PSE: 106 mln zł potencjalnych korzyści z lepszego bilansowania portfeli we wrześniu. Czy Twoja firma płaci w taryfie za błędy prognostyczne sprzedawcy energii?

1. Twarde dane z raportu PSE za wrzesień 2026 r.:
skąd bierze się 106 mln zł?

W opublikowanym 29 października 2026 r. opracowaniu „Bilansowanie handlowe POB — wrzesień 2026 r.” operator systemu przesyłowego zwraca uwagę, że w całym badanym okresie od stycznia 2025 r. do września 2026 r. nie nastąpiła trwała poprawa jakości bilansowania handlowego. Szczególnie istotnym sygnałem ostrzegawczym jest utrzymujący się wysoki udział okresów rozliczeniowych, w których stan zakontraktowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego odbiega od rzeczywistego zapotrzebowania o ponad 1 GW.

W grupie dziesięciu podmiotów o największych odchyleń (TOP 10 POB, których nazwy w raporcie są zanonimizowane) łączna suma dostawy i odbioru energii niezbilansowania dla poszczególnych podmiotów mieściła się we wrześniu w przedziale od 30 do 97 GWh (jest to suma bezwzględnych wolumenów odchyleń w obu kierunkach, a nie saldo netto ani zużycie odbiorcy końcowego). W skrajnym przypadku jednego z POB średnie odchylenie w skali miesiąca wyniosło −73 MW, a niezbilansowanie przekraczało pułap 100 MW w aż 55% okresów września.

Warto podkreślić istotne zastrzeżenie metodologiczne: kwoty 57 mln zł dla TOP 10 POB oraz 106 mln zł dla wszystkich POB to wynik symulacji potencjalnych korzyści z domknięcia pozycji na rynkach hurtowych, a nie zrealizowana oszczędność czy pojedyncza pozycja księgowa. Model PSE zakłada, że 20% niezbilansowania rozliczane jest po Cenie Energii Niezbilansowania (CEN), 40% po cenie Rynku Dnia Bieżącego (RDB) oraz 40% po cenie Rynku Dnia Następnego (RDN). Przy skrajnym niezbilansowaniu systemu stawki CEN w pojedynczych kwadransach potrafią sięgać dziesiątek tysięcy złotych za megawatogodzinę, podczas gdy ceny hurtowe SDAC w tym samym czasie są wielokrotnie niższe.

2. POB a odbiorca końcowy: jak koszty niezbilansowania przenikają do firm?

Bezpośrednią odpowiedzialność finansową za rozliczenie odchyleń z operatorem przesyłowym ponosi Podmiot Odpowiedzialny za Bilansowanie (POB) — najczęściej spółka obrotu sprzedająca energię lub wyspecjalizowany podmiot bilansujący. Nie wolno więc zakładać, że każdy zakład przemysłowy płaci automatycznie stawkę CEN za odchylenia swojego poboru.

Koszt słabego bilansowania dociera jednak do przedsiębiorstw pośrednio trzema kanałami kontraktowymi:

• Wyższa marża handlowa i opłata za profilowanie: sprzedawca, który nie radzi sobie z prognozowaniem portfela, wlicza bufor ryzyka CEN do stałej marży doliczanej do każdej megawatogodziny w ofertach dla firm.
• Klauzule pasma tolerancji (np. ±10–15% od grafiku): w kontraktach dla większych zakładów przekroczenie zadeklarowanego grafiku dobowego lub miesięcznego skutkuje obciążeniem odbiorcy rzeczywistym kosztem domknięcia pozycji na RDB/RB.
• Potrącenia w odkupie nadwyżek z własnej instalacji PV: w umowach odkupu energii z przyzakładowych źródeł OZE sprzedawcy coraz częściej przenoszą koszt niezbilansowania profilu generacji na wytwórcę.

3. Co powinien sprawdzić CFO i główny energetyk w umowie sprzedaży energii?

Dla zakładów produkcyjnych o zmiennym obciążeniu — z dużymi rozruchami silników, pracą zmianową lub własną fotowoltaiką — raport PSE jest sygnałem do weryfikacji zapisów umowy przed kontraktacją na kolejny rok:

1. Kto pełni funkcję POB i kto odpowiada za grafikowanie: czy obowiązek składania prognoz spoczywa na sprzedawcy, czy umowa wymaga od zakładu przesyłania wyprzedzających grafików poboru.
2. Zasady rozliczania odchyleń profilu: czy w umowie występują kary lub dopłaty za odchylenie zużycia od prognozy w interwałach 15-minutowych.
3. Dostęp do własnych danych 15-minutowych: zakład posiadający dokładny pomiar kwadransowy i przewidywalny profil (np. ustabilizowany sterownikiem EMS) jest dla każdego POB bezpieczniejszym klientem, co stanowi twardy argument negocjacyjny do obniżenia narzutu handlowego.