Oceniając stan polskiej energetyki, warto przyjrzeć się w pierwszej kolejności, z jakich źródeł produkujemy obecnie prąd oraz produkcji, konsumpcji, a także saldu eksportu i importu prądu. Dane dotyczące produkcji energii elektrycznej w perspektywie ostatnich ośmiu miesięcy pokazują Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE). Produkcja energii elektrycznej w okresie do końca sierpnia wynosiła 116,7 TWh energii. To wzrost rok do roku o 6,3 proc. W tym samym czasie konsumpcja energii elektrycznej wyniosła 113,8 TWh. Ta wzrosła o 4 proc. rok do roku z poziomu 109,5 TWh. Produkcja prądu w Polsce rosła także dlatego, że rósł eksport energii. O skali eksportu netto świadczą dane o saldzie wymiany zagranicznej. Wynosiło ono 2,8 TWh w okresie ośmiu ostatnich miesięcy. W analogicznym okresie roku poprzedniego saldo wynosiło zaledwie 0,35 TWh. Oznacza to, że Polska umocniła się jeszcze bardziej na pozycji eksportera energii netto.

Węgiel wciąż mocny

Elektrownie na węgiel kamienny odpowiadały w tym roku (pierwsze osiem miesięcy) za 48,1 TWh. Rok do roku jest to wzrost o 10,6 proc. W 2025 r. było to 43,5 TWh. W przypadku węgla brunatnego produkcja energii wynosiła w br. 22,1 TWh. To spadek rok do roku o 1,75 proc. Rok wcześniej ta produkcja wynosiła 22,5 TWh. Patrząc na inne źródła, produkcja energii elektrycznej z elektrowni gazowych wzrosła w tym roku o 5,9 proc. z 11,7 TWh do 12,4 TWh. Kolejne spadki udziału w miksie energetycznym notuje energetyka wiatrowa o 5,93 proc., z 15 TWh do 14,1 TWh. Duże wzrosty kolejny raz odnotowuje zaś fotowoltaika. Wzrost sięga 18,4 proc., z 15,2 TWh w 2025 r. do 18 TWh.

Udział węgla w produkcji energii elektrycznej za pierwsze osiem miesięcy się nie zmienił. Jeśli w 2025 r. udział węgla w miksie energetycznym Polski wynosił 60,1 proc., to w 2026 r. wynosi on niewiele więcej, bo 60,2 proc. (41,2 proc. węgiel kamienny, 19 proc. węgiel brunatny). Patrząc na udział innych źródeł energii w miksie energetycznym, to produkcja energii z elektrowni gazowych wynosiła 10,6 proc., fotowoltaika – 15,65 proc., lądowe farmy wiatrowe – 12,05 proc., a energetyka wodna – 1,5 proc.

Problemy OZE

Mimo wciąż niełatwych warunków rozwoju w Polsce moc polskich OZE rośnie. Zgodnie z danymi PSE z września moc zainstalowana farm wiatrowych na 1 sierpnia 2026 r. wynosiła 11 557 MW. Przekłada się to na przyrost o 3,7 proc. w stosunku do stanu z 1 sierpnia 2025 r. Natomiast moc zainstalowana fotowoltaiki na 31 lipca 2026 r. wyniosła 27 896 MW, co oznacza przyrost o 15,6 proc. w stosunku do stanu z 31 lipca 2025 r. Wyzwanie, które dokuczało w tym roku polskiej energetyce, to nadwyżki energii OZE względem aktualnego zapotrzebowania na energię i wyłączanie instalacji. Jak tłumaczy Forum Energii w sytuacjach, kiedy suma dostarczanej mocy w danej godzinie jest wyższa niż bieżące zapotrzebowanie, konieczne jest wykorzystanie magazynów energii elektrycznej, eksport nadwyżek energii, a nawet wyłączenia źródeł OZE. W sierpniu operator systemu przesyłowego był zmuszony do nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych OZE przez 197 godzin (26 proc. godz. w miesiącu) w trakcie 25 dni. Sytuacje te występowały głównie w godzinach południowych. Z danych Forum Energii wynika, że ograniczono generację 184,8 GWh energii elektrycznej. Z tego 155,1 GWh dotyczyło wielkoskalowych instalacji fotowoltaicznych (9,6 proc. potencjalnej produkcji). Z kolei 29,8 GWh dotyczyło farm wiatrowych (1,8 proc. potencjalnej produkcji).

