W Polsce produkujemy coraz więcej prądu ze słońca i wiatru, ale nasza sieć nie radzi sobie z taką ilością energii. W efekcie operator musi co jakiś czas odgórnie wyłączać zielone elektrownie. Za to ograniczanie produkcji właściciele farm wiatrowych i słonecznych dostają odszkodowania. Ich suma przekroczyła już 100 mln zł. Kto za to płaci? My wszyscy, w rachunkach za prąd.
- Produkcja prądu przez elektrownie wiatrowe i słoneczne w Polsce dynamicznie wzrasta. Niestety, krajowa sieć elektroenergetyczna ma trudności z zagospodarowaniem nadwyżek czystej energii.
- W efekcie Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) są zmuszane do odgórnego wyłączania tych instalacji. Za niedostarczoną do sieci energię inwestorom przysługują zadośćuczynienia finansowe.
- Łączna kwota tych odszkodowań przekroczyła już 100 mln zł. Ciężar finansowania tych rekompensat spoczywa na szeregowych konsumentach – tak skonstruowany jest system.
- – Nadrzędnym kryterium jest to, by nie dopuścić do przeciążenia systemu i blackoutu – tak strategię operatora tłumaczy Marcin Izdebski, ekspert rynku energii z Centrum Strategii Rozwojowych.
- – Transformacja energetyczna postępuje szybciej niż rozwój elastyczności systemu elektroenergetycznego – wskazuje Kacper Kwidziński z Forum Energii.
Niedziela 26 lipca była na przeważającym obszarze Polski pogodna. Warunki atmosferyczne były sprzyjające dla odnawialnych źródeł energii. Ale jednocześnie tego dnia pobiły one niechlubny rekord.
Idzie nowa fala gorąca, ale pogoda szybko się załamie. Czy to już koniec lata?
„W niedzielę 26 lipca br. skumulowane nierynkowe redysponowanie OZE od początku 2026 r. osiągnęło 1382 GWh. To więcej niż w całym 2025 r.” – poinformowało w raporcie Forum Energii.
Za dużo energii, OZE do wyłączenia
Brzmi mocno technicznie, więc wyjaśnijmy: chodzi o mechanizm polegający na przymusowym ograniczaniu produkcji energii z odnawialnych źródeł, takich jak panele fotowoltaiczne czy farmy wiatrowe. Decyzję o takim ograniczeniu podejmuje operator systemu – w Polsce jest to państwowa spółka Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE). Robi to wtedy, kiedy widzi, że może dojść do sytuacji, w której prądu w sieci może być więcej niż potrzeba. Dlaczego taka nadpodaż jest problemem?
– Operator systemu wyłącza instalacje OZE wtedy, gdy nie jest w stanie inaczej zapewnić bezpieczeństwa pracy sieci – mówi Zero.pl Marcin Izdebski, ekspert rynku energii z Centrum Strategii Rozwojowych (CSR).
Dlaczego PSE nie może jednak wyłączyć np. elektrowni Kozienice, zamiast „poświęcać” czystą energię z odnawialnych źródeł?
– Elektrowni konwencjonalnych nie da się wyłączyć i włączyć ot, tak, w środku dnia, skoro wiemy, że prąd z nich będzie potrzebny w systemie wieczorem, kiedy już nie będzie światła słonecznego – tłumaczy Marcin Izdebski. – Nadrzędnym kryterium jest natomiast to, by nie dopuścić do przeciążenia systemu i blackoutu, bo koszty takiego zdarzenia mogą wynieść kilka–kilkanaście miliardów złotych.
Nie ma w tym przesady. Pokazuje to przykład Hiszpanii. Z szacunków banku RBC wynika, że blackout, który miał miejsce w tym kraju w kwietniu 2025 r., pociągnął za sobą koszty gospodarcze rzędu 2,25–4,5 mld euro.
Nasze drogie OZE
Skoro już wiemy, jaka może być cena blackoutu, „błahostką” może wydawać się suma rekompensat, które państwo polskie wypłaca producentom energii odnawialnej za ograniczanie produkcji. Jak informował niedawno „Dziennik Gazeta Prawna”, ich łączna wartość z ostatnich lat przekroczyła już 100 mln zł. Tak bowiem skonstruowany jest polski system: operator przesyłowy (PSE) ma obowiązek wyrównać straty producentom energii ze słońca i wiatru z tytułu tzw. nierynkowego redysponowania, o którym była mowa wyżej. Wynika to wprost z unijnych przepisów – rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady UE z 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej – a także z krajowego Prawa Energetycznego.
Tylko do lipca 2026 r. PSE przeznaczyły na rekompensaty 57,9 mln zł – ponad dwa razy więcej niż w całym poprzednim roku. W 2025 r. zredukowano 1376 GWh energii z farm wiatrowych i instalacji fotowoltaicznych (przypomnijmy, w tym roku do 26 lipca włącznie było to 1382 GWh).
– Producenci OZE dostają polecenie wyłączenia produkcji, a rekompensata jest im wypłacana na podstawie kalkulacji wolumenu energii, który teoretycznie byłby przez nich wyprodukowany w danych warunkach atmosferycznych – wyjaśnia Marcin Izdebski. – Mechanizm ten nie dotyczy jednak prywatnych właścicieli paneli fotowoltaicznych oddających nadwyżki do sieci (prosumentów), a tymczasem moc takich przydomowych instalacji to już 10 GW.
