Materiał sponsorowany

System oparty w dużej mierze na OZE pociąga jednak za sobą pewne dodatkowe koszty. W Polsce koszty te mogą być na razie maskowane przez duży udział źródeł konwencjonalnych w produkcji energii, które ze swojej natury zapewniają równocześnie stabilizację systemu opartego na OZE. W rzeczywistości są to jednak inwestycje, które mogą przynieść dodatkowe korzyści, a w przyszłości – obniżenie cen energii.

System oparty na OZE

Koszt wytworzenia 1 MWh z nowych farm wiatrowych lub instalacji fotowoltaicznych wynosi poniżej 330 zł. Średnia cena hurtowa za jednostkę energii w Polsce w ubiegłym roku wynosiła około 450 zł – znacznie powyżej kosztu energii z OZE. Produkcja czystej energii jest obecnie najtańszą opcją dostępną na rynku, a wysokie koszty tych technologii szybko malały w ostatnich latach.

Niestety w tym przypadku nie wystarczą mechanizmy wspierające elastyczność strony popytowej – np. taryfy dynamiczne lub mechanizmy pozwalające czasowo zmniejszyć zużycie energii przez odbiorców (DSR Demand Side Response).

Na ten moment w Polsce zapewniają to elektrownie konwencjonalne, głównie węglowe, które są w stanie – w uproszczeniu – stosunkowo łatwo zwiększać lub zmniejszać produkcję energii w razie potrzeby. Jednakże te elektrownie zaczynają znikać z krajowego miksu elektroenergetycznego.

Kosztowny węgiel i gaz

Wygaszanie polskich elektrowni węglowych, które rozpoczyna się już teraz i będzie kontynuowane w przyszłości, nie wynika wyłącznie z regulacji klimatycznych i przepisów Unii Europejskiej. Elektrownie węglowe w kraju są już przestarzałe i stają się coraz bardziej awaryjne. Ponadto ich wykorzystywanie do stabilizacji systemu opartego na OZE – czyli zwiększanie i zmniejszanie mocy elektrowni – prowadzi do jeszcze większej awaryjności, ponieważ bloki te są przeznaczone do pracy w podstawie systemu. Średnia wieku tych elektrowni wynosi około 50 lat, a ich funkcjonowanie było planowane na około 50 lat. Podobnie przestarzałe są sieci dystrybucyjne o średniej wieku wynoszącej ponad 30 lat. Siłą rzeczy polski system elektroenergetyczny wymaga modernizacji – elektrownie węglowe zbliżają się do kresu swojego życia i śmierci technologicznej, a Polsce grozi luka wytwórcza.

Czy zatem pomogłoby zbudowanie nowych, nowoczesnych bloków węglowych? W obecnej sytuacji rynkowej i regulacyjnej inwestycje w nowe źródła węglowe mogłyby okazać się kosztami utopionymi. Ponadto polski węgiel jest najdroższy na świecie. Koszt wydobycia w kraju często jest dwukrotnie wyższy niż import surowca. Wynika to m.in. z głębokości, na jakiej jest wydobywany węgiel, stopnia zanieczyszczenia surowca oraz kosztów pracowniczych. Polskie górnictwo węgla kamiennego wymaga ogromnych dotacji od państwa – w 2025 r. na poziomie 9 mld zł. Dla nierentownych spółek górniczych zarezerwowano niemal 29 mld zł na dotacje z budżetu do 2031 r. W praktyce węgiel spalany w polskich elektrowniach jest więc w dużej mierze sprowadzany zza granicy, co ogranicza suwerenność energetyczną. Do tego dochodzą koszty zdrowotne zanieczyszczeń, które powodują około 40 tys. nadmiarowych zgonów rocznie i generują wymierne koszty dla systemu ochrony zdrowia w wysokości nawet 30 mld zł rocznie. W Polsce smog nie pochodzi z elektrowni, ale jego głównym źródłem jest niska emisja, pochodząca z gospodarstw domowych ogrzewanych paliwami stałymi, m.in. węglem.

W Polsce budowane są obecnie nowe elektrownie gazowe, które docelowo mają pracować jako wsparcie dla OZE, a nie jako podstawa systemu elektroenergetycznego. Są one pod tym względem lepsze i bardziej elastyczne niż bloki węglowe. Jednakże gaz również ma pewne wady. Jest on w jeszcze większym stopniu importowany niż węgiel – około 80 proc. pochodzi z importu – co uzależnia Polskę od zewnętrznych dostawców.

Już teraz chronią odbiorców w okresach drogiego gazu i cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Nowe odnawialne źródła energii w kontraktach różnicowych oddawały wówczas nadwyżkę do budżetu, obniżając ceny hurtowe.

Stabilizacja źródeł pogodozależnych

Jeśli z systemu zaczną „znikać” elektrownie konwencjonalne, wsparcie dla OZE trzeba będzie zapewnić w inny sposób – czyli kupować na rynku lub wymuszać regulacyjnie, a rola tych rozwiązań będzie się coraz bardziej zwiększać.

Na ten moment w Polsce funkcjonuje rynek mocy i umowy dotyczące black startu, czyli awaryjnego uruchamiania bloków konwencjonalnych „od zera” po blackoucie. Ponadto od 2024 r. – od momentu reformy rynku bilansującego – operator systemu, czyli Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) – coraz częściej kupują usługi stabilizujące pracę sieci właśnie na otwartym rynku. Usługi te mogą być świadczone przez właścicieli magazynów energii czy przez agregatorów, którzy uzyskaliby status Dostawcy Usług Bilansujących (DUB).

Do usług bilansujących należą rezerwy utrzymania częstotliwości (Frequency Containment Reserve), czyli rezerwy mocy czynnej dostępne w celu utrzymania częstotliwości systemu po wystąpieniu niezbilansowania:

• FCR – automatyczna regulacja pierwotna, najszybsza, aktywowana w ciągu kilku sekund w odpowiedzi na odchylenia częstotliwości w sieci;
• aFRR – (automatic Frequency Restoration Reserve) automatyczna regulacja wtórna, aktywowana w ciągu 30 sekund do 15 minut, przywracająca częstotliwość do wartości nominalnej;
• mFRR – (manual Frequency Restoration Reserve) ręczna regulacja, trzeciego stopnia, aktywowana w ciągu 15 minut, która stabilizuje częstotliwość i bilans mocy.
• RR – (Replacement Reserve) rezerwa wymiany, aktywowana w ciągu 30 minut do godziny, zastępująca inne usługi bilansujące w przypadku ich niedoboru.

Kupowanie tych usług na rynku to przejście na nowoczesny i transparentny model, w którym żadne koszty funkcjonowania systemu nie są ukryte. Magazyny energii, elektrownie gazowe szczytowe i mechanizmy elastyczności popytu zarabiają na stabilizacji. Jednocześnie obniża to ryzyko blackoutu i pozwala na dalszy rozwój systemu z dużym udziałem OZE w produkcji energii.

OZE to nie koszt – to inwestycja

Z kolei według ekspertów Forum Energii rynek mocy, który polega na płaceniu spółkom energetycznym za utrzymanie jednostek konwencjonalnych w gotowości do zapewnienia odpowiedniej mocy w razie potrzeby, w praktyce cementuje status polskiej energetyki węglowej, chociaż miał wspierać transformację.

Choć deklaratywnie mechanizm ten ma wspierać transformację, to w praktyce w dużej mierze utrwalił status quo polskiej elektroenergetyki, podtrzymując pracę starych i mało elastycznych bloków konwencjonalnych. Równolegle sprzyja on też budowie nowych mocy gazowych, podczas gdy magazyny energii mają ograniczone znaczenie. Konstrukcja rynku mocy wymaga uporządkowania i jednoznacznego zdefiniowania celu, aby w perspektywie następnej dekady zapewnić bezpieczną pracę KSE w warunkach bezemisyjnego miksu.
Forum Energii

Jednocześnie zwracają uwagę na duże koszty, jakie generuje ten system.

Rynek mocy uzupełnił spadające przychody konwencjonalnych jednostek wytwórczych i dał impuls do budowy nowych mocy. Jest to jednak bardzo kosztowne rozwiązanie i wieloletnie zobowiązanie. Szacujemy, że w latach 2021–2046 mechanizm ten pochłonie łącznie ok. 200 mld zł (w cenach bieżących) i będzie stanowił znaczącą pozycję na rachunku wszystkich odbiorców. Operator systemu oraz Ministerstwo Energii zapowiadają utrzymanie rynku mocy, można więc zakładać, że koszty będą rosnąć w kolejnych latach.
Forum Energii

Usługi bilansujące kupowane na rynku, bardziej dostosowane do nowoczesnego systemu energetycznego z dużym udziałem OZE w produkcji energii, okazują się więc inwestycją, a nie stratą. Zwłaszcza biorąc pod uwagę przyszły potencjał w ostatecznym obniżeniu cen energii w Polsce. Zgodnie z szacunkami Forum Energii różnica w cenie energii elektrycznej pochodzącej z węgla i z OZE z roku na rok powiększa się na korzyść energetyki odnawialnej. W 2025 r. kosztowała ona ok. 270-340 zł/MWh w porównaniu do 740 zł/MWh z „czarnego złota” – i to już po uwzględnieniu kosztów stabilizacji systemu elektroenergetycznego.

Wynika to nie tylko z kosztów technologii i surowców, ale także z efektu mechanizmu merit-order. Im większy udział OZE w miksie, tym niższa średnia cena energii na hurtowym rynku TGE. Farmy wiatrowe i fotowoltaiczne mają bardzo niskie koszty zmienne (prawie zerowe koszty paliwa), więc w godzinach ich wysokiej produkcji wypierają droższe bloki węglowe i gazowe z rynku. Efekt jest widoczny: w okresach silnego wiatru lub słońca ceny na Rynku Dnia Następnego spadają nawet do poziomów ujemnych.

