu zauważalne jest rosnące zainteresowanie Polaków taryfami dynamicznymi, które pozwalają na bieżąco kupować energii elektryczną z rynku. Ten sposób rozliczeń wprowadzono w 2024 r. Początkowo z godzinową zmianą stawek, a od października 2025 r. ceny w taryfie zmieniają się co kwadrans. To one pozwalają korzystać z ujemnych cen za energię, ale również wystawiają odbiorcę na ryzyko gwałtowanych wzrostów cen energii w określonych porach dnia, w których brakuje taniej energii z OZE w KSE.
Trzeba też pamiętać, że do ceny energii zawsze doliczane są opłaty za przesył i dystrybucję. Ich obecność na rachunku sprawia, że niezwykle rzadko odbiorca może zarobić na dostarczanej mu energii, nawet jeśli była wyceniana ujemnie. Niemniej i tak zapłaci za nią taniej niż odbiorca tej samej MWh na taryfie.
Konsekwencje cen ujemnych
Potencjalny zysk odbiorców energii może jednak oznaczać kłopoty właścicieli instalacji OZE. Największą konsekwencją związaną z występowaniem ujemnych cen prądu jest rosnąca częstotliwość wydawania przez operatorów systemu sieciowego decyzji o odłączeniu pracujących instalacji OZE od Krajowego Systemu Energetycznego (KSE).
Operator wymusza w ten sposób ograniczenia produkcji energii elektrycznej, na którą w tym momencie nie ma popytu na rynku. Branżowa nazwa to nierynkowe redysponowanie energii (z ang. curtailment).
Jak zaznaczają eksperci firmy PV System, w Polsce curtailment staje się coraz realniejszym problemem. W 2022 r. ograniczenia dotknęły farm słonecznych na łączną wartość około 8 GWh, w 2023 r. wartości te wzrosły do 74 GWh. Eksperci podkreślają, że trend ten wciąż podtrzymuje tendencję zwyżkową.
Dla posiadaczy paneli fotowoltaicznych to nie są dobre informacje. Każde odłączenie instalacji od KSE wpływa na rentowność ich inwestycji i opóźnia jej spłatę. Jednym ze sposobów ograniczenia tego ryzyka jest zwiększenie własnej autokonsumpcji energii elektrycznej.
Mając świadomość występowania ujemnych cen energii, należy tak planować zużycie prądu, by nadwyżki z fotowoltaiki, zamiast być oddawane do sieci, zasilały najbardziej energochłonne procesy:
- ładowanie samochodów elektrycznych,
- pracę AGD
- podgrzewanie wody,
- synchronizację pracy maszyn w firmie.
Zamiast oddawać energię do sieci po niskiej lub ujemnej cenie, przedsiębiorstwo czy gospodarstwo domowe może wykorzystać ją na własny użytek i dzięki temu obniżyć własne rachunki. Jednak sama autokonsumpcja nie wystarczy, by rozwiązać problem ujemnych cen.
Jak zarządzać ujemnymi cenami prądu
Rosnąca liczba godzin z ujemną ceną energii pokazuje, jak ważne staje się zwiększenie zdolności magazynowania energii w KSE. Chodzi zarówno o wielkoskalowe magazyny, które stabilizują cały system energetyczny, jak i mniejsze, przydomowe, które wpływają na równowagę pracy systemu na szczeblu lokalnym.
W obu przypadkach ich funkcja jest podobna i sprowadza się do tworzenia buforu bezpieczeństwa dla pracy KSE. Gdy w systemie brakuje odbiorców energii, magazyny przejmują nadmiar prądu, odciążając sieć. W ten sposób stabilizują cenę prądu i ograniczają negatywne skutki występowania ujemnych cen energii.
To rozwiązanie ma jeszcze jeden plus. Zgromadzona w tanich lub ujemnych godzinach energia może być następnie oddana do sieci wtedy, gdy zapotrzebowanie rośnie. Dzięki temu rozwiązaniu nie tylko poprawia się stabilność systemu, ale również jego efektywność ekonomiczna.
Magazyny mogą bowiem dostarczać energię do systemu wtedy, kiedy jej brakuje. Masowa obecność magazynów energii w systemie pozwoliłaby nie tylko rozwiązać problem ujemnych cen energii, ale również obniżyć cenę 1 MWh w godzinach szczytu.
Ignacy Zieliński, dziennikarz Biznes Enter
Zdjęcie główne: prostooleh / freepik.com