Od początku roku do końca sierpnia ograniczono produkcję 1,6 TWh, co oznacza wzrost o 58,2 proc. względem analogicznego okresu 2025 r. W całym 2025 r. ograniczono niecałe 1,4 TWh. Skala ograniczeń w br. już w lipcu przekroczyła poziom z całego 2025 r. Z jednej strony PSE są zmuszone do takich decyzji, aby zachować równowagę między popytem a podażą energii, ale z drugiej takie odgórne decyzje wpływają na spadek opłacalności zielonego biznesu w Polsce.

W ostatnie wakacje trzy razy odnotowano także brak wymaganej rezerwy do mocy do produkcji energii. Problem najbardziej nasilił się w sierpniu wraz z niskim poziomem w polskich rzekach, które niektóre elektrownie wykorzystują do chłodzenia bloków.

Wyzwania braku rezerwy mocy

Tylko w sierpniu PSE ogłosiły dwa okresy przywołania na rynku mocy. Sytuacja najgorzej przedstawiała się 6 sierpnia, bo coraz więcej bloków węglowych musiało redukować prace. Sama w sobie sytuacja ta nie grozi blackoutem. Operator sięga po to narzędzie, by nie zabrakło nam mocy do produkcji energii. Z danych PSE wynikało, że kilka bloków węglowych musiało ograniczyć prace i dostarczyć mniej mocy do systemu. Ustawę o rynku mocy uchwalono pod koniec 2017 r. Ogłoszenie okresów przywołania na rynku mocy wynika z faktu, iż dostępna dla operatora nadwyżka mocy wytwórczych (ponad zapotrzebowanie odbiorców) była istotnie niższa niż wymagane dla bezpieczeństwa pracy systemu 9 proc. Uczestnicy rynku mocy otrzymują wynagrodzenie za pozostawanie w gotowości i realizację swoich obowiązków mocowych, gdy operator tego zażąda. Każdy z nas płaci za to w rachunku za energię pod postacią tzw. opłaty mocowej. Całkowity koszt rynku mocy tylko w 2026 r. ma wynieść 9,9 mld zł i jest wyższy o 55 proc. w porównaniu z 2025 r. Z tej opłaty finansujemy nie tylko dalszą pracę potrzebnych bloków węglowych, gazowych, ale i powstające magazyny energii.

Więcej za prąd?

Opłaty wzrosną w przyszłym roku wraz z wyższymi cenami energii na giełdzie, co źle wróży naszym rachunkom za prąd. Jak oceniają analitycy Biura Maklerskiego Pekao, ceny energii w taryfie dla gospodarstw domowych na 2027 r. mogą wzrosnąć o 19 proc. r./r.

Analitycy BM Pekao uważają, że cena w taryfie G (najpopularniejszej, z której korzysta kilkanaście milionów gospodarstw domowych) może sięgać 590 zł/MWh w związku z rosnącymi cenami gazu. Te z kolei są już ponad dwa razy wyższe względem poprzedniego roku.

Wciąż największe znaczenie mają jednak kontrakty na rynku terminowym energii elektrycznej, z dostawą na rok kolejny. Głównie ten kontrakt jest wyznacznikiem do weryfikacji wniosków taryfowych spółek energetycznych na następny rok. Kontraktują one z rocznym wyprzedzeniem energię, którą będą sprzedawać swoim klientom.

Komentarz Partnera

Przemysław Serba dyrektor ds. relacji z rynkiem korporacyjnym Grupy BIK

Nieopłacona faktura za energię kosztuje więcej, niż widać na rachunku

Każda nieopłacona faktura za energię elektryczną to coś więcej niż tylko brak wpływu na konto. Dla spółek energetycznych oznacza zamrożony kapitał i dodatkowe koszty operacyjne.

W przypadku klientów indywidualnych problem buduje się przez skalę, bo nawet jeśli pojedyncze zaległości są niewielkie, to już liczone w tysiącach urastają do poważnych kwot. Z kolei jeden nierzetelny odbiorca biznesowy może wygenerować straty odczuwalne już po miesiącu opóźnienia. Nic więc dziwnego, że coraz więcej firm energetycznych dochodzi do wniosku, że skuteczniejsze od odzyskiwania należności jest zapobieganie ich powstawaniu.

Wartość zaległego rachunku jest jedynie częścią rzeczywistego kosztu. Do kwoty widniejącej na fakturze trzeba doliczyć wydatki związane z obsługą sprawy, takie jak działania windykacyjne, pracę zespołów prawnych, koszty sądowe czy egzekucyjne. Do tego dochodzi jeszcze koszt kapitału zamrożonego w nieuregulowanych należnościach.

W sektorze energetycznym, który operuje na wysokich obrotach i relatywnie niskich marżach, nawet niewielki wzrost przeterminowanych płatności może szybko odbić się na wynikach finansowych. Co więcej, odzyskanie długu nie zawsze okazuje się opłacalne. Zdarza się, że koszty dochodzenia należności pochłaniają znaczną część odzyskanych środków. Dlatego branża coraz częściej przesuwa punkt ciężkości z windykacji na profilaktykę.

Największe znaczenie mają trzy etapy relacji z klientem: przed podpisaniem umowy, w trakcie jej trwania oraz podczas pojawienia się pierwszego opóźnienia płatności.

Mówi się, że najlepszym długiem jest ten, który nigdy nie powstał. Dlatego pierwszym krokiem powinno być poznanie potencjalnego klienta jeszcze przed zawarciem umowy. W przypadku konsumentów istotne znaczenie ma analiza historii płatniczej oraz potwierdzenie tożsamości osoby zawierającej umowę. To szczególnie ważne również przy odnawianiu kontraktów, aby uniknąć sytuacji, w której energia dostarczana jest na dane osoby zmarłej.

W przypadku przedsiębiorstw zakres analizy powinien być znacznie szerszy. Obejmuje on ocenę sytuacji finansowo-płatniczej, sprawdzenie powiązań kapitałowo-osobowych oraz weryfikację obecności na listach sankcyjnych. Takie informacje pozwalają podjąć świadomą decyzję o współpracy lub zabezpieczyć ją w odpowiedni sposób.

Kolejny etap ma już miejsce w trakcie trwania umowy. Wielu dostawców energii popełnia ten sam błąd: sprawdzają klienta raz, a następnie przez kilka lat współpracy zakładają, że jego sytuacja pozostaje niezmienna. Tymczasem realia rynkowe pokazują coś zupełnie innego. Kondycja finansowa przedsiębiorstw może zmienić się w ciągu kilku miesięcy. Pojawienie się nowych zobowiązań, wpis do rejestru dłużników czy zmiany właścicielskie często są pierwszym sygnałem nadchodzących problemów. Regularny monitoring pozwala wychwycić takie zmiany odpowiednio wcześnie. Dzięki temu spółka energetyczna może podjąć działania wyprzedzające, zanim pojawi się pierwsza niezapłacona faktura.

Trzeci etap pojawia się wówczas, kiedy klient przestaje płacić na czas i tu już liczy się przede wszystkim szybkość reakcji. W sytuacji pojawienia się problemów finansowych przedsiębiorstwa czy gospodarstwa domowego zwykle nie są zadłużone tylko wobec jednego wierzyciela. Stąd każdy dzień zwłoki zmniejsza szanse na odzyskanie pieniędzy. Dlatego wczesny kontakt z klientem, analiza jego sytuacji oraz natychmiastowe uruchomienie procedur mogą znacząco zwiększyć skuteczność odzyskiwania należności.

Przy milionach odbiorców żadnego z opisanych działań nie da się wykonać ręcznie, mimo że informacje dostępne w Rejestrze Dłużników BIG InfoMonitor czy rejestrach PESEL lub KRS są łatwe do pozyskania. Jednak ich sprawdzanie jeden po drugim przy zawieraniu setek umów dziennie nie ma racji bytu. Dlatego weryfikacja danych klienta i monitorowanie portfela powinny stać się częścią zautomatyzowanego procesu zarządzania ryzykiem.

W praktyce oznacza to integrację danych przez API i zasilanie systemów billingowych oraz CRM danymi z zewnętrznych źródeł. Ocena ryzyka pojawia się wówczas automatycznie przy zawieraniu umowy, a sygnały o zmianach docierają do zespołów rozliczeń bez zwłoki.

To oznacza przejście od reagowania na problemy do ich przewidywania. A właśnie taka zmiana podejścia może stać się jednym z najważniejszych elementów budowania stabilności finansowej sektora energetycznego. Bo dziś przewagę zyskują nie te firmy, które najlepiej windykują długi, lecz te, które potrafią sprawić, że długów po prostu powstaje mniej.

Rozwiązania, które zapewnia BIG InfoMonitor, są elastycznie dostosowane do potrzeb sektora energetycznego. Dlatego warto się z nimi zapoznać i zastanowić, jak mogą pomóc rozwiązać problemy z zaległościami płatniczymi.