Jak podaje „Dziennik Gazeta Prawna”, w okresie od początku br. do lipca głównym źródłem niewykorzystanego prądu „zablokowanego” przez operatora była fotowoltaika. Generowała ona w przybliżeniu 70 proc. całkowitego wolumenu „odrzuconej” energii. To ona wystawiła więc największy rachunek.
Marcin Izdebski podkreśla, że – biorąc pod uwagę gigantyczne koszty potencjalnego blackoutu – „lepiej jest zapłacić producentom energii z OZE kilkadziesiąt milionów za energię, która nie mogłaby być zaabsorbowana przez system”. – Rachunek za to powinien być jednak rozłożony równomiernie między uczestników rynku (przede wszystkim podmioty, które powodują nadpodaż) zamiast obciążać wyłącznie konsumentów – zaznacza.
Tu bowiem dochodzimy do sedna problemu: koszty tych rekompensat stanowią element kosztów systemowych i operacyjnych ponoszonych przez PSE. Urząd Regulacji Energetyki (URE) uwzględnia te koszty w taryfach, a to oznacza, że w rachunkach wszystkich odbiorców prądu w Polsce zawarta jest swoista składka na rekompensaty dla producentów energii z OZE.
Transformacja pędzi, system nie nadąża
Co robić, by skala odgórnego ograniczania produkcji energii z paneli słonecznych czy wiatraków była w Polsce mniejsza? Zdaniem Kacpra Kwidzińskiego, kierownika projektu elektroenergetyka w Forum Energii, transformacja energetyczna postępuje u nas szybciej niż rozwój elastyczności systemu elektroenergetycznego.
– Potrzebujemy większych możliwości magazynowania energii, bardziej elastycznego zarządzania popytem, nowoczesnych sieci oraz rozwiązań zachęcających odbiorców do korzystania z energii wtedy, gdy jest jej najwięcej – wskazuje ekspert.
W zaktualizowanym Krajowym Planie w Dziedzinie Energii i Klimatu (KPEiK), przyjętym w czerwcu przez rząd, sporo mówi się o rozbudowie systemów magazynowania energii. KPEiK zakłada, że udział OZE w produkcji energii elektrycznej przekroczy 50 proc. już w 2030 r. Niezbędne będą więc kolejne magazyny pozwalające przechowywać nadwyżki energii. Prognozy w załącznikach do KPEiK zakładają, że moc magazynów energii w Polsce zwiększy się do 5,9 GW w 2030 r. i 19,1 GW w 2040 r. Na koniec ubiegłego roku łączna moc magazynów energii przyłączonych do krajowej sieci wynosiła ponad 2,3 GW – większość tej mocy stanowiły elektrownie szczytowo-pompowe (ESP).
Marcin Izdebski z CSR przyznaje, że magazyny energii w okresie letnim częściowo mogą rozwiązać problem nadprodukcji energii z OZE. – Warto jednak zauważyć, że problemy z ograniczaniem produkcji OZE i rezerwami mocy mają też państwa, które dysponują sporą liczbą elektrowni szczytowo-pompowych. Dzieje się to pomimo faktu, że pojemność ESP bywa nawet kilkukrotnie większa (kilka–kilkanaście godzin) od pojemności dziś projektowanych magazynów energii (2–4 godziny).
Magazyny energii to nie wszystko
– Nieracjonalnym jest oczekiwanie, że w przyszłości będziemy w stanie zmagazynować energię produkowaną przez OZE o mocy 2-3 krotnie większej niż bieżące zapotrzebowanie – stwierdza nasz rozmówca. – Tak więc wyłączenia też będą miały miejsce w przyszłości, chyba że na wytwórców zostanie nałożony i wyegzekwowany obowiązek dostosowywania produkcji do potrzeb systemu. Wtedy sami zredukują swoją moc.
Jeśli chodzi o dobrowolne ograniczanie produkcji, to mamy z tym problem ze względu na przepisy prawne. Są one skonstruowane tak, że wyłączanie zielonych elektrowni w sytuacjach nadwyżki energii zwyczajnie się nie opłaca.
– Paradoks polega na tym, że im więcej zbudujemy nowych źródeł wytwórczych, to tym szybciej te nowe będą traciły na rentowności – wskazuje Marcin Izdebski. – Elektrownie słoneczne i wiatrowe nie płacą za paliwo, produkują więc energię zawsze, nawet, gdy ceny na rynku energii są niskie bądź ujemne. Dodatkowo produkują ją masowo w jednym momencie – w słoneczny (fotowoltaika) lub wietrzny (wiatraki) dzień.
– Ta nadpodaż obniża ceny rynkowe, czasem nawet do poziomów ujemnych – zaznacza ekspert. – Ze względów czysto ekonomicznych źródła wytwórcze powinny wtedy same się wyłączać, ale problem w tym, że zniechęcają ich do tego mechanizmy regulacyjne. Przykładem są prosumenci, którzy założyli fotowoltaikę przed 2023 r. i są objęci systemem net metering (system opustów – red.). Nawet jeśli wprowadzą oni energię do sieci po ujemnych cenach, to mogą ją później odebrać, gdy ceny będą wysokie. To nie zniechęca ich do ograniczania produkcji, wręcz przeciwnie.
„Kraj węgla odkrywa OZE”. Niemcy cieszą się ze zmian w Polsce, martwi ich prezydent
Z tej perspektywy rozwój magazynów energii, choć istotny, nie wydaje się kluczowy dla zmniejszenia liczby odgórnych ograniczeń produkcji energii z OZE i kosztów, jakie z tego tytułu ponosimy. Pomóc mogą natomiast odpowiednie regulacje, które będą wpisywać się w logikę mechanizmów rynkowych.
