Rekordowa produkcja z PV i drogi gaz w Niemczech. Hurtowe ceny energii ostro w górę
Średnia hurtowa cena energii elektrycznej w Niemczech wzrosła w III kw. 2026 r. o 51,7 proc. r/r, do 125,51 euro/MWh (551 zł/MWh), choć fotowoltaika wyprodukowała rekordową ilość prądu. Ceny wywindował drogi gaz, który w związku z konfliktem wokół Iranu podrożał w hurcie aż o ok. 91 proc.
Rekord fotowoltaiki w Niemczech
Właściciele elektrowni słonecznych w Niemczech wprowadzili do sieci publicznej w III kwartale 31,5 TWh energii. To najwyższy wynik w historii dla trzeciego kwartału i drugi najwyższy kwartalny wynik w ogóle. Rekordy padły w każdym z trzech miesięcy, a lipiec z 12,0 TWh był najlepszym miesiącem w historii niemieckiej fotowoltaiki.
Regulator przypisuje to dalszej rozbudowie mocy oraz wyjątkowo słonecznemu latu. Od stycznia do września fotowoltaika wyprodukowała 75,9 TWh bezemisyjnej energii, więcej niż w całym 2025 r., więc już teraz wiadomo, że 2026 r. przyniesie kolejny rekord. PV poprawiała wynik z poprzedniego roku w dziewięciu z ostatnich dziesięciu lat. Wyjątkiem był 2023 r., gdy produkcja minimalnie spadła.
Wiatr na lądzie i morzu z najlepszym III kwartałem
Lądowe farmy wiatrowe wyprodukowały 24,9 TWh, o 16,8 proc. więcej r/r, a morskie 5,9 TWh, o 4 proc. więcej. W obu przypadkach to najwyższe wyniki dla trzeciego kwartału. Mniej energii dały natomiast elektrownie wodne, biomasa i pozostałe OZE.
Produkcja energii wzrosła w sumie o 11 proc., do 111,1 TWh, a zużycie o 1,1 proc., do 110,1 TWh. Odnawialne źródła pokryły 66,5 proc. zużycia wobec 65 proc. rok wcześniej. Obciążenie rezydualne, czyli część zapotrzebowania niepokryta przez wiatr i słońce, spadło o 15,8 proc., do 47,8 TWh.
Węgiel wypiera gaz w niemieckim miksie
Drogi gaz zmienił kolejność elektrowni w tzw. merit order. Jest to mechanizm zgodny z zasadą kolejności kosztowej, określa, w jakiej kolejności elektrownie są uruchamiane, by pokryć bieżące zapotrzebowanie na energię. Jednostki ustawia się według kosztów krańcowych, czyli kosztu wytworzenia dodatkowej megawatogodziny. Na początku tej „drabiny” są źródła wiatrowe i słoneczne, które nie ponoszą kosztów paliwa, a ich koszt krańcowy jest bliski zeru. Dalej znajdują się elektrownie jądrowe, węglowe i gazowe, a na końcu najdroższe jednostki szczytowe. Ponieważ koszty bloków węglowych i gazowych zależą w dużej mierze od cen paliw i uprawnień do emisji CO2, ich miejsce w kolejce może się zmieniać.
Z danych niemieckiego operatora wynika, że bloki gazowe częściej przegrywały z węglowymi, przez co produkcja z gazu spadła o 8,1 proc., do 8,9 TWh.
Elektrownie na węgiel kamienny wytworzyły 6,4 TWh, o 39,3 proc. więcej niż przed rokiem. Produkcja z użyciem węgla brunatnego wzrosła o 1,5 proc., do 15,4 TWh, choć jego udział w miksie się zmniejszył.
Ujemne ceny i skok do 740 euro/MWh
Rynek był bardziej zmienny niż przed rokiem. Ujemne ceny wystąpiły w 675 z 8832 kwadransów (rok wcześniej w 544), ale najniższa cena wyniosła minus 19 euro/MWh wobec minus 61,08 euro/MWh przed rokiem. Ceny powyżej 100 euro/MWh notowano w 6244 kwadransach, ponad dwa razy częściej niż w III kw. 2025 r., a powyżej 300 euro/MWh w 79 kwadransach (rok wcześniej w 48).
Najwyższą cenę, 740,01 euro/MWh (3250 zł/MWh), rynek dnia następnego wyznaczył 14 września dla kwadransa 19.45–20.00. Wiatraki prawie nie pracowały, a produkcja z PV o tej porze była bliska zera. Zapotrzebowanie pokrywały głównie elektrownie na węgiel brunatny i gaz, a podobnie wysokie ceny w krajach sąsiednich ograniczały możliwość tańszego importu.
Ceny energii w Europie. Polska z najmniejszym wzrostem
W krajach sąsiadujących z Niemcami hurtowe ceny wzrosły średnio o 64,7 proc., do 125,87 euro/MWh. Wolniej niż w Niemczech drożało tylko w Polsce i w szwedzkim obszarze SE4. W Polsce średnia cena wyniosła 131,95 euro/MWh (579 zł/MWh), o 32,3 proc. więcej niż rok wcześniej, ale nadal powyżej poziomu niemieckiego.
Najmocniej drożało we Francji (o 144,2 proc., do 120,20 euro/MWh), w Belgii (o 82,5 proc.) i w norweskim obszarze NO2 (o 81 proc.). Najwyższą średnią cenę w zestawieniu miała Austria: 146,02 euro/MWh.
