Ceny energii w Europie. Ile kosztowała energia w sierpniu 2026 r.?

Ceny energii w Europie wyraźnie wzrosły w sierpniu 2026 r., ale różnice pomiędzy poszczególnymi rynkami pozostały bardzo duże. Średnia cena hurtowa na rynku dnia następnego wynosiła około 41 EUR/MWh w Finlandii, 118 EUR/MWh w Hiszpanii, 127 EUR/MWh w Niemczech i 134 EUR/MWh w Polsce, podczas gdy w części włoskich stref przekraczała 175 EUR/MWh. Dla inwestora oznacza to, że lokalizacja działalności energochłonnej w Europie wymaga analizy nie tylko średniej ceny energii, ale również zmienności rynku, miksu energetycznego, możliwości zawarcia długoterminowej umowy PPA oraz dostępności mocy przyłączeniowej.

Ile kosztowała energia elektryczna w Europie w sierpniu 2026 r.?

Porównanie rynku dnia następnego pokazuje bardzo duże zróżnicowanie cen energii w Europie. Jedne z najniższych poziomów odnotowano na północy Europy. W Finlandii średnia cena wyniosła około 41 EUR/MWh, podczas gdy na Sycylii zbliżyła się do 199 EUR/MWh.

Dla najważniejszych rynków z punktu widzenia inwestora sytuacja wyglądała następująco:

Dane wykorzystane w zestawieniu pochodzą z europejskich platform rynku energii, przede wszystkim ENTSO-E Transparency Platform – centralnej platformy prowadzonej przez Europejską Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Energii Elektrycznej – oraz, w przypadku części krajów nordyckich i bałtyckich, z danych rynku Nord Pool. Na ich podstawie obliczono średnie ceny rynku dnia następnego dla sierpnia 2026 r.

ENTSO-E Transparency Platform zapewnia publiczny dostęp do danych dotyczących m.in. cen rynkowych, produkcji, zużycia, przesyłu i bilansowania energii elektrycznej w Europie. Zestawienie pokazuje, że w sierpniu 2026 r. różnice pomiędzy poszczególnymi europejskimi strefami cenowymi były bardzo duże.

Nie są to ceny z faktur przedsiębiorstw. Cena hurtowa stanowi tylko jeden z elementów końcowego kosztu energii, do którego dochodzą m.in. opłaty sieciowe, podatki, opłaty krajowe oraz warunki konkretnej umowy z dostawcą. Komisja Europejska wskazuje właśnie koszt energii, opłaty sieciowe oraz podatki i inne obciążenia jako trzy podstawowe komponenty rachunku.

Dlaczego ceny energii w Europie wzrosły latem 2026 r.?

Jednym z głównych czynników pozostawała cena gazu, ale w sierpniu znaczenie miały również wysokie temperatury i warunki hydrologiczne ograniczające dostępność części źródeł energii. Na europejskim rynku dnia następnego cena jest ustalana według mechanizmu ceny krańcowej. Oznacza to, że w godzinach, w których do pokrycia zapotrzebowania potrzebna jest elektrownia gazowa, jej koszt może współdecydować o cenie rynkowej również w systemach, w których znaczna część energii pochodzi z innych źródeł.

Komisja Europejska zwraca uwagę, że przejście od rosyjskiego gazu rurociągowego w kierunku globalnego rynku LNG zmieniło zależności pomiędzy cenami gazu i energii elektrycznej. Większy udział odnawialnych źródeł obniża koszt w wielu godzinach, ale jednocześnie rynek staje się bardziej zmienny.

W 2026 r. dodatkowym czynnikiem stała się sytuacja geopolityczna na Bliskim Wschodzie. Na początku września Komisja Europejska wskazywała, że sytuacja na globalnym rynku pozostaje wyjątkowa, a produkcja LNG w Katarze była nadal wstrzymana. Jednocześnie fale upałów w Europie zwiększyły zużycie gazu w elektroenergetyce.

Nie oznacza to jednak, że UE spodziewa się niedoboru gazu. Komisja i państwa członkowskie oceniały 3 września, że nie występuje bezpośrednie zagrożenie bezpieczeństwa dostaw, wskazując m.in. na większą dywersyfikację dostaw, rozbudowane możliwości importu LNG i niższy popyt na gaz niż podczas kryzysu z lat 2021–2022.

Dlaczego ceny energii różnią się tak mocno między europejskimi rynkami?

Nie istnieje jedna europejska cena energii. Poziom cen zależy od miksu energetycznego, pogody, dostępności elektrowni, możliwości importu i eksportu energii oraz przepustowości połączeń transgranicznych.

Komisja Europejska wskazuje, że elektrownie gazowe i węglowe mają zwykle wyższe i bardziej zmienne koszty operacyjne niż źródła odnawialne czy jądrowe. W przypadku paliw kopalnych dochodzi również koszt emisji CO₂. Znaczenie ma ponadto stopień integracji z sąsiednimi systemami – większe możliwości przesyłowe pozwalają łatwiej importować energię z tańszego rynku.

Dlatego w sierpniu Finlandia mogła notować około 41 EUR/MWh, podczas gdy Polska przekraczała 134 EUR/MWh, a część włoskich stref 175–198 EUR/MWh. Sama średnia europejska nie pokazuje więc kosztowego otoczenia konkretnej inwestycji.

Czy energia w Polsce jest droga na tle Europy?