Koszty stabilizacji takiego systemu oczywiście istnieją, ale dotyczą modernizacji całego systemu, który musi być już wymieniony – na jakikolwiek. A bardzo dobrym wyborem okazuje się energetyka odnawialna. Zgodnie z raportem Instrat ambitny scenariusz OZE wymaga ok. 40 mld zł więcej na sieci do 2040 r. niż scenariusz opóźniony – to mniej niż koszt jednego bloku jądrowego, a zwraca się w niższych cenach energii i mniejszym zużyciu paliw kopalnych. Opóźnianie transformacji podnosi jednostkowy koszt energii o około 7 proc. do 2040 r. w porównaniu ze scenariuszem ambitnego rozwoju OZE. Scenariusz z dominacją OZE (na poziomie nawet 70–80 proc. w 2040 r.) w rzeczywistości generuje niższe całkowite koszty systemowe niż utrzymywanie węgla – mimo wyższych nakładów inwestycyjnych na sieci i bilansowanie.

Modernizacja i inwestycje są koniecznością

ą

„Transformacja energetyczna powinna być postrzegana jako inwestycja w konkurencyjność gospodarki, bezpieczeństwo oraz długoterminowe obniżenie kosztów energii. Rozwój OZE to dziś nie kwestia ideologii, lecz racjonalny wybór ekonomiczny i najtańsza ścieżka modernizacji polskiej energetyki” – skomentował Paweł Ryglewicz, dyrektor ds. regulacji w Sunly Polska.

Koszty transformacji należy oceniać nie w oderwaniu od rzeczywistości, ale w zestawieniu z rosnącymi kosztami utrzymywania przestarzałego, wysokoemisyjnego systemu opartego na węglu, który jest coraz droższy i do którego konsumenci dopłacają coraz więcej. Odnawialne źródła energii, nawet przy uwzględnieniu nakładów na sieci i bilansowanie, są bardziej konkurencyjne kosztowo, a inwestycje w elastyczność systemu i tak są elementem koniecznej modernizacji polskiej elektroenergetyki.
Paweł Ryglewicz, dyrektor ds. regulacji, Sunly Polska

„Coraz wyraźniej widać, szczególnie w kontekście ostatnich wydarzeń na Bliskim Wschodzie, że bezpieczeństwo energetyczne należy budować na niezależności – a to oznacza rozwój źródeł odnawialnych, które wzmacniają suwerenność energetyczną i ograniczają zależność od importowanych paliw” – dodał ekspert. „Nie można pomijać też ukrytych kosztów paliw kopalnych, za które płacimy wszyscy i to z roku na rok coraz więcej. OZE coraz częściej stają się narzędziem stabilizacji cen energii i zwiększania odporności gospodarki na zewnętrzne kryzysy”.

Kluczowym wyzwaniem nie jest sam rozwój OZE, lecz tempo dostosowania infrastruktury i regulacji do nowoczesnego modelu systemu energetycznego. W tym ujęciu rozwój OZE staje się nie tylko wyborem środowiskowym, ale przede wszystkim gospodarczym i strategicznym. Modernizacja i inwestycje w system są koniecznością – należy jedynie zadać racjonalne pytanie, czy jest sens na siłę inwestować w coś, co już przemija, czy też racjonalnie zaplanować rozwój systemu w taki sposób, który uniezależni nas i zapewni długoterminowe bezpieczeństwo nam, naszym dzieciom i wnukom.
Paweł Ryglewicz, dyrektor ds. regulacji, Sunly Polska

OZE i bezpieczeństwo energetyczne

Energetyka odnawialna zwiększa bezpieczeństwo energetyczne kraju dzięki temu, że jest to energia produkowana na miejscu. Nie wymaga importu surowców energetycznych zza granicy, których ceny w dużym stopniu zależą od geopolityki, co uwypukla się zwłaszcza w momencie konfliktów i wojen.

W przypadku Polski dużym atutem niedługo mogą stać się zwłaszcza morskie farmy wiatrowe – Polska wyrasta na regionalnego lidera, a na miejscu powstaje łańcuch produkcji. Warunki na Bałtyku pozwalają na budowę dużych mocy wytwórczych, co pozwoli na uzupełnienie luki wytwórczej powstałej po wygaszanych elektrowniach węglowych. Ponadto rozproszone OZE zwiększają odporność krajowej energetyki w przypadku konfliktów zbrojnych, co obrazuje wojna w Ukrainie.

Zmiana systemu elektroenergetycznego Polski to nie tylko konieczność ze względu na jego wiek i awaryjność. Rozwój źródeł odnawialnych i odpowiedniej infrastruktury pozwolą w przyszłości obniżyć ceny energii elektrycznej w Polsce, co pokazują analizy różnych organizacji. Energetyka odnawialna jest w tym przypadku tańsza nawet po uwzględnieniu konieczności inwestycji w sieci i system. Na podobne wnioski zwróciła również uwagę Tinne Van der Straeten, nowa CEO WindEurope, w rozmowie z Energetyką24. Z przeprowadzonego przez organizację badania, analizującego koszty różnych systemów energetycznych, taki oparty na OZE okazuje się najtańszy. „Moim zdaniem byłby to odpowiedni i osiągalny scenariusz również dla Polski” – przekazała Tinne Van der Straeten.