Dynamika rynków energii wymaga merytoryki i przejrzystości.
Łączymy rygor analityczny z doświadczeniem zdobytym w sercu systemu elektroenergetycznego, aby rzucać światło na to, co naprawdę ma znaczenie i tworzy wartość dodaną dla naszych klientów.
Budujemy analizy i narzędzia, które dają przejrzystość, zrozumienie i ustrukturyzowaną wiedzę na temat rynków energii.
Dzięki temu nasi klienci podejmują trafniejsze decyzje handlowe i inwestycyjne.
Rozwijane przez nas modele i narzędzia analityczne pozwalają śledzić i rozumieć czynniki fundamentalne wpływające na ceny hurtowe energii elektrycznej w Polsce, a także budować krótko- i długoterminowe prognozy cenowe. Nasi klienci mogą dzięki temu podejmować trafniejsze decyzje w zakresie handlu energią i zarządzania jej kosztami.
W oparciu o głęboką wiedzę i wyjątkowe doświadczenie z zakresu funkcjonowania Rynku Bilansującego (RB) oraz Rynku Mocy Bilansujących (RMB) tworzymy szyte na miarę opracowania i narzędzia odpowiadające na potrzeby naszych klientów.
Wspieramy naszych klientów w definiowaniu potrzeb związanych z analityką aktywów energetycznych, a także budujemy narzędzia i modele wspierające ocenę rentowności tych aktywów.
Xenda to platforma dająca holistyczny obraz Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE). Poniższe wykresy pozwalają śledzić aktualny bilans popytu i podaży na moc w Polsce, a także związane z nimi trendy cenowe. Pełne funkcje Xenda obejmują zaawansowaną analitykę rynku hurtowego i bilansującego oraz autorskie prognozy PLENTRA.
Rozwiązania PLENTRA opierają się na fundamencie głębokiej wiedzy i wyjątkowego doświadczenia naszego zespołu, partnerskich relacji z klientami oraz fascynacji elektroenergetyką.
Rozumiemy techniczne i ekonomiczne realia sektora. Nasz zespół tworzą eksperci z doświadczeniem w pracy dla Operatora Systemu Przesyłowego, w grupach energetycznych oraz w czołowych globalnych firmach doradczych.
Rozumiemy wartość współpracy opartej na zaufaniu i przejrzystej komunikacji. Nasze relacje z klientami cechuje wzajemny szacunek oraz zrozumienie potrzeb nakierowane na budowę użytecznych rozwiązań.
Tworzone przez nas rozwiązania wynikają z wiedzy oraz z aktywnej współpracy z naszymi klientami. Atutem PLENTRA jest etos naszego zespołu, zakorzeniony w głębokiej i nieustającej fascynacji elektroenergetyką.
Menedżer i doradca strategiczny. Ekspert w rozwijaniu biznesu w zakresie relacji strategicznych i inwestycji.
Specjalizuje się w sektorze technologicznym i energetycznym.
Były ambasador RP w Królestwie Danii, z doświadczeniem w pracy w sektorze energetycznym oraz publicznym, m.in. jako doradca w Ministerstwie Gospodarki i Ministerstwie Środowiska.
Doradza w zakresie ryzyka regulacyjnego oraz zajmuje się budową modeli rynków energii.
Były prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych, odpowiedzialny za zaprojektowanie i wdrożenie reformy Rynku Bilansującego z 2024 roku.
Partner i doradca strategiczny z wieloletnim doświadczeniem w obszarze strategii rozwoju i rynków energii.
Koncentruje się na modelowaniu matematycznym, analizach strukturalnych i planowaniu scenariuszowym.
Współpracował m.in. z Exxon Mobil, Fortum, Bain & Company, Strategy& oraz Arthur D. Little.
Krótkie odpowiedzi na pytania naszych klientów – zanim przejdziemy do analizy konkretnego przypadku.
Z uwagi na wielorakość zastosowań MEE, stos przychodów (revenue stack) może obejmować arbitraż, usługi systemowe, usługi sieciowe oraz systemy wsparcia inwestycji.
Arbitraż oznacza ładowanie MEE po cenach jak najniższych* i rozładowanie po cenach jak najwyższych, by uzyskać jak najwyższą marżę. Arbitraż może odbywać się na tym samym rynku (np. RDN) lub pomiędzy rynkami (np. RDN i RDB).
Usługi systemowe oraz sieciowe są wykorzystywane na potrzeby zarządzania pracą KSE. Obejmują one usługi bilansujące (moce bilansujące**, energia bilansująca), usługi napięciowe, usługi interwencyjne (IRP, IZP) oraz generację wymuszoną względami systemowymi. Usługi bilansujące świadczone są w oparciu o mechanizmy rynku bilansującego, tj. RMB oraz ZPG. Pozostałe usługi opierają się na kontraktach bilateralnych z PSE (co w praktyce uniemożliwia wiarygodne modelowanie tych strumieni) lub nie są dostępne dla MEE (usługi IRP i IZP, z uwagi na to, że MEE nie mają statusu odbiorcy).
Systemy wsparcia inwestycji, określane także jako mechanizmy mocowe, rynki mocy lub rynki zdolności wytwórczych, stanowią kolejny strumień przychodów możliwych do uzyskania przez MEE. Według stanu na czerwiec 2026 roku, ostatnia aukcja rynku mocy w Polsce (rok dostaw 2030) odbyła się w grudniu 2025 roku. W obliczu braku nowelizacji ustawy o rynku mocy i informacji co do kształtu nowego systemu wsparcia, oszacowanie przychodów z tego strumienia jest obarczone wysoką niepewnością.
* Ładowanie MEE przy ujemnych cenach hurtowych energii elektrycznej jest przychodem.** Moce bilansujące obejmują rezerwy FCRG, FCRD, aFRRG, aFRRD, mFRRdG, mFRRdD, RRG i RRD.IRP, IZP — interwencyjna ofertowa redukcja / zwiększenie poboru mocy przez odbiorców, KSE — krajowy system elektroenergetyczny, PSE — Polskie Sieci Elektroenergetyczne, RDN, RDB — rynek dnia następnego oraz rynek dnia bieżącego prowadzone przez Towarową Giełdę Energii (TGE), RMB — rynek mocy bilansujących, ZPG — zintegrowany proces grafikowania.
Ceny hurtowe energii elektrycznej są wypadkową wielu czynników, na które składają się ceny paliw, ceny uprawnień do emisji CO₂ oraz sytuacja bilansowa KSE (tj. wzrost zapotrzebowania na moc i energię, nowe i wycofywane moce wytwórcze, warunki pogodowe, ubytki awaryjne, postoje remontowe, wymiana transgraniczna).
Jedną z perspektyw na przyszłe ceny hurtowe daje tzw. rynek terminowy produktów energetycznych prowadzony przez TGE. Rynek ten, poprzez kontrakty BASE, PEAK5 czy OFFPEAK, wycenia energię elektryczną na następne kilka lat, a także na najbliższe kwartały, miesiące i tygodnie.
Drugą perspektywę daje modelowanie fundamentalne, które pozwala symulować mechanizmy cenotwórcze rynku hurtowego energii elektrycznej i stanowi punkt porównawczy dla notowań TGE.
Modelowanie PLENTRA pozwala testować wpływ różnych czynników (paliwa, CO₂, bilans mocy) i scenariuszy ich rozwoju na symulowane ścieżki cenowe energii elektrycznej na lata przyszłe, dając tym samym punkt porównawczy dla notowań TGE.
TGE — Towarowa Giełda Energii.
Redukcje generacji z pogodozależnych OZE takich jak fotowoltaika czy wiatr występują w wielu krajach i systemach elektroenergetycznych.
W obecnych uwarunkowaniach infrastrukturalnych i rynkowych, redukcje OZE są ostatecznym środkiem zaradczym mającym na celu zachowanie bezpieczeństwa pracy systemów elektroenergetycznych, które zależy między innymi od (i) zbilansowania generacji z zapotrzebowaniem na moc, (ii) utrzymania odpowiednich rezerw mocy bilansujących na potrzeby kontroli częstotliwości, (iii) utrzymania odpowiednich poziomów napięć, (iv) zapobiegania przeciążeniom elementów systemu.