W sierpniu 2026 r. Polska znajdowała się w droższej części analizowanych europejskich rynków, ale nie należała do stref z najwyższymi cenami. Średnia cena około 134 EUR/MWh była wyższa niż w Niemczech, Francji czy Hiszpanii, ale niższa niż w Czechach, Austrii, na Węgrzech oraz w części włoskich stref cenowych.

Wysoki poziom cen hurtowych w Polsce nie powinien być jednak analizowany wyłącznie przez pryzmat jednego miesiąca. Dla inwestorów znaczenie ma również kierunek zmian w krajowym miksie energetycznym, ponieważ rosnący udział źródeł odnawialnych oraz rozbudowa sieci mogą w kolejnych latach wpływać na strukturę podaży i warunki kontraktowania energii.

Według najnowszych danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) udział energii elektrycznej z odnawialnych źródeł w całkowitej ilości energii wytworzonej i wprowadzonej do sieci w 2025 r. wyniósł 30,42%. Odpowiadało to 49,26 TWh energii z OZE przy 161,92 TWh energii wprowadzonej do sieci ze wszystkich źródeł.

Rozbudowywana jest również infrastruktura przesyłowa. Uzgodniony Plan rozwoju sieci przesyłowej PSE na lata 2025–2034 przewiduje około 4,7 tys. km torów nowych linii 400 kV, budowę 28 nowych oraz modernizację 110 istniejących stacji elektroenergetycznych. Łączne szacowane nakłady inwestycyjne PSE wynoszą ponad 64 mld zł do 2034 r.

Realizacja planu ma umożliwić m.in. wyprowadzenie mocy z około 18 GW morskich farm wiatrowych, rozwój około 45 GW fotowoltaiki i ponad 19 GW lądowej energetyki wiatrowej oraz przyłączenie elektrowni jądrowej na Pomorzu.

Co ceny energii w Europie oznaczają dla inwestora?

Dla przedsiębiorstwa planującego fabrykę, centrum danych, magazyn chłodniczy lub inną energochłonną działalność porównanie miesięcznych cen spot powinno być początkiem analizy, a nie jej końcem.

Przy wyborze lokalizacji warto zestawić przede wszystkim końcowy koszt energii dla konkretnego profilu poboru, dostępność wymaganej mocy i czas przyłączenia, możliwość zakupu energii w formule PPA (Power Purchase Agreement), czyli długoterminowej umowy zakupu energii elektrycznej zawieranej między wytwórcą a odbiorcą lub realizowanej z udziałem sprzedawcy energii, dostęp do własnej instalacji OZE lub magazynu energii oraz ekspozycję działalności na ceny w godzinach największego zapotrzebowania.

Ma to szczególne znaczenie przy projektach o dużym poborze mocy. Przykładowo różnica 20 EUR/MWh przy rocznym zużyciu 100 GWh oznacza około 2 mln EUR różnicy w koszcie zakupu energii rocznie, zanim uwzględnione zostaną opłaty sieciowe, podatki i pozostałe składniki rachunku.

To również jeden z powodów, dla których reforma europejskiego rynku energii zwiększa rolę kontraktów długoterminowych. Umowy PPA pozwalają dużym odbiorcom zabezpieczać warunki zakupu energii na dłuższy okres, natomiast dwustronne kontrakty różnicowe (CfD) są wykorzystywane przede wszystkim jako mechanizm stabilizujący przychody nowych źródeł wytwórczych. W szerszym ujęciu większy udział kontraktów długoterminowych ma ograniczać ekspozycję odbiorców i producentów na krótkoterminowe wahania rynku.

Czy wysokie ceny energii pozostaną problemem dla europejskiego przemysłu?

Wysokie i zmienne ceny energii pozostają istotnym czynnikiem kosztowym dla europejskiego przemysłu, szczególnie w branżach energochłonnych. Problem nie ogranicza się przy tym do cen hurtowych – dla przedsiębiorstw kluczowy jest końcowy koszt energii, obejmujący również opłaty sieciowe, podatki i pozostałe składniki rachunku.

Komisja Europejska nadal wskazuje wysokie ceny energii jako jedno z wyzwań dla konkurencyjności europejskiej gospodarki. Choć sytuacja na rynku ustabilizowała się względem szczytu kryzysu energetycznego z lat 2021–2023, przedsiębiorstwa pozostają narażone na wahania cen gazu, energii elektrycznej i uprawnień do emisji CO₂.

Skalę kosztów ponoszonych przez biznes pokazują dane Eurostatu. W II połowie 2025 r. średnia cena energii elektrycznej dla odbiorców niebędących gospodarstwami domowymi, zużywających od 500 do 2000 MWh rocznie, wynosiła w UE 18,37 euro za 100 kWh, czyli 183,7 EUR/MWh. Najwyższe poziomy odnotowano w Irlandii, na Cyprze i w Niemczech.

Dane Eurostatu pokazują więc, że presja kosztowa nie kończy się na rynku hurtowym. Dla europejskiego przemysłu coraz większego znaczenia nabiera możliwość stabilizacji kosztów energii poprzez kontrakty długoterminowe, własne źródła wytwórcze, magazyny energii oraz odpowiednie zarządzanie profilem zużycia. W przypadku nowych inwestycji koszt i dostępność energii stają się tym samym jednym z elementów analizy lokalizacyjnej obok kosztów pracy, infrastruktury i dostępu do rynku.

Źródła:

• ENTSO-E Transparency Platform
• Komisja Europejska – Electricity prices
• Komisja Europejska – Gas Coordination Group, 3.09.2026
• Eurostat – ceny energii dla przedsiębiorstw
• Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE)