Rynek energii we wrześniu 2026: droższa zima i gaz pod presją
We wrześniu 2026 obserwowaliśmy dalszy wzrost cen energii i gazu. Wiatr dostarczył więcej prądu niż w sierpniu, ale słabnąca produkcja słoneczna i drogie paliwa ograniczały przestrzeń do spadków cen. W tym raporcie analizujemy produkcję i zapotrzebowanie w Polsce, ceny spot oraz wyceny przyszłych dostaw na TGE. Sprawdzamy, co wrześniowe zmiany oznaczały dla firm przygotowujących budżety energetyczne na zimę i 2027 rok.
Spis treściRozwiń cały spisZwiń spis
Wrzesień wzmocnił tendencję, którą opisywaliśmy w raporcie za sierpień: pojedyncze tanie doby na rynku spot nie oznaczały, że taniało zabezpieczenie przyszłych dostaw. Szczególnie wyraźnie widzieliśmy to w kontraktach na najbliższą zimę. Ich miesięczne ceny rosły szybciej niż wyceny kolejnych lat.
W naszych analizach tygodniowych powracały trzy tematy: ograniczona dostępność LNG, pogoda zmieniająca bieżący bilans systemu oraz koszt niezabezpieczonego zużycia. Dla odbiorców biznesowych był to miesiąc, w którym warto było ponownie zestawić budżet z tym, ile energii i gazu pozostawało jeszcze do kupienia.
Wrzesień w czterech liczbach
| Wskaźnik | Wrzesień 2026 | Zmiana względem sierpnia |
|---|---|---|
| Średnia dziennych indeksów TGeBase | 659,35 zł/MWh | +14,6% |
| BASE_Y-27 — miesięczna cena ważona wolumenem | 555,77 zł/MWh | +12,2% |
| Zapotrzebowanie — energia wyliczona z obciążenia systemu | 12,72 TWh | +0,9% |
| Produkcja energii z wiatru | 2,11 TWh | +42,7% |
Obliczenia własne Parsymonii na podstawie danych TGE i danych systemowych. Wrzesień ma 30 dni, a sierpień 31. Wiatr obejmuje źródła lądowe i morskie; porównanie obu miesięcy przeliczyliśmy na tej samej podstawie. Szczegóły podajemy w metodologii.
Rynek spot: droższy miesiąc mimo głębokich korekt
Średnia dziennych indeksów TGeBase wzrosła z 575,52 zł/MWh w sierpniu do 659,35 zł/MWh we wrześniu. Różnica wyniosła 83,83 zł/MWh. Każdej dobie dostawy przypisujemy w tej średniej jednakową wagę.
Rozpiętość cen była duża. Najniższy indeks przypadł na dostawę 5 września — 258,47 zł/MWh. Najwyższy odnotowano 14 września — 1082,09 zł/MWh. Między tymi dwiema dobami różnica przekroczyła 800 zł/MWh. Nie są to ceny pojedynczych godzin, lecz indeksy dobowe.
Wrzesień 2026 · cały miesiąc
Cena energii dzień po dniu
Dzienne indeksy TGeBase dla dostaw od 1 do 30 września 2026. Linie przerywane pokazują średnie dziennych indeksów z sierpnia i września.
Jednakowa waga każdej doby w średniej miesiąca. Indeks dobowy nie pokazuje ekstremów cen godzinowych.
Opracowanie: Parsymonia. Źródła: TGE / Energy Instrat — dzienne indeksy TGeBase według dat dostawy.Zakres wykresu: wrzesień 2026.
Na początku miesiąca oraz w jego drugiej połowie obserwowaliśmy okresy, w których poprawa warunków wiatrowych sprzyjała spadkom cen bieżących. W raportach tygodniowych zwracaliśmy jednak uwagę, że koszt paliw i obawy o zimę nadal podtrzymywały wyceny terminowe. Te dwa rynki reagowały na różne horyzonty ryzyka.
Przy zakupie indeksowanym taki miesiąc przypomina o znaczeniu profilu zużycia. Firma pobierająca energię głównie w godzinach wysokiej produkcji OZE może uzyskać inny wynik niż zakład pracujący wieczorem lub przez całą dobę. Ostateczne rozliczenie zależy od godzin poboru i formuły w umowie. Miesięczna średnia giełdowa jest punktem odniesienia do analizy kosztów, a nie gotową ceną na fakturze.
Produkcja i zapotrzebowanie: więcej wiatru, mniej słońca
Energia odpowiadająca obciążeniu systemu wyniosła we wrześniu 12,72 TWh, wobec 12,61 TWh w sierpniu. Wzrost o 0,9% może wydawać się niewielki, ale wrzesień był o jeden dzień krótszy. Po uwzględnieniu długości miesiąca średnie dobowe zapotrzebowanie zwiększyło się o 4,2%.
W produkcji OZE zobaczyliśmy zmianę sezonową. Wiatr dostarczył 2,11 TWh, wobec 1,48 TWh w sierpniu — o 42,7% więcej. Fotowoltaika wyprodukowała 2,15 TWh, o 25,1% mniej. Łącznie wiatr i słońce zapewniły 32,5% analizowanej generacji, czyli niemal tyle samo co miesiąc wcześniej, kiedy udział ten wynosił 32,6%.
Wrzesień 2026 · cały miesiąc
Skąd pochodziła energia we wrześniu?
Średnia dobowa moc generacji netto według źródeł oraz obciążenie systemu. Każdy dzień obejmuje 96 obserwacji 15-minutowych.
Warstwy pokazują generację, biała linia — obciążenie systemu. Ich różnica nie jest pomiarem importu ani eksportu. Energia w metrykach: suma mocy × czas interwału.
Opracowanie: Parsymonia. Źródła: ENTSO-E/PSE / Energy Instrat — generacja netto; PSE / Energy Instrat — obciążenie systemu.Zakres wykresu: wrzesień 2026.
Większa produkcja wiatrowa nie zrównoważyła w pełni spadku produkcji słonecznej. Po odjęciu obu źródeł od obciążenia systemu pozostało około 8,45 TWh zapotrzebowania do pokrycia przez pozostałe źródła, magazyny i wymianę zagraniczną. To o 2,4% więcej niż w sierpniu, mimo krótszego miesiąca.
Dla cen znaczenie miał również rozkład tej produkcji w czasie. Korzystny bilans w jednej dobie nie usuwał presji w dniach ze słabszym wiatrem ani w godzinach bez produkcji PV. Same sumy miesięczne nie pozwalają przypisać konkretnemu czynnikowi określonej części podwyżki. Pokazują jednak, dlaczego wzrost produkcji wiatrowej mógł współistnieć z droższą energią.
Kontrakty terminowe: największa presja na najbliższą zimę
Miesięczna cena kontraktu BASE_Y-27, ważona wolumenem transakcji, osiągnęła 555,77 zł/MWh. To o 60,25 zł/MWh więcej niż w sierpniu. Jeszcze większe wzrosty dotyczyły dostaw na IV kwartał 2026 i I kwartał 2027.
| Kontrakt | Średnia ważona cena we wrześniu | Zmiana m/m |
|---|---|---|
| BASE_Q-4-26 | 664,71 zł/MWh | +17,2% |
| BASE_Q-1-27 | 619,38 zł/MWh | +15,0% |
| BASE_Y-27 | 555,77 zł/MWh | +12,2% |
| BASE_Y-28 | 495,06 zł/MWh | +11,4% |
Wrzesień 2026 · cały miesiąc
Jak zmieniały się wyceny przyszłych dostaw?
Dzienne kursy rozliczeniowe (DKR) podczas 22 wrześniowych sesji. Wybierz kontrakty, które chcesz porównać.
