Head Energy

06/06/2026

Pierwszy kwartał 2026 r. przyniósł sporo wzrostów, zarówno na rynku energii elektrycznej, gdzie łączny wolumen obrotu wyniósł 38 257 188 zł/MWh (wzrost 34,8% r/r), jak i na rynku gazu, w ramach którego łączny wolumen obrotu osiągnął wartość 60 470 244 MWh (wzrost o 54,9% r/r). Zresztą, błękitne paliwo radziło sobie na tyle dobrze, że w okresie od stycznia do marca br. TGE zanotowała rekordowy kwartał dla rynku spot tego towaru – wzrost na poziomie aż 31,5% r/r, co odpowiada wolumenowi 15 820 656 zł/MWh.

19/05/2026

Gaz LNG z Zatoki Perskiej nadal nie jest dostarczany na rynku światowe. Dla Europy jest to problem istotny z uwagi na globalny charakter cen gazu skroplonego. Aktualnie ceny na Rynku Dnia Następnego Gazu są ok 50% wyższe niż rynek wyceniał w kontraktach terminowych przed konfliktem irańskim. Na razie jednak nie wydaje się to zagrożenie mogąca zagrozić pewności dostaw do Klientów.

Na załączonym wykresie pokazano import LNG do Europy w tym roku na tle poprzednich lat. Jak widać pozostają one na podobnych poziomach. Oczywiście sam trend może niepokoić w kontekście niskich poziomów napełnienia magazynów gazu (niecałe 37% w stosunku do prawie 45% rok temu czy rekordowych 67% w 2024). Chciałoby się większej dynamiki, ale też trzeba sobie uczciwie powiedzieć, że ceny gazu na kolejną zimę poniżej aktualnych letnich poziomów nie stanowią zachęty rynkowej do przyśpieszenia procesu zatłaczania.

19/05/2026

📊 Mniej słońca, mniej PV, mniej ekstremów cenowych - podsumowanie minionego tygodnia na rynku

📈 RDN - brzydka pogoda była stabilizatorem na rynku SPOT

🔹 Dni robocze (04 - 08.05):
▫️ Doliny południowe: 11,00 - 477,71 zł/MWh
▫️ Wieczorne szczyty: 594,48 - 830,45 zł/MWh

Wyłącznie w miniony czwartek doświadczyliśmy dużej różnicy cenowej pomiędzy dołkiem a szczytem - 819,45 zł/MWh. Pozostałe dni z uwagi na niesprzyjające warunki atmosferyczne charakteryzowały się średnim spreadem cenowym na poziomie 300,07 zł/MWh.

🔹 Weekend:
▪️ Sobota 16.05 - dolina 400,00 zł/MWh, szczyt 640,00 zł/MWh
▪️ Niedziela 17.05 - minimum 79,08 zł/MWh w południe, w godzinach wieczornych 688,00 zł/MWh

W 29 tygodniu roku nie wystąpiły żadne ceny ujemne.

📈 BASE_Y-27 - kontrakty terminowe na 2027 o 0,5% wyżej od średniej rocznej.

🔹 Tydzień 11.05 – 15.05:
▫️ Średnia tygodnia: 436,68 zł/MWh
▫️ Minimum tygodnia: 433,90 zł/MWh
▫️ Maksimum tygodnia: 439,00 zł/MWh

Trend krótkoterminowy zmienił kierunek - w ciągu tygodnia widzimy wzrost o 6,68 zł/MWh, podczas gdy dwa poprzednie tygodnie przyniosły 14,4 zł/MWh spadku.

🔹 Kontekst całego 2026 roku:
▫️ Średnia roczna: 434,39 zł/MWh
▫️ Mediana: 436,00 zł/MWh
▫️ Min / Max 2026: 409,00 / 454,60 zł/MWh

Miniony tydzień zamknął się na poziomie 100,50% średniej rocznej.

🔌 Redysponowanie OZE

Poprzedni tydzień był nieco spokojniejszy pod kątem redysponowania źródeł OZE:
▪️Największa ograniczona moc: 1313,20 MW - czwartek 14:45-15:00 z czego ponad 54% stanowiły źródła Wiatrowe
▪️Energia potencjalnie niedostarczona na skutek redysponowania: 9 550 MWh przy czym 60,2% pochodzące ze źródeł PV.

