Ceny energii na giełdzie – wykres godzinowy, który musisz znać

Wczorajszy rekord na polskim rynku dnia następnego znów namieszał w portfelach traderów i w budżetach zakładów przemysłowych, a wykres godzinowy cen energii elektrycznej na TGE potrafi w jednej minucie wystrzelić do 800 PLN/MWh i runąć o połowę w kolejnej. Kto obserwuje notowania bez przygotowania, widzi tylko zygzaki, podczas gdy z drugiej strony kryją się konkretne mechanizmy fizyka Krajowej Systemu Elektroenergetycznego, kalendarz notowań Fixingu I i II, kurs EUR/PLN wpływający na cenę CO₂ oraz cykliczność szczytów porannych i wieczornych. W tym tekście nie dostaniesz suchej instrukcji odczytywania osi dostaniesz pełny model myślowy, dzięki któremu jeden rzut oka na wykres powie Ci więcej niż pięć raportów analityków.

• Jak czytać wykres godzinowy cen energii na TGE
• Fixing I i II oraz notowania ciągłe co kształtuje kurs
• Wolumen i sezonowość cen RDN szczyt, dolina, rekordy

Jak czytać wykres godzinowy cen energii na TGE

Każdy notowany kurs na Rynku Dnia Następnego (RDN) podawany jest w PLN/MWh i dotyczy czystej energii, bez akcyzy, opłaty dystrybucyjnej oraz podatku VAT właśnie dlatego wykres tak mocno różni się od kwoty na rachunku domowym. Oś pozioma obejmuje 24 godziny doby: godzina 1 odpowiada przedziałowi 00:00-01:00, a godzina 24 przedziałowi 23:00-24:00. Oś pionowa zaczyna się zwykle od 150 PLN/MWh, lecz w szczycie zimowym potrafi sięgać 1000 PLN/MWh lub wyżej, więc stała skala bywa myląca przy szybkim przeglądzie.

Kolorowa legenda to drugie źródło wiedzy. Linia ciągła pokazuje kurs Fixingu I, linia przerywana Fixing II, a słupki tła odzwierciedlają wolumen obrotu w MWh. Różnica wysokości słupków między godzinami 3 a 19 bywa pięciokrotna to obrazuje, kiedy uczestnicy rynku naprawdę handlują, a kiedy jedynie domykają pozycje. Warto też zwrócić uwagę na punkty odstające: jeden słupek wyższy o 200% od sąsiadów sygnalizuje albo awarię bloku, albo wejście dużego odbiorcy przemysłowego z kontraktem bilansującym.

Skala interaktywna w narzędziach takich jak PSE Operator, TGE czy ARE pozwala przybliżać pojedyncze godziny, porównywać dni tygodnia i nakładać profil wiatrowy JWCD. Gdy nałożysz moc generacji z OZE na cenę godzinową, zobaczysz zależność niemal lustrzaną: każdy wzrost generacji wiatrowej o 1000 MW obniża kurs o 30-60 PLN/MWh, ponieważ zmienia się koszt krańcowy wytwarzania wygasają najdroższe jednostki gazowe i węglowe.

Praktyczny przykład pochodzi ze stycznia 2024. Między godziną 6 a 9 cena Fixingu I rosła z 380 do 540 PLN/MWh, bo uruchamiały się bloki węglowe i gazowe, a spadające nasłonecznienie nie bilansowało popytu. Między 13 a 15 notowanie spadło do 410 PLN/MWh, gdy fotowoltaika w szczycie generowała ponad 7000 MW. Wieczorny skok do 720 PLN/MWh wynikał z zahamowania OZE przy jednoczesnym wzroście zapotrzebowania na ogrzewanie i oświetlenie klasyczny profil trójschodkowy.

Warto też wiedzieć, że sesja giełdowa podzielona jest na trzy bloki: Fixing I (godziny 8:00-10:30), Fixing II (do 12:00, kurs do 13:00) oraz notowania ciągłe przez resztę dnia. Fixing I obejmuje wyłącznie oferty krajowe, Fixing II uwzględnia transgraniczną wymianę, a kurs łączny joint_trade powstaje jako średnia ważona wolumenem obu fixingów i sesji ciągłej. Wykres, który widzisz, to zwykle właśnie ten kurs łączny najbardziej miarodajny dla rozliczeń.

Fixing I i II oraz notowania ciągłe co kształtuje kurs

Fixing I to aukcja jednolitej ceny, w której TGE zbiera oferty kupna i sprzedaży do godziny 10:30, a kurs clearingowy wyznacza punkt przecięcia krzywych popytu i podaży. W tym bloku uczestniczą wyłącznie podmioty zarejestrowane w Polsce, bez uwzględnienia przepływów transgranicznych dlatego Fixing I bywa zawyżony lub zaniżony względem rzeczywistego bilansu KSE. Średnia różnica między Fixingiem I a kursem łącznym sięga 2-4%, lecz w godzinach szczytowych potrafi przekroczyć 10%.

Fixing II, zamykany do 12:00 z publikacją kursu przed 13:00, uwzględnia już oferty z importu i eksportu na połączeniach z Niemcami, Czechami, Słowacją i Litwą. To właśnie ten fixing najlepiej odzwierciedla fizyczny bilans mocy KSE i dlatego bywa przyjmowany jako referencyjny przez duże zakłady przemysłowe. W praktyce Fixing II jest zwykle niższy o 15-30 PLN/MWh od Fixingu I, ponieważ import energii z rynku niemieckiego (EPEX SPOT) obniża cenę krańcową.

Notowania ciągłe uzupełniają lukę i pozwalają korygować pozycje aż do 60 minut przed fizyczną dostawą. Wolumen sesji ciągłej stanowi około 30-40% dziennych obrotów RDN, a realizowane kursy tworzą dodatkową warstwę informacji o płynności rynku i napięciach bilansowych. Średnia ważona z całej sesji (joint_trade) to właśnie kurs publikowany jako oficjalna cena godzinowa TGE.

Różnice między fixingami tłumaczą, dlaczego traderzy arbitrażują oba bloki. Kupując na Fixingu I i sprzedając na Fixingu II, zarabiają na spreadzie wynikającym z późniejszego włączenia ofert transgranicznych. Arbitraż jest możliwy, ponieważ ceny Fixingu I publikowane są przed napływem danych o przepływach międzysystemowych reakcja rynku na te dane tworzy krótkotrwałą nierównowagę.

Czynniki kształtujące cenę godzinową

Miks wytwarzania to pierwszy i najważniejszy czynnik. Polska bazuje na węglu brunatnym i kamiennym (ok. 55-60% mocy zainstalowanej), gazie ziemnym (ok. 15%), OZE (ok. 35% mocy z możliwością generacji), a resztę uzupełnia import i elektrownie szczytowe. Gdy JWCD (Jednostki Wytwarzania Centralnie Dysponowane) pracują pełną mocą, koszt krańcowy rośnie, ponieważ operator uruchamia coraz droższe bloki najpierw węglowe, potem gazowe.

Warunki pogodowe wpływają na cenę natychmiast i mierzalnie. Wiatr powyżej 10 m/s potrafi zwiększyć generację wiatrową o kilka gigawatów w ciągu godziny, co obniża Fixing II o 40-80 PLN/MWh. Mróz poniżej -10 °C zwiększa zapotrzebowanie na ogrzewanie elektryczne i ciepłą wodę, podnosząc popyt szczytowy o 1500-2000 MW. Nasłonecznienie w lecie tworzy „duck curve" głęboką dolinę cenową między 11 a 15, po której wieczorem następuje gwałtowny wzrost.

Ceny surowców to trzecia warstwa. Indeks TTF (Dutch TTF) dla gazu wpływa na koszt pracy bloków gazowych; przy 35 EUR/MWh cena graniczna energii z gazu wynosi ok. 480 PLN/MWh. Cena CO₂ na EU ETS (80-90 EUR/t w 2024) dodaje ok. 220 PLN/MWh do kosztu wytwarzania z węgla. Węgiel ARA i PSCI index przekładają się bezpośrednio na koszt bloków węglowych każde 10 USD/t zmiany ceny węgla to ok. 18 PLN/MWh w cenie energii.

Popyt przemysłowy odpowiada za 35-40% zużycia energii w Polsce. Huty, cementownie, przemysł chemiczny i papierniczy mają profile dobowe różniące się od profilu gospodarstw domowych ich spadek zapotrzebowania w weekend potrafi obniżyć Fixing II w niedzielę o 80-120 PLN/MWh względem środy o tej samej porze. Z kolei odbiorcy indywidualni tworzą dwa szczyty: poranny (6-9) i wieczorny (18-21), a latem dodatkowo trzeci południowy klimatyzacyjny.

Wolumen i sezonowość cen RDN szczyt, dolina, rekordy

Wolumen obrotu na RDN wykazuje wyraźną cykliczność dobową i tygodniową. Najwyższe obroty przypadają na godziny szczytowe 8-10 i 18-20, gdy uczestnicy zamykają pozycje i domykają portfele handlowe. Najniższe między 1 a 5 rano, kiedy rynek śpi. Weekendowy wolumen spada o 25-35% względem środy, bo przemysł pracuje w ograniczonym zakresie, a niedziela potrafi mieć obroty trzykrotnie niższe od czwartku.

Sezonowość cen jest równie czytelna. Zima przynosi ceny Fixingu I rzędu 450-700 PLN/MWh w szczycie, lato 300-500 PLN/MWh. Wiosna i jesień plasują się pomiędzy, choć maj i wrzesień potrafią zaskoczyć wysokimi cenami przez niskie stany rzek i ograniczoną generację wodną. Najgłębsza dolina cenowa występuje w kwietniu i maju przy wysokiej generacji wiatrowej i fotowoltaicznej ceny godzinowe spadają wtedy do 180-250 PLN/MWh.

Rekordy cenowe koncentrują się wokół kryzysów. Sierpień 2022 przyniósł ceny godzinowe powyżej 2000 PLN/MWh w szczycie efekt suszy, niskiej generacji wiatrowej i rekordowych cen CO₂. Grudzień 2022 zamknął się średnią dobową 850 PLN/MWh. Styczeń 2024 roku ustanowił lokalny rekord 1180 PLN/MWh w godzinach 17-19 przez falę mrozów połączoną z niskim stanem wód i ograniczonym importem z Niemiec. Każdy z tych rekordów poprzedzony był dwiema-trzema sesjami ze stopniowym wzrostem ceny, co widać jako narastający „garb" na wykresie.

Dla odbiorcy przemysłowego kluczowe jest porównanie profilu zużycia z profilem cen. Zakład pracujący na trzy zmiany płaci średnio o 15% więcej niż zakład pracujący od 6 do 22, bo jego zużycie w nocy przypada na dolinę cenową. Przesunięcie procesów energochłonnych (pieców, sprężarek, ładowarek akumulatorów) na godziny 1-5 potrafi obniżyć koszt energii o 20-30% przy identycznym wolumenie to nie magia, lecz czysta arytmetyka wolumenów ważonych ceną.

Prosumenci i właściciele magazynów energii wykorzystują ten sam mechanizm w drugą stronę. Ładują baterię w nocy, gdy Fixing II spada do 200 PLN/MWh, i oddają energię do sieci o 19, gdy cena sięga 700 PLN/MWh. Różnica 500 PLN/MWh na każdej magazynowanej MWh, przy sprawności cyklu 85%, daje realny zysk ok. 425 PLN/MWh. To arbitraż godzinowy czysty jak fizyka: różnica cen wynika z różnicy czasowej między popytem a podażą, a magazyn zamyka tę lukę.