DKR to kurs rozliczeniowy sesji. Średnie miesięczne w tabeli raportu wynikają z wartości i wolumenu transakcji. Weekendy pozostają odstępami między sesjami; nie dopisujemy notowań. Notowania BASE_Q-4-26 kończą się 28.09; linia nie jest przedłużana na kolejne sesje.
Opracowanie: Parsymonia. Źródła: TGE — notowania kontraktów terminowych OTF.Zakres wykresu: wrzesień 2026.
Przebieg sesji nie był jednostajny. Kurs rozliczeniowy BASE_Y-27 osiągnął 585,80 zł/MWh 14 września, a ostatnią sesję miesiąca zakończył na poziomie 538,40 zł/MWh. Końcowa korekta nie zmienia obrazu całego miesiąca: średni koszt transakcji był wyraźnie wyższy niż w sierpniu. Wykres przedstawia dzienne kursy rozliczeniowe (DKR), a tabela — średnie ceny transakcyjne. Nie należy traktować ich jako tej samej miary.
Wzrostom towarzyszyła większa aktywność. Obrót na rynku terminowym energii wyniósł 11,02 TWh, wobec 7,20 TWh w sierpniu. Według TGE był to najwyższy wynik od lutego 2022 roku. Bliższe okresy dostawy pozostawały droższe niż dalsze lata, co wskazywało na koncentrację ryzyka w sezonie zimowym. Nie stanowi to gwarancji spadku cen w przyszłości.
Chcesz śledzić takie zmiany przed kolejnymi decyzjami zakupowymi? Zapytaj o nasze płatne raporty tygodniowe — przedstawimy ich zakres i sposób współpracy.
Gaz i paliwa: koszty przed zimą pozostawały wysokie
Gaz był jednym z najważniejszych tematów wrześniowych analiz. Średnia ważona cena na polskim rynku spot RDNiBg wyniosła 344,35 zł/MWh, czyli o 22,9% więcej niż w sierpniu. Kontrakt gazowy na 2027 rok osiągnął miesięczną średnią 266,23 zł/MWh, rosnąc o 24,3%. Dane TGE za wrzesień.
W naszych raportach tygodniowych wskazywaliśmy na ograniczenia dostaw LNG związane z sytuacją wokół Cieśniny Ormuz oraz niższy niż rok wcześniej poziom europejskich zapasów gazu. Przed sezonem grzewczym oznaczało to mniejszy bufor na chłodniejszą pogodę lub kolejne zakłócenia dostaw. Informacje o możliwej deeskalacji przynosiły korekty, ale nie usuwały niepewności dotyczącej zimy.
Drogi gaz wpływa na koszty pracy elektrowni gazowych i wyceny na połączonych rynkach europejskich. Dlatego jego znaczenie dla polskiej ceny energii wykracza poza udział gazu w krajowej produkcji. Węgiel i uprawnienia EUA również pozostawały istotnymi składnikami kosztów wytwarzania, a osłabienie złotego zwiększało koszt paliw rozliczanych w walutach obcych.
Ropa powyżej 100 USD za baryłkę, odnotowywana we wrześniowych raportach tygodniowych, pokazywała szerszą presję na rynkach paliw. Jej wpływ na polską energię elektryczną jest przede wszystkim pośredni. Nie przypisujemy więc wzrostu cen prądu samej ropie czy jednemu wydarzeniu geopolitycznemu.
Co wrzesień oznaczał dla odbiorców biznesowych?
Budżet na 2027 rok wymagał aktualizacji. Wzrost średniej BASE_Y-27 o 60,25 zł/MWh odpowiada około 60,25 tys. zł na każde 1 GWh niezabezpieczonego zużycia, przy pełnym przełożeniu zmiany benchmarku na koszt towaru. To ilustracja skali ryzyka; rzeczywisty koszt zależy m.in. od wcześniejszych zakupów, profilu poboru, marży i warunków umowy.
Najbliższą zimę warto było oceniać oddzielnie od całego roku. Kontrakty kwartalne drożały szybciej niż roczne. Organizacja z dużym zużyciem zimowym mogła odczuwać tę zmianę mocniej niż firma o równomiernym poborze. Analiza powinna uwzględniać zarówno wolumen pozostający do kupienia, jak i jego rozkład w miesiącach.
Przy wielu PPE potrzebny był wspólny obraz umów i zużycia. Różne terminy zakończenia kontraktów oraz modele zakupu powodują, że nie każda lokalizacja jest tak samo narażona na podwyżki. Zestawienie tych danych pozwala ustalić priorytety i uniknąć podejmowania decyzji wyłącznie pod wpływem ostatniej sesji.
Więcej o dopasowaniu formuły zakupu do profilu organizacji piszemy w artykule Cena stała, dynamiczna czy model mieszany?. Taki przegląd portfela jest również częścią naszej kompleksowej usługi zarządzania portfolio energii.
Z jakimi pytaniami rynek wszedł w październik?
Na koniec września kluczowe pozostawały dostępność LNG, zapasy gazu przed zimą, prognozy temperatur i produkcji wiatrowej oraz zachowanie kontraktów na najbliższe kwartały. Po wrześniowej korekcie ważne było sprawdzenie, czy spadkom wycen będzie towarzyszyć trwała poprawa warunków dostaw.
Dla odbiorców oznaczało to potrzebę obserwowania rynku razem z własnym portfelem zakupów. Cotygodniowe raporty Parsymonii pomagają śledzić te zależności częściej, gdy miesięczne podsumowanie jest już niewystarczające do bieżącej oceny sytuacji.
Źródła i metodologia
Raport powstał na podstawie analiz przygotowywanych przez Parsymonię w ramach naszych tygodniowych raportów rynku energii. Wykorzystujemy dane Towarowej Giełdy Energii (TGE), PSE i ENTSO-E, w tym dane udostępniane przez Energy Instrat. Zakres analizy obejmuje 1–30 września 2026, z sierpniem jako miesiącem odniesienia.
Ceny dzienne przypisujemy do dat dostawy. Średnia TGeBase jest średnią arytmetyczną 30 indeksów dobowych. Publikowana przez TGE średnia ważona obrotem na RDN wyniosła 666,68 zł/MWh; wykorzystuje inne wagi i odnosi się do obrotu w miesiącu. Metodologia indeksów miesięcznych TGE.
Średnie kontraktów terminowych obliczamy jako wartość transakcji podzieloną przez wolumen. Daty na wykresie terminowym oznaczają sesje. Dla Q1-27, Y-27 i Y-28 mamy 22 sesje, a dla Q4-26 — 20, do 28 września. Nie przedłużamy jego notowań po zakończeniu obrotu.
Produkcję i zapotrzebowanie przeliczamy z obserwacji 15-minutowych: 2880 we wrześniu i 2976 w sierpniu. Wiatr w obu miesiącach obejmuje źródła lądowe i morskie. Sierpień przeliczyliśmy na aktualnym zbiorze, dlatego wartości produkcji różnią się od poprzedniego wydania, które obejmowało tylko wiatr lądowy. Fotowoltaika uwzględnia estymowaną produkcję prosumencką. Generacja jest liczona netto, a zmiany procentowe — przed zaokrągleniem wartości.
Różnica produkcji i obciążenia nie jest pomiarem rzeczywistego importu ani eksportu. Ceny hurtowe stanowią jeden z elementów końcowego kosztu energii odbiorcy.
Raporty tygodniowe Parsymonii
Chcesz otrzymywać cotygodniowe raporty rynku energii?
Śledź bieżące zmiany cen energii i gazu, kontrakty terminowe oraz najważniejsze czynniki wpływające na decyzje zakupowe.
Zostaw telefon i e-mail. Skontaktujemy się z Tobą, aby przedstawić zakres i ofertę płatnych raportów tygodniowych Parsymonii.