19/05/2026

Lutowe spadki na rynku energii stworzyły bardzo dobre okno zakupowe dla odbiorców biznesowych. Wielu uczestników rynku zdecydowało się jednak wstrzymać z kontraktacją, licząc na dalszą korektę cen.

Sytuacja rynkowa zaczyna się jednak wyraźnie zmieniać. Coraz więcej czynników wskazuje, że w kolejnych miesiącach ryzyko wzrostu cen ponownie może dominować nad potencjałem dalszej korekty.

Warto zatem ponownie przyjrzeć się strategii zakupowej i rozważyć rozpoczęcie kontraktacji dostaw na kolejny rok.

Na rynku widocznych jest kilka istotnych czynników ryzyka:

💡Napięcia geopolityczne w rejonie Cieśniny Ormuz utrzymują premię ryzyka w wycenach ropy oraz LNG. Przedłużająca się ograniczona żegluga może szczególnie mocno wpływać na rynek w okresie jesienno-zimowym.

💡Europa wchodzi w sezon uzupełniania zapasów gazu z trudniejszej pozycji niż rok temu. Po zimie magazyny są wypełnione jedynie w ok. 29%, a jednocześnie rośnie presja na rynku LNG i napięcia geopolityczne na Bliskim Wschodzie.
Zakłócenia w kluczowych szlakach transportowych oraz ograniczenia eksportu (m.in. z Kataru) przekładają się na wyższe ceny i mniejszą dostępność surowca.
Dodatkowym wyzwaniem staje się rosnąca konkurencja o LNG, zwłaszcza ze strony Azji. To oznacza, że Europa może być zmuszona płacić więcej, aby zabezpieczyć dostawy.

💡Trwa wiosenny okres remontów infrastruktury norweskiej. Standardowe ograniczenia są uwzględnione w cenach, jednak historycznie największą zmienność powodowały remonty przedłużane lub nieplanowane postoje. Norweski system wydobywczy po latach intensywnej eksploatacji pracuje obecnie na granicy swoich możliwości. Oznacza to brak wolnych rezerw, które mogłyby natychmiast zrekompensować ubytki w przesyle.
Po spadku dostaw ze wschodu, Norwegia stała się najważniejszym filarem bezpieczeństwa energetycznego dla Unii Europejskiej i Polski. Każdy niespodziewany spadek tłoczenia z kluczowych terminali natychmiast wywoła silną reakcję cenową.

💡System EU ETS pozostaje silnie podatny na komunikację regulacyjną. Lipcowe zapowiedzi zmian mogą zacząć wpływać na wycenę uprawnień jeszcze przed publikacją finalnych decyzji. Skala i kierunek proponowanych zmian będą kluczowe dla rynku energii w II półroczu.

💡Prognozowane wysokie temperatury oraz ryzyko suszy i słabej hydrologii zwiększają ryzyko ograniczeń produkcji – zarówno po stronie OZE, jak i części jednostek konwencjonalnych oraz jądrowych w zachodniej części Europy.

💡Jednocześnie obserwujemy wyraźne spowolnienie procesów kontraktacyjnych po stronie odbiorców biznesowych. Rynek odkłada decyzje zakupowe, co zwiększa ryzyko skumulowania popytu w jednym momencie i dynamicznych wzrostów w kolejnych miesiącach.

Z perspektywy zarządzania ryzykiem zakupowym najbliższe tygodnie mogą być kluczowym momentem do zabezpieczenia budżetów energetycznych na kolejny rok.
Obecnie strategia „czekania na lepszy moment” może okazać się znacznie bardziej kosztowna niż jeszcze na początku roku.

❓Na co zatem Klienci czekają?

15/05/2026

🤔 Cenę energii w Twojej firmie ustala dziś nie spółka obrotu. Nie taryfa. Nie umowa.

Ustala ją pogoda.

