Cena prądu w Europie – mapa cen i analiza OZE

Podsumowanie cen prądu w Europie w listopadzie 2025

Analizując uwarunkowania rynkowe, w listopadzie cena prądu w Europie 2025 w większości krajów odnotowała znaczący wzrost miesiąc do miesiąca. Mapa Europy zaczerwieniła się, a Polska znalazła się w gronie państw z wyraźną podwyżką kosztów zakupu energii.

• Odnotowaliśmy skok aż o 20 EUR/MWh, co wywindowało średnią cenę ze 104 EUR w październiku do 124 EUR/MWh. Listopadowe wzrosty sprawiły, że Polska odnotowała jedną z wyższych wycen, w rezultacie cena prądu w Europie 2025 też rosła jak widać w tabelce.
• Podobne wzrosty, średnio o 17 EUR, zanotowali nasi sąsiedzi – Niemcy, Czechy oraz Słowacja.
• Mamy już cztery kraje w regionie, gdzie cena przekroczyła psychologiczną barierę 100 EUR/MWh. Węgry pozostają drogim rynkiem (124 EUR/MWh), choć tam dynamika wzrostu była mniejsza, ponieważ wysokie ceny utrzymywały się już w październiku.

Na tym tle wyróżnia się Francja. Dzięki potężnej flocie elektrowni jądrowych, kraj ten cieszy się cenami na poziomie zaledwie 59 EUR/MWh. Tanie pozostały również Hiszpania, Portugalia oraz północna Skandynawia. Główną przyczyną tych wzrostów w Europie Środkowej była niska wietrzność i wzrost popytu. Były to główne czynniki, które w tym sezonie zdeterminowały, jak kształtuje się cena prądu w Europie 2025.

Krajowy rynek spot z jednym potężnym „pikiem”

Analizując sytuację na naszym krajowym podwórku, widzimy, że przez większość miesiąca ceny utrzymywały się w stabilnym, choć podwyższonym paśmie 480–500 zł/MWh. Jednak spokój ten został zaburzony pod koniec miesiąca. Jeśli po przeczytaniu artykułu będziesz chciał/a sprawdzić jak wyglądały ceny w poprzednim miesiącu to kliknij w ten link.

Odnotowaliśmy bardzo spore wybicie cenowe, gdzie średnia cena dnia przebiła poziom 1000 zł/MWh. Był to efekt ogólnoeuropejskiego „piku” cenowego. Polska dostała tutaj rykoszetem, ponieważ w tym samym czasie większość krajów kontynentu zmagała się z bardzo wysokimi wycenami. Na szczęście ta ekstremalna sytuacja trwała krótko – już po jednym dniu ceny spadły poniżej 600 zł/MWh. Dni, w których udział OZE w zapotrzebowaniu krajowym wynosił zaledwie 3%, charakteryzowały się bardzo wysokimi cenami na poziomie 500–600 zł/MWh.

Na drugim biegunie mieliśmy 1 listopada (Wszystkich Świętych). Dzięki niskiemu popytowi (święto, sobota) i lepszej wietrzności, cena spadła do najniższego poziomu w miesiącu – około 300 zł/MWh. Dni z najwyższą produkcją OZE (około 31% do 34% udziału w zapotrzebowaniu) – takie jak 1 i 13 listopada – bezpośrednio korelowały z najniższymi cenami.

Zmiana profilu godzinowego – szczyt przesuwa się H17

Bardzo istotne zmiany zaszły w 🕔 profilu godzinowym cen energii, co jest kluczową informacją dla firm korzystających z taryf dynamicznych:

1. Poranki: Ceny w godzinach porannego „off-peak” wzrosły z okolic 350 zł/MWh w październiku do 400 zł/MWh w listopadzie.
2. Dolina PV: Zjawisko tanich godzin południowych („dolina fotowoltaiczna”) w listopadzie praktycznie przestało istnieć lub było bardzo niewielkie. Ceny spadały w tym czasie jedynie do okolic 480–500 zł/MWh.
3. Szczyt cenowy: Wraz ze skróceniem dnia, szczyt cenowy przesunął się z godziny 20 (jak było w październiku) na godzinę 17.
4. Wycena szczytu: Godzina 17była wyceniana średnio na aż 782 zł/MWh, podczas gdy godzina 20 stała się relatywnie tańsza.

Ogólny wniosek jest prosty, w listopadzie ceny w większości godzin powędrowały zdecydowanie do góry. Spread godzinowy mocno spadł, co jest złą informacją dla posiadaczy magazynów energii. Jeśli chcesz wiedzieć jak wygląda inwestycja w MEE i ile on może kosztować zobacz ten artykuł. Magazyny energii wypierają diesla z kilku kluczowych powodów technicznych i operacyjnych:

Popyt na prąd rośnie, wiatr słabnie 📉

Zrozumienie fundamentów pozwala lepiej prognozować przyszłość. W listopadzie mieliśmy do czynienia z klasycznym „nożycami cenowymi”: rosnącym zapotrzebowaniem i spadającą produkcją z tanich źródeł OZE.

Zapotrzebowanie na moc:

Po raz pierwszy od wielu miesięcy obserwujemy wyraźny trend wzrostowy. Krajowe zapotrzebowanie na moc wzrosło nie tylko miesiąc do miesiąca, ale – co ciekawe – również rok do roku. Średnie zapotrzebowanie wyniosło około 19 500 MW, a całkowite zużycie przekroczyło 14 TWh. To zmiana trendu, gdyż przez pierwszą połowę roku, aż do sierpnia, notowaliśmy spadki zużycia względem lat poprzednich. Październik i listopad pokazują, że gospodarka i sezon grzewczy zaczynają generować większy popyt.

Import energii:

Polska od pięciu miesięcy pozostaje importerem netto energii elektrycznej. W listopadzie importowaliśmy średnio 578 MW w każdej godzinie. Wynika to z faktu, że ceny w Polsce były relatywnie wysokie na tle sąsiadów, co naturalnie stymuluje przepływ tańszej energii z zagranicy do naszego systemu. Nie byliśmy w tym osamotnieni – dużymi importerami były również Niemcy, Włochy czy Węgry, podczas gdy rolę głównego „zasilacza” Europy pełniła Francja. Choć zmienność krajowego rynku była spora, to cena prądu w Europie 2025 jest kluczowa dla bilansowania systemu przez import i eksport.

Oze w odwrocie

To był trudny miesiąc dla energetyki odnawialnej. Spadki produkcji OZE w stosunku do zapotrzebowania były widoczne w całej Europie. Udział OZE w zapotrzebowaniu w Polsce spadł z 32% w październiku do zaledwie 20% w listopadzie. Niemcy zanotowały jeszcze większy spadek udziału OZE – aż o 15 punktów procentowych. To po części tłumaczy wzrosty cen na niemieckim rynku spot.

Wiatr: 🌬️ To główny „winowajca” wysokich cen. Produkcja z wiatru spadła drastycznie miesiąc do miesiąca i rok do roku, osiągając średnio tylko 2,3 GW w godzinie. Współczynnik efektywności (Capacity Factor) wyniósł zaledwie 21%, co jest wynikiem gorszym niż w dwóch poprzednich latach.

💡 Ciekawostka: Nawet przy małej produkcji, farmy wiatrowe osiągały świetne ceny sprzedaży. Wskaźnik Capture Rate dla wiatru wyniósł aż 96% ceny base (ok. 504 zł/MWh), co jest najwyższym wynikiem od trzech lat.

Fotowoltaika: Tu mamy dwojaką sytuację. Z jednej strony produkcja spadła względem października (co naturalne), ale z drugiej – odnotowaliśmy wzrosty rok do roku. Średnia produkcja wyniosła prawie 900 MW, co jest lepszym wynikiem niż w listopadzie ubiegłego roku, głównie dzięki przyrostowi mocy zainstalowanej. Dobry był też capture rate dla PV, ponad 85%, czyli wysoki i co ważne wyżej niż rok wcześniej mimo rosnącej mocy zainstalowanej, która wynosi już prawie 25GW.

Struktura wytwarzania – powrót paliw kopalnych 🏭

Gdy wieje mniej wiatru, do gry muszą wejść elektrownie konwencjonalne. Listopad przyniósł dość spore wzrosty produkcji z węgla i gazu.

Procentowy miks produkcji energii w Polsce (listopad 2025):

1. Węgiel kamienny: 5,4 TWh (wzrost produkcji).
2. Węgiel brunatny: 2,6 TWh.
3. Gaz ziemny: 2,2 TWh (rekordowy udział).
4. Wiatr: 1,7 TWh, spadek udziału z 21% (październik) na 13%.
5. Fotowoltaika: 0,9TWh tylko 5% udziału.

Szczególną uwagę zwraca gaz ziemny, który osiągnął aż 16% udziału w całkowitej produkcji – to najwyższy wynik w tym roku. Wynika to z uruchomienia nowych bloków gazowych oraz relatywnie dobrej opłacalności produkcji z tego paliwa w porównaniu do węgla obciążonego drogim CO2.

Rynek terminowy, ceny prądu w Europie 💰

Listopad rozliczył się na rynku spot po średniej cenie 524 zł/MWh, co czyni go drugim najdroższym miesiącem w roku (po lutym). Co ważne – spot wyszedł dużo drożej niż wyceniał to rynek terminowy. Jeszcze w październiku rynek zakładał, że listopad zamknie się w okolicach 460 zł/MWh. Rzeczywistość okazała się droższa o blisko 60 zł/MWh. Ceny energii znajdziesz na www.tge.pl

Wyceny kontraktów na energię (CAL26) na TGE przez większą część miesiąca rosły, dochodząc do 454 PLN/MWh. Ten ruch w górę napędzały głównie słabsza wietrzność, prognozy ochłodzenia oraz drożejące uprawnienia do emisji CO2. Zobacz ten wpis jeśli chcesz wiedzieć jak jeszcze inaczej można oszczędzać na energii w firmie.

Model vs. Cena Rynkowa:

Po raz pierwszy w tym roku obserwujemy tak znaczące odchylenie modelu wyceny energii od jej rzeczywistej ceny giełdowej. Mimo że model na początku listopada wykazywał pewne oznaki wzrostów, później kontynuował spadki, podczas gdy realna cena kontraktów na przyszły rok wzrosła do około 450 zł/MWh, notując wzrost o 15 zł miesiąc do miesiąca. Na rynku ścierają się potężne siły, gdzie rosnące ceny uprawnień CO2 mocno wpływają na koszty produkcji elektrowni na węgiel brunatny, które, będąc jednostkami wysokoemisyjnymi, ewidentnie ciągną rynek do góry, nie mogąc sprzedawać energii taniej. W przeciwieństwie do węgla, elektrownie gazowe odnotowują poprawę marż, co umożliwia im efektywny hedging w aktualnych warunkach rynkowych.

Gaz ziemny kontynuuje spadki

Sytuacja na rynku błękitnego paliwa była bardzo dynamiczna. Przez większą część listopada ceny kontraktów TTF DEC25 wahały się między 29,4 a 32,6 EUR/MWh. Mimo początkowych wzrostów wywołanych obawami o mniejszą produkcję z wiatru, ostatecznie silny napływ LNG (rekordowy od 8 miesięcy) i przywrócenie dostaw z Norwegii zadziałały stabilizująco. W Polsce ceny kontraktu rocznego CAL26 podążały za trendem europejskim. Pod koniec miesiąca spadły poniżej 150 PLN/MWh w obliczu prognozowanego ocieplenia i doniesień o negocjacjach pokojowych.

Pod koniec listopada odnotowaliśmy bardzo wysokie poziomy wytłaczania gazu z magazynów, sięgające nawet 6000 GWh na dzień. Było to efektem presji popytowej wynikającej z niskiej wietrzności i większego zapotrzebowania. Magazyny gazu opróżniły się nieco szybciej niż wskazywałaby na to historyczna średnia. Aktualnie są napełnione tylko w 75%, podczas gdy średnia dla tego okresu w poprzednich latach wynosiła około 84%. Pomimo gorszej sytuacji statystycznej, intensywne wytłaczanie nie przełożyło się na wzrosty cen spotowych gazu. Świadczy to o efektywnym balansie rynkowym, utrzymywanym dzięki stabilnym i sporym dostawom gazu LNG do Europy.

Węgiel i CO2 rosną

Na rynku węgla (API2) notowania początkowo rosły w okolice 100 USD/t, napędzane popytem z Azji. Ostatecznie jednak taniejący gaz wywarł presję na ceny węgla, które zakończyły miesiąc w okolicach 96 USD/t.

Z kolei rynek uprawnień do emisji CO2 (EUA) przebił psychologiczną barierę 80 EUR/t, osiągając na początku miesiąca 82,3 EUR/t. Wzrosty te były efektem splotu kilku czynników: napiętej atmosfery wokół celów klimatycznych UE na 2040 rok, rekordowych pozycji długich funduszy inwestycyjnych oraz niskiej wietrzności. Wzrosty cen CO2 i paliw kopalnych podtrzymują trend, który sugeruje, że wysoka cena prądu w Europie 2025 może się utrzymać w pierwszym kwartale 2026. Przeczytaj również artykuł o CO2 na świecie -> https://naszrynekenergii.pl/ets-uprawnienia-do-emisji-co2/

Cena prądu w Europie rosła w listopadzie – Podsumowanie

Listopad 2025 roku był „zimnym prysznicem” dla rynku energii 🚿. Połączenie rosnącego popytu, słabego wiatru i spekulacji na rynku CO2 przypomniało nam, że era taniej energii wcale nie jest pewnikiem. 🧐

Kluczowe wnioski:

1. Skoki cenowe do 1000 zł/MWh w ciągu dnia pokazują, jak wrażliwy jest rynek na brak wiatru w skali europejskiej.
2. Przy drogim węglu i CO2, elektrownie gazowe stają się kluczowym elementem stabilizującym system, osiągając rekordowe udziały w produkcji.
3. Rzeczywiste ceny okazały się znacznie wyższe od prognoz, co powinno być ostrzeżeniem przy budowaniu budżetów na I kwartał 2026.
4. Przesunięcie szczytu cenowego na godzinę 17 i zanik „doliny PV” wymagają rewizji strategii zużycia energii w firmach w zimie.

Jeśli chcesz zabezpieczyć swoją firmę przed taką zmiennością i poszukać oszczędności w kosztach dystrybucyjnych lub samej energii – jestem do Twojej dyspozycji. 🤝 Pomogę Ci przeanalizować Twoją sytuację, dobrać odpowiednią strategię zakupową i znaleźć tańszą ofertę, która ochroni Twój budżet.

Skontaktuj się ze mną, abyśmy wspólnie zadbali o bezpieczeństwo energetyczne Twojego biznesu! Skontaktuj się aby ustalić plan 💰 obniżenia kosztów energii na nadchodzący rok!