Maj 2026 pokazał dwa oblicza polskiego rynku energii. Z jednej strony średnia cena BASE na Rynku Dnia Następnego wzrosła o 33,4% miesiąc do miesiąca, a w godzinach wieczornych ceny pozostawały wysokie. Z drugiej strony początek miesiąca przyniósł bardzo głębokie ceny ujemne, rekordową generację fotowoltaiki i brak jednoznacznego przełożenia wzrostu SPOT na kontrakty roczne. Dla firm oznacza to jedno: o koszcie energii coraz bardziej decyduje profil zużycia, a nie sama średnia miesięczna cena BASE.
Rynek w 60 sekund
Majowy paradoks: droższy SPOT i tanie godziny w środku dnia
Średnioważona cena indeksu TGeBASE_WAvg wyniosła w maju 449,89 PLN/MWh, wobec 337,29 PLN/MWh w kwietniu. Wzrost o 112,60 PLN/MWh wygląda mocno, ale wymaga kontekstu: majowa cena była nadal niższa niż w styczniu, lutym i marcu 2026 roku.
Najważniejsza nie była jednak sama średnia miesięczna, lecz rozpiętość godzinowa. Według analiz rynku godzinowego najdroższa statystycznie była godzina 20:00, ze średnią ceną około 792,34 PLN/MWh, natomiast najtańsza była godzina 13:00, ze średnią około 19,68 PLN/MWh. To bardzo wyraźnie pokazuje, że dla odbiorcy biznesowego średnia BASE może być coraz mniej reprezentatywna.
Przedsiębiorstwo zużywające energię głównie w środku dnia będzie miało inną ekspozycję kosztową niż zakład pracujący wieczorem, nocą lub w trybie ciągłym. Właśnie dlatego strategia zakupowa powinna zaczynać się od profilu poboru, a dopiero później od wyboru formuły FIX, SPOT lub modelu mieszanego.
Rekord PV i rosnąca rola profilu godzinowego
Maj był miesiącem bardzo silnej generacji ze źródeł odnawialnych. Udział OZE w miksie energetycznym wzrósł do około 36,3%, a głównym motorem była fotowoltaika, której udział osiągnął około 22,5%. Według danych PSE 20 maja o godz. 11:45 fotowoltaika dostarczała do KSE moc około 14 565 MW, odpowiadając w tym momencie za ponad 60% krajowej generacji mocy.
To z jednej strony ogranicza ceny w godzinach słonecznych, ale z drugiej zwiększa zmienność dobową. Gdy produkcja PV spada po południu i wieczorem, system musi szybko uzupełnić lukę innymi źródłami. Wtedy cena potrafi gwałtownie odbić.
Dlatego maj przyniósł nietypową relację: OFFPEAK był droższy od PEAK. Cena OFFPEAK wyniosła 545,24 PLN/MWh, a PEAK 397,70 PLN/MWh. To nie jest błąd danych, tylko sygnał, że klasyczne rozumienie „droższych godzin szczytowych” przestaje wystarczać w systemie z dużym udziałem PV.
Ujemne ceny: już nie ciekawostka, lecz element rynku
Początek maja przyniósł bardzo silne ceny ujemne na RDN. Długi weekend, niższe zapotrzebowanie i wysoka produkcja OZE doprowadziły do nadpodaży energii w wybranych godzinach.
W dniach 1-3 maja minimalne ceny godzinowe na fixingu I RDN schodziły bardzo głęboko poniżej zera:
To ma praktyczne znaczenie dla firm. Ceny ujemne nie są „darmową energią” dla każdego odbiorcy. Ich efekt zależy od modelu umowy, kosztów bilansowania, zasad rozliczania profilu i możliwości przeniesienia zużycia na konkretne godziny. Dla firm elastycznych operacyjnie może to być szansa. Dla firm o sztywnym profilu poboru zmienność jest przede wszystkim ryzykiem.
Rynek terminowy: stabilność mimo dużych wahań w ciągu miesiąca
Kontrakt BASE_Y-27 rozpoczął maj w okolicach 438,70 PLN/MWh, następnie spadł w okolice 428,60 PLN/MWh, a pod koniec miesiąca wzrósł do rejonu 444-445,50 PLN/MWh. Mimo tej zmienności średnia miesięczna pozostała bardzo blisko kwietniowej.
To bardzo ważna informacja dla firm analizujących oferty stałocenowe. Majowy wzrost rynku SPOT nie został potwierdzony przez wyraźny wzrost kontraktów rocznych. Innymi słowy: bieżąca zmienność nie oznaczała automatycznie trwałego wzrostu całej krzywej terminowej.
Nie oznacza to jednak, że oferty FIX muszą pozostać bez zmian. Cena dla klienta końcowego obejmuje również koszt profilu, koszt bilansowania, marżę, ryzyko wolumenowe i warunki elastyczności. Dlatego porównanie „RDN kontra FIX” bez uwzględnienia profilu firmy może prowadzić do błędnych wniosków.
Gaz, ropa i geopolityka: ryzyko wysokie, ale wpływ na polski RDN nie był prosty
Majowe analizy rynkowe mocno akcentowały wpływ Bliskiego Wschodu na ropę i gaz. Na europejskim rynku TTF średnia cena gazu wyniosła około 47,26 EUR/MWh, czyli o ponad 5% więcej niż w kwietniu, choć nadal mniej niż w marcowych szczytach. Kontrakt TTF z dostawą w kolejnym miesiącu osiągał w maju poziomy powyżej 51 EUR/MWh, po czym końcówka miesiąca przyniosła korektę wraz z informacjami o deeskalacji.
Jednocześnie krajowy gaz na TGE nie pokazał takiej samej presji. Średnia cena RDNg wyniosła 212,67 PLN/MWh, czyli była o 0,5% niższa niż w kwietniu. To oznacza, że majowego wzrostu cen energii elektrycznej na RDN nie należy tłumaczyć prostym zdaniem: „energia zdrożała, bo zdrożał gaz w Polsce”.
Lepsza diagnoza brzmi: geopolityka utrzymywała premię ryzyka na surowcach, ale majowy wzrost cen energii w Polsce wynikał przede wszystkim z kombinacji profilu OZE, zmienności dobowej, zapotrzebowania i zachowania źródeł dyspozycyjnych.
Magazyny gazu: sezon zatłaczania będzie ważnym tematem lata
Po trudnej zimie europejskie magazyny gazu weszły w sezon zatłaczania z relatywnie niskiego poziomu. Na koniec maja poziom wypełnienia magazynów w UE wynosił około 40,1%, przy unijnym celu 90% przed 1 listopada. Polska, według analiz rynkowych, była wyżej, w okolicach 56%, ale krajowe magazyny są znacznie mniejsze niż infrastruktura państw takich jak Niemcy czy Holandia.
To oznacza, że latem rynek gazu może pozostać wrażliwy na trzy czynniki:
- tempo zatłaczania magazynów,
- dostępność LNG i ryzyka logistyczne,
- pogodę, szczególnie upały i zapotrzebowanie na chłodzenie.
Dla energii elektrycznej ma to znaczenie pośrednie: gaz nie był w maju głównym wyjaśnieniem wzrostu RDN, ale pozostaje ważnym czynnikiem ryzyka dla kolejnych miesięcy.
EUA i węgiel: presja kosztowa w tle
Uprawnienia do emisji CO2 również wzrosły. Średnia cena EUA w maju wyniosła około 76,18 EUR/tCO2, czyli blisko 3% więcej m/m, a ostatnia majowa sesja zamknęła się na poziomie 80,63 EUR/tCO2. Rynek pozostawał pod wpływem oczekiwań dotyczących reformy EU ETS i decyzji regulacyjnych.
Na rynku węgla energetycznego API2 pierwsza połowa maja przyniosła konsolidację w rejonie 110-116 USD/t, a druga część miesiąca wzrost w okolice 130 USD/t. W ujęciu miesięcznym oznaczało to wzrost rzędu ponad 7%. Jednocześnie rekordowa generacja OZE i wzrost zapasów w portach ARA ograniczały presję na wzrost zużycia paliw kopalnych.
Z punktu widzenia polskiego odbiorcy biznesowego oznacza to, że koszty paliw i emisji pozostają istotnym tłem dla cen energii, ale w maju nie tłumaczyły samodzielnie całej dynamiki rynku SPOT.
Certyfikaty: osobny koszyk ryzyka
Rynek praw majątkowych poruszał się w maju w różnych kierunkach:
- PMOZE_A spadł z 27,68 do 26,31 PLN/MWh, czyli o 5,0%, przy wzroście wolumenu o 24,7%;
- PMOZE-BIO wzrósł do 311,41 PLN/MWh, czyli o 1,9%;
- PMEF_F wzrósł do 2 378,08 PLN/toe, czyli o 2,0%, przy niemal podwojonym wolumenie.
Wniosek jest prosty: certyfikaty trzeba analizować oddzielnie od ceny energii czynnej. Ich zachowanie zależy od podaży, obowiązków umorzeniowych, płynności i specyfiki danego instrumentu. Dla firm z dużym zużyciem energii mogą one istotnie wpływać na całkowity koszt zakupu.
Co to oznacza dla strategii zakupowej firm?
Firmy na SPOT
Najważniejsze jest policzenie kosztu według własnego profilu poboru. Średnia BASE nie wystarcza. W maju różnica między godziną 13:00 a 20:00 była ogromna, a ceny ujemne współistniały z bardzo wysokimi cenami wieczornymi.
Firmy powinny sprawdzić:
- ile energii zużywają w godzinach najdroższych,
- czy mogą przesuwać część procesów na tańsze godziny,
- jak ich umowa traktuje ceny ujemne,
- czy profil PV obniża koszt zakupu czy jedynie ogranicza wolumen poboru.
Firmy rozważające FIX
Stabilność BASE_Y-27, BASE_Y-28 i BASE_Y-29 pokazuje, że majowy wzrost SPOT nie był równoznaczny z trwałym wzrostem kontraktów rocznych. Przy ofertach stałych należy jednak patrzeć szerzej niż na sam indeks giełdowy.
Wycena FIX powinna być rozbita na:
- cenę produktu terminowego,
- koszt profilu,
- koszt bilansowania,
- wolumen i tolerancję odchyleń,
- marżę,
- warunki wcześniejszego zabezpieczenia transz.
Strategie mieszane
Maj wzmacnia argument za zakupem transzowym i strategią mieszaną. Nie dlatego, że zawsze jest ona najlepsza, lecz dlatego, że rynek jest coraz bardziej zmienny, a jeden moment kontraktacji może mieć zbyt duże znaczenie dla budżetu firmy.
Najbardziej racjonalne podejście to połączenie:
- częściowego zabezpieczenia wolumenu,
- kontrolowanej ekspozycji na SPOT,
- cyklicznego monitoringu krzywej terminowej,
- analizy profilu zużycia i możliwości elastyczności operacyjnej.
Na co patrzymy w czerwcu?
W czerwcu kluczowe będą:
- Godzinowy profil RDN - czy utrzyma się wysoka różnica między środkiem dnia a wieczorem.
- Liczba godzin z cenami ujemnymi - szczególnie w weekendy i dni o wysokiej produkcji PV.
- BASE_Y-27 i BASE_Y-28 - czy stabilność kontraktów rocznych zostanie utrzymana.
- Gaz TTF i tempo zatłaczania magazynów - niski poziom zapasów w UE może utrzymywać premię ryzyka.
- EUA - rynek będzie reagował na informacje o reformie EU ETS.
- Pogoda - upały, susza i zapotrzebowanie na chłodzenie mogą zmieniać popyt na energię i gaz.
- Generacja OZE - wysoka PV stabilizuje ceny w południe, ale zwiększa ryzyko gwałtownych skoków wieczorem.
Komentarz GEFMO Energy
Maj 2026 był miesiącem, który dobrze pokazuje nową logikę rynku energii. Nie wystarczy już śledzić jednej ceny miesięcznej. Trzeba rozumieć, kiedy firma zużywa energię, jak działa jej umowa, ile ryzyka bierze na siebie i czy potrafi reagować na sygnały godzinowe.
Największym błędem byłoby potraktowanie majowego wzrostu RDN jako prostego dowodu na trwały wzrost kosztów energii w każdej formule zakupu. Drugim błędem byłoby zignorowanie zmienności i uznanie, że stabilne kontrakty roczne rozwiązują cały problem. Rynek stał się bardziej profilowy, bardziej godzinowy i bardziej zależny od elastyczności odbiorcy.
Dla firm oznacza to konieczność profesjonalizacji zakupów energii. Decyzja FIX czy SPOT powinna być wynikiem analizy profilu, budżetu, tolerancji ryzyka i możliwości operacyjnych, a nie reakcją na pojedynczy wykres cenowy.
Metodologia i źródła
Analiza została przygotowana na podstawie raportów miesięcznych Towarowej Giełdy Energii za styczeń-maj 2026, raportu rynku za maj 2026 przekazanego przez EcoDlaBiznesu/Axpo, danych PSE przywołanych w raporcie oraz rynkowych komentarzy dotyczących gazu, ropy, EUA i węgla. Dane liczbowe dotyczące TGE zostały zestawione z raportem TGE za maj 2026.
Materiał ma charakter informacyjny i analityczny. Nie stanowi rekomendacji zakupu energii, gazu, praw majątkowych ani instrumentów finansowych.
Data zamknięcia analizy: 19 czerwca 2026 r.