Spójrzcie na wykres. Przedstawiłem na nim dane dla okresu 4 - 8 maja 2026. Widzimy na nim trzy linie:

☀️ Żółta - produkcja energii elektrycznej ze słońca (instalacje PV)
💨 Niebieska - produkcja z wiatru (turbiny wiatrowe)
📈 Zielona - cena energii na Rynku Dnia Następnego (RDN)

Dwie pierwsze wpływają na trzecią i ustalają, ile Twoja firma zapłaci za energię.

🟢 Krótkie przypomnienie czym jest RDN?
Jest to giełdowy rynek, na którym każdego dnia ustala się cena energii na każdą godzinę następnej doby. Im więcej energii w systemie i im mniejsze zapotrzebowanie, tym niższa cena. I odwrotnie.

Spójrz na żółtą linię. Instalacje PV produkują tylko w dzień, z zauważalnym szczytem około południa. W poniedziałek instalacje w Polsce osiągały chwilowo moc ponad 11 700 MW.

📉 Co się wtedy dzieje z ceną?
W środku dnia podaż taniej energii jest na tyle duża, że zielona linia (cena) spada w dół, czasem niemal do zera. Bywa, że poniżej - wtedy mamy ceny ujemne (producenci dopłacają, żeby ktoś odebrał ich energię).

🌑 A wieczorem?
Około godziny 19:00 produkcja PV spada do minimalnych wartości natomiast zapotrzebowanie potrafi wieczorami jeszcze wzrosnąć: ludzie wracają z pracy, firmy nadal pracują, włącza się oświetlenie.

Wówczas elektrownie węglowe i gazowe muszą zwiększyć swoją moc i dostarczyć brakującą energię do systemu. Praca jednostek droższych w utrzymaniu i pracy powoduje, że cena idzie w górę.

W prezentowanym okresie, skrajna różnica między cenami z południa i wieczoru (poniedziałek) przekracza 850 zł/MWh. A to nie jest najwyższa możliwa kwota.

👉 Spójrz na środę (06.05) - wówczas produkcja z PV była podobna niż dzień wcześniej a cena mimo tego spadła. Przyczyną jest drugie ze źródeł OZE mających dużą moc zainstalowaną w systemie - turbiny wiatrowe. Zauważ, że tego dnia produkcja z wiatru była wyższa niż dzień wcześniej przez co sumaryczna podaż energii z OZE pozostawała na równe wysokim poziomie.

💡 Co to znaczy dla Twojej firmy?
Jeśli posiadasz umowę z ceną zmienną (indeksowaną RDN) płacisz dokładnie takie ceny (bez uwzględnienia dodatkowych opłat). Firma zużywająca najwięcej między 18 a 22 płaci za tę samą ilość energii kilka razy więcej niż firma pracująca w południe.

Jeśli masz cenę stałą - też za to płacisz, tylko inaczej. Sprzedawca wkalkuluje to ryzyko w oferowaną Tobie cenę.

🔑 Wniosek? O wysokości rachunku coraz częściej decyduje nie cena z umowy ale godziny, w których Twoja firma rzeczywiście pobiera energię.

09/05/2026

07/05/2026

Długoterminowe skutki “krótkiego” konfliktu.

Właśnie mija 2 miesiące konfliktu na bliskim wschodzie. Przez ten okres 25% światowej podaży gazu skroplonego nie jest dostarczane na rynek. Oczywiście część produkcji została przejęta przez innych producentów – szczególnie USA. Niemniej wpływ na ceny jest cały czas widoczny. O ile jeszcze pod koniec lutego kontakt na kwiecień czy maj można było kupić w granicach 150 zł/MWh tak obecnie ceny Rynku Dnia Następnego utrzymują się powyżej 200 zł/MWh (średnia cena marca 232 zł/MWh, kwietnia 213 zł/MWh).

Mogłoby się wydawać, że problem zniknie wraz z otwarciem cieśniny Hormuz. Pomijając fakt trudności w przewidzeniu kiedy to nastąpi pozostają jeszcze skutki zniszczonej infrastruktury w Katarze, oraz przesunięcia terminu uruchomienia nowych inwestycji w regionie.

