Kiedyś brakowało słońca i wiatru, teraz jest ich czasem za dużo. Nie dość, że ceny są niskie lub ujemne, to jeszcze wytwórcy są wyłączani. Za każde takie wyłączenie trzeba zapłacić, a liczba "straconych" zielonych megawatogodzin rośnie w zatrważającym tempie.
Odgórny nakaz zmniejszenia produkcji energii lub jej całkowitego zaprzestania, znany jako nierynkowe redysponowanie (także – curtailment), na dobre zawitał w energetycznym systemie kraju. Tylko w 2025 roku redukcją objęto około 1,3 TWh energii elektrycznej, którą mogłyby wytworzyć elektrownie fotowoltaiczne i wiatrowe. To potencjalna wartość, ale i tak bardzo duża – roczne zapotrzebowanie kraju to niecałe 170 TWh. Zdecydowanie bardziej ograniczeniami są obejmowane farmy fotowoltaiczne (prawie 1 TWh w 2025 roku), w mniejszym stopniu farmy wiatrowe (około 0,4 TWh).
Sprawa redysponowania jest wielowymiarowa, dotyczy braku elastyczności źródeł, kiepskiej współpracy wytwórców, którzy wciąż uczą się działania na zreformowanym Rynku Bilansującym (techniczny rynek, na którym skupuje się brakującą w systemie moc lub płaci za jej zmniejszenie), czy niedostatecznej liczby magazynów energii elektrycznej, mogących przejąć nadwyżki z OZE.
Są to niemal zawsze przyczyny bilansowe. I co konieczne do zaznaczenia: redysponowane są duże instalacje, nigdy prosumenckie.
To też dodatkowe zadania dla operatora Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, Polskich Sieci Elektroenergetycznych, który wypłaca wytwórcom rekompensaty za to, że ich instalacje podlegają redysponowaniu. Przedsiębiorcy skarżą się z kolei na potencjalne nierówne traktowanie, a sprawę podjął Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów.
Z danych, które od PSE otrzymała redakcja WNP wynika, że redukcje to także kosztowny interes.
Poniższa infografika prezentuje nie tylko, jak rosły redukcje, ale i zmieniały się kwoty rekompensat. Jak dotąd wypłacono wytwórcom ponad 47 mln zł w cztery lata.
Od 2022 do 2025 roku liczba redysponowanych MWh wzrosła o 11 547,1 proc. Jednocześnie nie towarzyszył temu podobnie duży wzrost wypłacanych "odszkodowań" za objęcie instalacji redukcją. Nałożyło się na to kilka czynników, jak choćby reforma Rynku Bilansującego z 2024 roku, która zmieniła stan gry i jeszcze bardziej obniżyła ceny w szczycie generacji OZE.
Nie sposób jednak nie zauważyć, że w 2023 roku wypłacono ponad 19,5 mln zł. Skoro w jednym roku zapłacono tyle za 11 600 MWh (redukcja z 2022 r.) i 78 007 MWh (r. 2023), prowadzi to do wniosku: za MWh płacono ponad 215 zł rekompensaty. Tymczasem w 2024 roku było to zaledwie 2,6 mln zł, choć ograniczenia przekroczyły 689 GWh (prawie 0,7 TWh). Następnie ponownie wzrosły, do ponad 25 mln zł. O co tu chodzi?
PSE raportują jedynie, ile wypłacono w danym roku, bez doprecyzowania, za jaki okres. W dodatku w latach 2022–2023 nie było jeszcze impulsów, które doprowadzałyby do dłuższych okresów naprawdę niskich cen energii elektrycznej, a nawet ujemnej ceny. Do redukcji dochodzi zwykle przy nadmiarze OZE w systemie, więc i cena jest też niższa.
Nie wiadomo natomiast, ilu wytwórców zgłasza się po rekompensaty. Ważne jest też, w którym miesiącu i o której godzinie dochodziło do ograniczania produkcji oraz ile było godzin nie tylko z niskimi cenami, ale także z ujemnymi. Dlatego prognozowanie, ile kosztuje redysponowanie, to na ten moment wróżenie z fusów. Sytuację mogą poprawić magazyny energii, które będą przyjmowały nadwyżki.
Choć operator nazywa ograniczenia koniecznością, to druga strona – rynek – twierdzi, że nie zawsze tak jest. Jak mówi Ewa Magiera, prezeska zarządu Polskiego Stowarzyszenia Fotowoltaiki i Magazynowania Energii (PSFiME), redysponowanie to problem, który narasta, a mechanizm powinien być "stosowany wyłącznie jako środek ostateczny".
– Praktyka ostatnich lat pokazuje, że głównym adresatem redysponowania stają się instalacje fotowoltaiczne. W ocenie branży oznacza to odejście od pierwotnej logiki tego instrumentu, który miał mieć charakter nadzwyczajny, a nie rutynowy – ocenia Magiera.
Farma fotowoltaiczna i wiatrowa w Estonii, w pobliżu Paldiski Fot. Materiały prasowe / European Union, 2025 / EC - Audiovisual Service / CE - DG COMM / Raigo PajulaSzefowa PSFiME podkreśla przy tym, że rekompensaty nie zapewniają pełnego zwrotu wytwórcom. – Ograniczenie pracy instalacji oznacza utratę przychodów, konieczność ponoszenia kosztów operacyjnych mimo braku produkcji oraz dodatkowe obciążenia administracyjne związane z dokumentowaniem ograniczeń i składaniem wniosków o rekompensaty – wylicza.
Z analiz PSFiME wynika, że jeśli dalej będzie przybywać odgórnych wyłączeń OZE, to kwoty rekompensat będą liczone w setkach milionów złotych, a nie jak teraz – dziesiątkach. Dlatego apeluje, by uporządkować regulacje w kraju, z jednej strony po to, by ograniczyć koszty, z drugiej – aby sprawić cały system bardziej przewidywalnym.
Jak twierdzi Ewa Magiera, teraz czas na uporządkowanie zwłaszcza procesu wypłaty rekompensat, bo w obecnym stanie prawnym możliwość ich uzyskania jest ograniczona dla części wytwórców.
Głównie dzieje się tak z powodu zapisów w umowach przyłączeniowych. Na ten wątek wskazywano w jednym z raportów Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej. "Kluczowe w tym przypadku jest, czy umowa przyłączeniowa zawiera postanowienia gwarantujące niezawodność dostaw energii. W przypadku braku takich zapisów rekompensata nie będzie wypłacona" – czytamy.
– Sama procedura ubiegania się o rekompensatę jest wieloetapowa i naszym zdaniem przesadnie sformalizowana. PSE wymaga przygotowania obszernej dokumentacji, przeprowadzenia szczegółowych obliczeń i przejścia przez złożony proces weryfikacji, a termin rozpatrywania wniosków i wypłat jest bardzo długi – mówi szefowa PSFiME.
Nadciągające lato i trwająca wiosna to kolejny czas prób dla tego kruchego systemu. Pierwsze kwietniowe dane nie napawają optymizmem: trzy dni tego miesiąca to trzy dni z ograniczeniami pracy źródeł fotowoltaicznych. Niemal zawsze w tym czasie, gdy cena na rynku była bliska zeru.
Oglądasz archiwalną wersję strony Europejskiego Kongresu Gospodarczego.
Co możesz zrobić:
Przejdź do strony bieżącej edycji lub Kontynuuj przeglądanie