– Rosnące ceny paliw dają o sobie znać na całym rynku wewnętrznym, niemal niezależnie od dokładnej struktury wytwarzania – wyjaśnia w analizie Bundesnetzagentur.
Eksport energii
Import energii do Niemiec spadł o 22,7 proc., do 15,8 TWh, a eksport wzrósł o 39,2 proc., do 16,8 TWh. W efekcie kraj był w III kwartale eksporterem netto 1 TWh. Najwięcej energii Niemcy sprowadziły z Danii (3,9 TWh), a najwięcej sprzedały do Austrii (3,0 TWh). Eksport do Francji wzrósł o 209,2 proc., do 1,3 TWh, bo tamtejsze ceny hurtowe rosły wyjątkowo szybko.
Zmieniła się też transgraniczna wymiana handlowa z Polską. Import energii z Polski do Niemiec wzrósł o 49,9 proc., do 1,1 TWh, a eksport z Niemiec do Polski spadł o 21,1 proc., do 1,3 TWh. OZE odpowiadały za 72,2 proc. niemieckiego eksportu energii i za 50,7 proc. importu.
Ceny prądu i gazu dla gospodarstw domowych w Niemczech
Odbiorcy indywidualni płacili 1 kwietnia 2026 r. średnio 37,96 eurocenta za kWh (1,67 zł), o ok. 5 proc. mniej niż przed rokiem. To głównie efekt niższych opłat sieciowych, które zmalały o ok. 14 proc., do 9,17 eurocenta/kWh, dzięki federalnej dopłacie 6,5 mld euro (28,5 mld zł) do kosztów sieci przesyłowych.
Przy zużyciu 3500 kWh rocznie rachunek wynosi ok. 1329 euro (5836 zł), czyli 2,8 proc. przeciętnego dochodu netto gospodarstwa domowego.
Ulga może jednak okazać się krótkotrwała. Modelowana przez regulatora cena dla nowych klientów wzrosła ze średnio 35,39 eurocenta/kWh w I półroczu do 38,62 eurocenta/kWh (1,70 zł) we wrześniu, czyli o ok. 9 proc. W październiku cena ta wzrosła o kolejne 2,25 eurocenta, do 40,87 eurocenta/kWh (1,79 zł). Modelowana cena dla dotychczasowych klientów zwiększyła się w tym czasie tylko nieznacznie, do 35,8 eurocenta/kWh (1,57 zł).
– Dalszy wzrost cen dla nowych klientów może ograniczyć atrakcyjność zmiany sprzedawcy – zaznaczyła agencja.
W I półroczu sprzedawcę prądu zmieniło ok. 3,7 mln gospodarstw domowych, o ok. 2 proc. mniej niż rok wcześniej.
Podrożał też prąd w taryfach dynamicznych, dokładnie o 3,21 eurocenta w skali miesiąca, osiągając poziom 44,76 eurocenta/kWh (1,97 zł).
Odbiorcy przemysłowi płacili w październiku 16,33 eurocenta/kWh (0,72 zł) po uwzględnieniu wszystkich możliwych ulg, wobec 14,51 eurocenta/kWh we wrześniu. Bez ulg cena dla przemysłu wzrosła z 20,44 do 22,26 eurocenta/kWh (0,98 zł).
Gaz dla obecnych klientów kosztował 1 kwietnia 12,16 eurocenta/kWh (0,53 zł), praktycznie tyle samo co przed rokiem. Tańszy zakup paliwa (o ok. 10 proc.) zrównoważył wyższe o ok. 13 proc. opłaty sieciowe i wyższą o ok. 18 proc. opłatę za emisję CO2. Od kwietnia hurtowe ceny gazu wzrosły jednak o ok. 60 proc., a cena dla nowych klientów sięgnęła we wrześniu 11,33 eurocenta/kWh (0,50 zł), o ok. 12 proc. więcej niż średnio w I półroczu. W październiku wzrosła do 12,5 eurocenta/kWh (0,55 zł), podczas gdy modelowana cena dla obecnych klientów pozostała niemal bez zmian, na poziomie 10,35 eurocenta/kWh (0,45 zł).
Rekord OZE nie wystarczył, by zatrzymać drożejący prąd
Dane z Niemiec dobrze pokazują paradoks obecnego etapu transformacji. Rekordowa produkcja z OZE obniżyła obciążenie rezydualne o prawie 16 proc., a mimo to średnia cena hurtowa wzrosła o połowę. O cenie wciąż decydują godziny, w których nie wieje i nie świeci, a wtedy rynek ustawiają elektrownie na paliwa kopalne. Wrześniowy szczyt 740 euro/MWh po zachodzie słońca i coraz częstsze ujemne ceny to dwie strony tego samego problemu: brakuje magazynów i elastycznego popytu, które przesunęłyby tanią energię słoneczną na wieczór.
Dla Polski to ważny sygnał. Polski rynek, w którym węgiel wciąż ma duży udział, zanotował najmniejszy wzrost cen hurtowych w regionie, ale nadal płacił więcej niż Niemcy. Sprzężenie rynków sprawia, że szoki paliwowe szybko rozchodzą się falami po całej Europie, a przewaga krajów z dużą bazą OZE i magazynów będzie rosła wraz z każdym kolejnym kryzysem na rynku gazu. Przykład Niemiec pokazuje też, że niższe rachunki gospodarstw domowych mogą wynikać z decyzji politycznych, takich jak dopłata do kosztów sieci, a nie tylko z sytuacji na rynku hurtowym.
Patrycja Rapacka
patrycja.rapacka@gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy E-Magazyny Sp. z o.o.
Obserwuj nas w Google News