Co wynika z wykresu dla inwestora i odbiorcy

Trader widzi w godzinowym wykresie trzy rzeczy: spread Fixingu I do II, wolumen w godzinach szczytowych i nagłe skoki ceny. Pierwszy sygnał to okazja arbitrażowa, drugi to płynność (im wyższy wolumen, tym łatwiej wejść i wyjść z pozycji), trzeci to alert do zbadania przyczyny zwykle awaria lub skok zapotrzebowania przemysłowego. Warto zapisać się na automatyczne powiadomienia o odchyleniu kursu o więcej niż 30% od średniej kroczącej 7-dniowej.

Odbiorca przemysłowy czyta wykres inaczej. Szuka godzin najniższej ceny ważonej wolumenem swojego kontraktu. Jeśli profil zużycia obejmuje 60% energii w godzinach szczytowych, realna cena zakupu to średnia ważona tych godzin, a nie średnia dobowa. Dlatego optymalizacja profilu zakładowego daje większe oszczędności niż renegocjacja ceny kontraktu zmiana nawyku kosztuje mniej niż zmiana dostawcy.

Inwestor w magazyny energii lub OZE zauważa z kolei korelacje między ceną godzinową a generacją wiatrową. Wysokie ceny wieczorem przy niskim wietrze to sygnał do budowy magazynu. Niskie ceny w południe przy wysokim nasłonecznieniu to sygnał, że fotowoltaika wymaga wsparcia magazynowego lub elastycznych odbiorów, bo inwestycja sama w sobie nie zarabia na sprzedaży energii po cenie godzinowej w dolinie.

Uwaga: ceny RDN na wykresie to kursy hurtowe w PLN/MWh bez akcyzy, opłat dystrybucyjnych i podatku VAT. Cena na rachunku końcowym gospodarstwa domowego zawiera dodatkowo opłatę mocową, jakościową, sieciową stałą i zmienną łącznie różnica sięga 250-400% wartości kursu giełdowego.

Checklist przed analizą wykresu:
- Sprawdź, czy wykres pokazuje Fixing I, Fixing II czy kurs łączny joint_trade.
- Porównaj dzień z analogicznym dniem sprzed tygodnia i sprzed roku.
- Nałóż profil generacji OZE i zapotrzebowania PSE.
- Uwzględnij sezonowość styczeń i grudzień rządzą się innymi prawami niż maj.
- Sprawdź, czy cena nie odbija od historycznego rekordu (alert systemowy).

Źródła danych i aktualizacja

Towarowa Giełda Energii (tge.pl) publikuje kursy RDN codziennie do godziny 13:00 dnia następnego, z pełną rozpiską 24 godzin. PSE Operator (pse.pl) udostępnia dane godzinowe w formacie CSV przez API ENTSO-E, wraz z wolumenem i ceną ważoną. Agencja Rynku Energii (are.waw.pl) archiwizuje historyczne kursy sięgające 2000 roku, co pozwala na analizę trendu wieloletniego. Statystyki KSE obejmują profil generacji i zapotrzebowania w rozdzielczości godzinowej, idealnej do nakładania na wykres cen.

Każdy profesjonalny wykres powinien być interaktywny, aktualizowany automatycznie po Fixingu II i uzupełniany danymi wolumenowymi po zamknięciu sesji ciągłej. Najlepsze narzędzia łączą dane giełdowe z danymi pogodowymi, cenami CO₂ i TTF, tworząc spójny pulpit analityczny. Warto zapisać się na newsletter cenowy TGE lub alerty PSE, by otrzymywać powiadomienia o anomaliach cenowych automatycznie.

Czy wiesz, że: najwyższy historyczny kurs godzinowy na RDN wyniósł 2615 PLN/MWh (sierpień 2022, godzina 19), a najniższy w godzinach nocnych spadał poniżej 100 PLN/MWh wiosną 2023 przy wysokiej generacji wiatrowej? Ta rozpiętość ponad 25-krotna pokazuje, jak wielką dynamikę kryje polski rynek dnia następnego.