To co już wiemy (a może bardziej możemy zakładać) to, że podaż gazu LNG na globalnym rynku będzie mniejsze o 15% w stosunku do wcześniejszych prognoz.

04/05/2026

30 kwietnia wchodzi w życie zmiana w Prawie energetycznym, która przepisuje matematykę oszczędzania energii w przemyśle. Prawie nikt jej nie zauważył.

Nowe przepisy pozwalają podpisać dwie osobne umowy na jednym przyłączu. Dodatkowy punkt poboru, dodatkowy licznik — bez nowych warunków przyłączenia, bez zwiększania mocy.

W praktyce: da się wydzielić sterowalne obciążenie — flotę ładowarek EV, centralę wentylacyjną, pompy ciepła, wybrane procesy — i podpiąć je pod drugą umowę. Jedna ze stałą ceną (bezpieczeństwo budżetowe). Druga z ceną dynamiczną (arbitraż na cenach spotowych). Produkcja zostaje na stałej cenie, elastyczne obciążenia jeżdżą na dynamice.

Do tej pory każdy dyrektor finansowy, któremu pokazywałem taryfę dynamiczną, odpowiadał to samo: "ciekawe, ale nie u nas". I miał rację — linii produkcyjnej nie zatrzymasz dlatego, że akurat w południe prąd jest drogi.

Teraz nie trzeba ryzykować produkcją, żeby zarobić na cenach dynamicznych.

Jeden drobiazg: przepis jest świeży, więc nikt jeszcze nie wie, jak OSD będą to czytać w swoich wymaganiach technicznych. Brak orzecznictwa, brak wytycznych URE. Pierwsze wdrożenia wytestują w praktyce art. 5 ust. 1bd pkt 6 ustawy.

Dlatego szukam jednej firmy do pilotażu. Potencjał ogromny. Prosty projekt: jedno przyłącze, jedno sterowalne obciążenie, dwie umowy, drugi licznik. Nie trzeba być naszym klientem — chodzi o to, żeby zacząć korzystać wcześniej niż konkurencja :)

01/05/2026

💎To pierwszy raz w historii TGE gdy średnia cena godzinowa energii elektrycznej w miesiącu jest ujemna.
🌸Kwiecień-plecień, bo przeplata, trochę zimy, trochę lata – to stare przysłowie idealnie oddaje nie tylko pogodę, ale i obecną sytuację na polskim rynku energii elektrycznej.
📉 Jeszcze kilka lat temu rynek był przewidywalny, ale dziś, patrząc na dane z Towarowej Giełdy Energii (TGE), widzimy fascynującą, choć dla wielu niepokojącą ewolucję. 🌞 Słońce, które kiedyś było tylko symbolem wiosny, stało się potężnym graczem, który w godzinach południowych potrafi wywrócić giełdowe wykresy do góry nogami.

💡 Analizując ceny godzinowe w kwietniu na przestrzeni ostatnich lat, widać wyraźny trend: w 2020 roku ceny oscylowały stabilnie wokół 150 PLN/MWh, by w kryzysowym 2022 roku wystrzelić do poziomu ponad 800 PLN/MWh w godzinach wieczornego szczytu.
💎 Prawdziwa rewolucja nastąpiła jednak teraz – w kwietniu 2026 roku, w godzinach 12:00-15:00, ceny na rynku hurtowym spadły do wartości ujemnych, osiągając nawet średnio -30 PLN/MWh! To pierwszy raz w historii gdy średnia cena godzinowa w miesiącu jest ujemna.

🚀 To zjawisko to efekt potężnej ekspansji fotowoltaiki (PV), która przy bezchmurnym niebie zalewa system tanią energią, której nie mamy jak (jeszcze) zmagazynować. 📉 Taka „kanibalizacja cen” oznacza, że PV osiąga niskie ceny za swoją produkcję, podczas gdy świadomy przedsiębiorca może w tym czasie optymalizować swoje zużycie.

💬 Daj znać w komentarzu, czy Twoja firma już korzysta z niskich cen w godzinach południowych?
👇 Obserwuj mój profil, aby być na bieżąco z tym, co dzieje się w sercu rynku energii!