Możliwość wystąpienia redukcji OZE ze względów bilansowych* pojawia się w okresach, gdy potencjał produkcji OZE przekracza KZM, powiększone o ładowanie MEE i eksport energii, a pomniejszone o tzw. minimum systemowe.
Minimum systemowe oznacza, że pewna liczba jednostek wytwórczych, węglowych, gazowych, jądrowych, biomasowych, musi pozostać na określonym poziomie generacji mocy do systemu (tzw. jednostki must-run). Wynika to z konieczności utrzymywania inercji systemu oraz rezerw mocy bilansujących w dół, ze względów ciepłowniczych, a także z ograniczonej elastyczności co do czasu wygaszenia i ponownego uruchomienia.
Przykładowo, jeśli potencjał generacji OZE wynosi 19 GW, KZM to 20 GW, ładowanie MEE to 1 GW, eksport to 2 GW, a minimum systemowe to 7 GW, redukcja wyniesie 3 GW [19 GW − (20 GW + 1 GW + 2 GW − 7 GW)], a generacja OZE wyniesie 16 GW.
Analizy PLENTRA pokazują, że minimum systemowe w okresie zimowym waha się między 7,4 GW i 10,8 GW, a w okresie letnim między 6,7 GW i 8,0 GW.
Redukcje OZE mogą być także dokonywane ze względów sieciowych, tj. w przypadkach, gdy występuje ryzyko przeciążenia określonych elementów systemu (linie elektroenergetyczne, transformatory) w określonych lokalizacjach. Redukcje OZE są powiązane ze zjawiskiem ujemnych cen hurtowych energii elektrycznej.
* Fizyka systemu elektroenergetycznego wymaga, aby w każdej jednostce czasu produkcja energii elektrycznej była równa zapotrzebowaniu. Brak tej równowagi (niezbilansowanie) objawia się odchyłką częstotliwości powyżej lub poniżej wartości zadanej (50 lub 60 Hz) oraz prowadzi do zaburzenia przepływów mocy. Niezbilansowanie może doprowadzić do niekontrolowanych, awaryjnych wyłączeń elementów systemu, a w konsekwencji do przerw w dostawach energii elektrycznej.GW — gigawat, KZM — krajowe zapotrzebowanie na moc, MEE — magazyny energii elektrycznej, OZE — odnawialne źródła energii.
Ujemne ceny energii elektrycznej są wyrazem sytuacji bilansowej w systemie elektroenergetycznym, ściśle powiązanej ze zjawiskiem wysokiej podaży generacji z pogodozależnych OZE oraz kwestią tzw. minimum systemowego.
W okresach wysokiej podaży mocy z OZE, jednostki must-run wolą sprzedać energię po cenie ujemnej („pozostać w ruchu i dopłacić za jej pobór"), niż ponosić koszty wyłączeń i ponownych uruchomień, które wpływają negatywnie na kondycję techniczną jednostek.
Ceny ujemne oraz powiązane z nimi redukcje OZE sygnalizują brak równowagi w zakresie rozwoju infrastruktury i rozwiązań rynkowych. Pokazują bowiem, że wzrost mocy OZE nastąpił bez jednoczesnego, współmiernego rozwoju zdolności do zagospodarowania nadwyżki generacji poprzez ładowanie MEE, elastyczności strony popytowej czy możliwości eksportu. Dodatkowo, zjawiska te wskazują również, że transformacja energetyczna nie może przebiegać w oderwaniu od fizyki systemów elektroenergetycznych.
Analizy PLENTRA pokazują, że w całym 2025 roku ceny ujemne na rynku spot (tzw. ceny RCE) pojawiły się w 1 414 kwadransach. Według stanu na 30 czerwca 2026 roku, ujemnych kwadransów było 960.
MEE — magazyny energii elektrycznej, OZE — odnawialne źródła energii, RCE — rynkowa cena energii elektrycznej publikowana przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne.