Wyobraź sobie, że zamykasz rok 2025, patrzysz na rozliczenia za prąd i próbujesz zdecydować: brać kontrakt na 2026, czy dalej jechać na spocie. Ten artykuł zbiera w jednym miejscu kluczowe liczby i wnioski z grudnia 2025 na TGE oraz wskazuje praktyczne konsekwencje dla firm z branży technicznej i energochłonnych odbiorców.
Grudzień 2025 przyniósł wyraźnie wyższe ceny energii w Polsce niż w wielu krajach Europy, mimo że w ujęciu miesiąc do miesiąca widoczny był spadek średnich stawek. Polska pozostawała w grupie najdroższych rynków, obok Włoch, Rumunii i Węgier, z poziomami powyżej 110 EUR/MWh, podczas gdy Francja i Skandynawia operowały w okolicach 60–70 EUR/MWh.
W ujęciu roku 2025 średnia cena na rynku dnia następnego w Polsce wyniosła około 104 EUR/MWh, co oznacza wzrost o około 8 procent rok do roku. Na tle tego wyniku grudzień wpisuje się w typową sezonowość – okres zimowy jest droższy, ale nie jest to już skala szoków cenowych z lat kryzysu energetycznego.
Początek grudnia był szczególnie bolesny dla odbiorców rozliczających się według cen spotowych – 1 grudnia średnia cena na RDN sięgnęła około 800 zł/MWh. W kolejnych dniach pierwszej dekady miesiąca ceny wciąż utrzymywały się w przedziale 700–750 zł/MWh, a dopiero po około 10–12 grudnia zaczęły spadać w okolice 450–550 zł/MWh.
Dopiero okres świąteczny przyniósł wyraźną ulgę – niższy popyt i lepsze warunki pogodowe zbiły ceny w okolice 400 zł/MWh, a 28 grudnia odnotowano miesięczne minimum w rejonie 314 zł/MWh. Średnia miesięczna cena (base) ukształtowała się na poziomie ok. 493 zł/MWh, co dobrze pokazuje, jak kilka bardzo drogich dni potrafi „podciągnąć” całą średnią.
Jeśli kupujesz energię po cenach spotowych, pojedyncze ekstremalne dni potrafią skasować korzyści z tańszych okresów.
W praktyce widzimy, że firmy z nieelastyczną produkcją (ciągła praca, brak możliwości reakcji na ceny godzinowe) są szczególnie narażone na takie skoki.
Dla instalatorów OZE i HVAC to mocny argument sprzedażowy dla magazynów energii, DSR i optymalizacji profilu zużycia.
Analizując cały rok 2025 na rynku dnia następnego, większość krajów Europy zanotowała wzrost cen rok do roku, ale skala zmian była różna. Polska z ok. 104 EUR/MWh była droższa niż Niemcy (ok. 89 EUR/MWh) i Czechy czy Słowacja, a w zimowych miesiącach trafiała do grona rynków o najwyższych cenach w Europie.
Na przeciwległym biegunie znalazła się Francja (ok. 61 EUR/MWh) i kraje skandynawskie, gdzie dzięki energetyce jądrowej, wodnej i wiatrowej hurtowa cena energii spadała nawet poniżej 60 EUR/MWh. To pokazuje, jak struktura miksu wytwórczego bezpośrednio przekłada się na konkurencyjność kosztową gospodarki.
Wysoki udział węgla i gazu, czyli technologii opartych na paliwach kopalnych oraz kosztownych uprawnieniach do emisji CO2.
Ograniczona elastyczność systemu i relatywnie niski udział taniej energii z OZE w zimowych miesiącach.
Konieczność częstego uruchamiania źródeł konwencjonalnych jako tzw. jednostek krańcowych, które wyznaczają cenę na rynku.
Grudzień 2025 potwierdził, że polski system nadal opiera się przede wszystkim na paliwach kopalnych – węgiel (kamienny i brunatny) odpowiadał za około 61 procent produkcji energii elektrycznej. Gaz ziemny osiągnął około 18 procent udziału – to historycznie wysoki poziom, co pokazuje rosnącą rolę energetyki gazowej w bilansowaniu systemu.
Energetyka wiatrowa odpowiadała za ok. 14 procent produkcji, a fotowoltaika zaledwie za około 3 procent, co wynika z krótkiego dnia i niskiego nasłonecznienia zimą. Biomasa i hydroenergetyka dały łącznie około 0,5 TWh, a fotowoltaika niespełna 0,4 TWh, co pokazuje, jak sezonowość ogranicza wpływ PV na zimowe rachunki za prąd.
Capacity factor wiatru był najniższy od czterech lat, mimo że łączna moc zainstalowana przekracza już 11 GW.
Mimo słabego miesiąca farmy wiatrowe osiągnęły bardzo korzystny capture rate na poziomie ok. 91 procent, co przełożyło się na ceny sprzedaży rzędu 450 zł/MWh.
Fotowoltaika przy ok. 25 GW mocy zainstalowanej pracowała z capacity factor ok. 2 procent – typowo dla grudnia, ale to oznacza, że instalacje PV w tym okresie generują niewielką część rocznej produkcji.
W praktyce widzimy, że w Twoim warsztacie – czy to jako instalatora, czy jako przedsiębiorcy – zimowa wydajność PV nie może być jedyną podstawą do kalkulacji oszczędności. Zimą kluczowe stają się magazyny energii, zarządzanie mocą oraz, w przypadku budynków, integracja PV z pompami ciepła i systemami inteligentnego
W grudniu 2025 ceny uprawnień EUA wzrosły do poziomów około 84–85 EUR/t, notując wzrost rzędu 4 procent miesiąc do miesiąca. Wzrost ten był napędzany m.in. aktywnością funduszy inwestycyjnych po stronie długich pozycji oraz ograniczeniami podaży z tytułu przerwy w aukcjach pod koniec roku.
W całym roku 2025 średnia ważona cena EUA wyniosła ok. 73–74 EUR/t, co potwierdzają analizy KOBiZE i innych instytucji monitorujących rynek CO2. Dla polskich elektrowni węglowych taki poziom CO2 istotnie podnosi koszt krańcowy wytwarzania energii, a więc bezpośrednio wpływa na notowania na TGE.
Na rynku gazu TTF grudzień 2025 przyniósł początkowy spadek do około 26,6 EUR/MWh, po czym w połowie miesiąca ceny odbiły powyżej 27 EUR/MWh w reakcji na prognozy ochłodzenia. W szerszym horyzoncie inwestorzy zaczęli jednak dyskontować rosnącą podaż LNG, m.in. dzięki uruchomieniu terminala Golden Pass, co działało stabilizująco na oczekiwania cenowe.
Ceny węgla energetycznego API2 w grudniu 2025 pozostawały relatywnie stabilne, z lekką tendencją spadkową – notowania oscylowały w okolicach 93–96 USD/t. Za spadkiem stało m.in. ograniczanie spalania węgla w krajach Europy Zachodniej, m.in. w Niemczech, gdzie zapotrzebowanie na węgiel spadło o kilkanaście procent rok do roku.
Dla Twoich klientów biznesowych przekłada się to na prosty wniosek: nawet przy stabilnych cenach węgla, wysokie EUA i rosnąca rola gazu utrzymują koszt krańcowy energii na wysokim poziomie.
Zapotrzebowanie na moc w Polsce w grudniu 2025 ponownie wzrosło rok do roku, co jest sygnałem poprawy aktywności gospodarczej oraz rosnącej elektryfikacji, m.in. w ciepłownictwie poprzez pompy ciepła. To dobra wiadomość dla sektora instalatorskiego – coraz więcej firm i gospodarstw domowych przechodzi na rozwiązania elektryczne, co zwiększa zapotrzebowanie na projekty w obszarze OZE, HVAC i automatyki.
Choć mocy OZE przybywa (ponad 25 GW PV i ponad 11 GW wiatru), ich efektywne wykorzystanie w grudniu było ograniczone przez warunki pogodowe i interwencje systemowe. Coraz częściej dochodziło do redysponowania przez PSE – w praktyce oznacza to redukcję generacji z OZE z powodów bilansowych, co spłaszcza realną krzywą produkcji mimo rosnącej mocy zainstalowanej.
Klienci biznesowi będą coraz bardziej pytać nie tylko „ile kW mocy”, ale „jak zarządzać energią w czasie” – magazyny, sterowanie, predykcja.
Projekty PV czy wiatrowe muszą uwzględniać potencjalne ograniczenia systemowe i ekonomiczne (capture rate, profile cenowe, możliwość kontraktów cPPA).
W Twoim warsztacie warto budować kompetencje nie tylko w montażu, ale też w analizie profilu zużycia i doborze modelu zakupu energii.
W drugiej połowie 2025 roku Polska stała się stałym importerem energii elektrycznej, a w grudniu średni import netto wyniósł około 327 MW na każdą godzinę. Na mapie Europy wyraźnie wyróżniała się Francja jako potężny eksporter netto, z wolumenami rzędu 10 000 GWh, opartymi o stabilną energetykę jądrową.
Kraje skandynawskie również pozostawały znaczącymi eksporterami dzięki niskokosztowej generacji wodnej i wiatrowej. Dla polskiego biznesu to jasny sygnał, że bez dalszej dywersyfikacji źródeł wytwórczych i rozwoju elastyczności systemu, konkurencyjność cenowa będzie pod presją, a import stanie się stałym elementem bilansowania rynku.
Patrząc na kontrakty terminowe na energię elektryczną w Polsce, grudzień 2025 pokazał wyraźną strukturę backwardation – ceny na najbliższe miesiące były wyższe niż wyceny na kolejne lata. Styczeń i luty 2026 wyceniano powyżej 500 zł/MWh, podczas gdy marzec spadał już w okolice 420 zł/MWh, a II kwartał 2026 stabilizował się przy 415–420 zł/MWh.
W III kwartale 2026 kontrakty osiągały ok. 450 zł/MWh, a IV kwartał wyceniano w okolicach 466 zł/MWh. Kontrakt roczny na 2026 wzrósł w grudniu, podczas gdy kontrakty na 2027 i 2028 lekko potaniały, co sugeruje, że rynek szczególnie obawia się najbliższej zimy, licząc jednocześnie na większą podaż tańszej energii w perspektywie kilkuletniej.
Firmy, które jeszcze nie zabezpieczyły energii na 2026 rok, stoją przed dylematem: droższa, ale pewna cena na najbliższy sezon czy gra na spadki na spocie.
Dla odbiorców z dużym udziałem pracy zimą (np. branża budowlana z zapleczem warsztatowym, mroźnie, przemysł lekki) kontrakty terminowe mogą być formą „ubezpieczenia” przed skokami 700–800 zł/MWh.
Instalatorzy i doradcy energetyczni mogą włączyć temat hedgingu energii do rozmów z klientami, obok inwestycji w OZE i efektywność energetyczną.
Pod koniec grudnia 2025 stopień napełnienia europejskich magazynów gazu wyniósł ok. 62,5 procent, wyraźnie poniżej dziesięcioletniej średniej rzędu 73 procent. Bardzo intensywne wypompowywanie gazu w drugiej połowie grudnia, spowodowane niskimi temperaturami, tworzy presję na ceny w 2026 roku.
Jeśli styczeń i luty 2026 okażą się mroźne, Europa może wejść w wiosnę z rekordowo niskimi zapasami gazu, co wymusi agresywne zakupy LNG na rynku spot i może wywołać krótkoterminowe skoki cen energii elektrycznej. To element niepewności, który przedsiębiorcy powinni brać pod uwagę przy planowaniu budżetów energetycznych na kolejne kwartały.
W praktyce widzimy, że dla firm z sektora OZE, HVAC i instalacji elektrycznych grudzień 2025 to kolejny argument, że „tanio i stabilnie” będzie przede wszystkim u tych, którzy aktywnie zarządzają energią. Nie chodzi już tylko o montaż fotowoltaiki, ale o budowę całych systemów 360°: produkcja, magazynowanie, sterowanie, optymalizacja taryf i kontraktów.
W Twoim warsztacie rozmowa z klientem biznesowym powinna obejmować dziś przynajmniej cztery wątki: profil zużycia w czasie, ekspozycję na ceny spotowe, potencjał redukcji mocy szczytowej oraz możliwość integracji OZE z pompami ciepła i magazynami energii. To dokładnie kierunek, w którym rozwija się ekosystem wsparcia instalatorów, szkolenia i narzędzia oferowane przez takie platformy jak Centrum360.pl.
Dane RCEm i ceny energii dla prosumentów: PSE – RCEm i analizy branżowe.
Raporty o tym, gdzie jest najdroższy prąd w Europie w 2025 roku: analizy rynkowe energii.
Rynek CO2 i EUA – szczegółowe raporty KOBiZE i instytucji badawczych.
Dla uzupełnienia obrazu rynku warto też śledzić cykliczne zestawienia cen energii na TGE oraz analizy dla przedsiębiorców, publikowane na branżowych portalach energetycznych.
Share on: