Forum Energii: system aukcyjny OZE wymaga reformy przed 2028 r. Bez decyzji grozi luka inwestycyjna

System aukcyjny stał się najważniejszym mechanizmem wsparcia wielkoskalowej fotowoltaiki i lądowej energetyki wiatrowej. Dzięki niemu wybudowano 4,2 GW mocy fotowoltaicznych oraz 3,3 GW mocy wiatrowych. Rozwój tych źródeł obniża hurtowe ceny energii w słoneczne i wietrzne dni. Fotowoltaika i lądowa energetyka wiatrowa zapewniają dziś również około 50 tys. miejsc pracy.

Podstawą systemu są 15-letnie, dwustronne kontrakty różnicowe, które stabilizują przychody wytwórców i ułatwiają pozyskiwanie finansowania. Gdy ceny rynkowe są niższe od poziomu określonego w aukcji, producent otrzymuje wyrównanie. Kiedy ceny rynkowe przekraczają cenę aukcyjną, wytwórca zwraca nadwyżkę do systemu. Mechanizm ogranicza więc ryzyko inwestycyjne, a jednocześnie chroni odbiorców przed częścią kosztów w okresach wysokich cen energii.

Mechanizm, który stabilizuje rynek i ogranicza koszty

Koszt tego rozwiązania jest niewielki. W latach 2018–2020 oraz 2023–2024 stawka opłaty OZE wynosiła 0 zł/MWh. W 2026 r. wynosi 7,3 zł/MWh, co odpowiada około 0,6 proc. rachunku za energię przeciętnego gospodarstwa domowego.

”Polskie aukcje OZE nie są kosztownym dodatkiem do rynku energii, lecz narzędziem ograniczającym ryzyko i koszt finansowania inwestycji. Ich dwustronna konstrukcja sprawiła, że w okresie wysokich cen producenci nie tylko nie otrzymywali dopłat, ale rozliczali nadwyżki na rzecz systemu. Nie powinniśmy więc rezygnować z aukcji. Musimy natomiast dostosować je do systemu, w którym problemem nie jest już wyłącznie brak nowych mocy, lecz także wartość produkowanej energii i możliwość jej wykorzystania w odpowiednim czasie” – komentuje Tobiasz Adamczewski, wiceprezes Forum Energii i współautor raportu.

Większy udział OZE wymaga zmian w systemie

Dotychczasowe aukcje premiowały przede wszystkim jak największą produkcję energii po możliwie najniższej cenie. Takie podejście było skuteczne na pierwszym etapie rozwoju rynku, jednak wraz ze wzrostem udziału źródeł zależnych od pogody coraz wyraźniej widać jego ograniczenia.

Liczba godzin z ujemnymi cenami energii wzrosła z 32 w 2023 r. do 362 w 2025 r. W tym samym czasie skala nierynkowego ograniczania produkcji OZE podwoiła się, osiągając 1,4 TWh. Aż 97,8 proc. tych redukcji wynikało z niedostatecznej elastyczności bilansowej systemu, a nie z ograniczeń sieciowych.

Coraz większa część instalacji fotowoltaicznych produkuje energię w tych samych godzinach, co obniża jej wartość rynkową. Jednocześnie rosną potrzeby bilansowania systemu. Nowy mechanizm powinien więc zachęcać inwestorów do lepszego dopasowania produkcji do zapotrzebowania, m.in. poprzez magazynowanie energii, odpowiednią konfigurację instalacji i aktywny udział w rynku bilansującym.

Decyzje potrzebne w 2026 r.

Notyfikacja Komisji Europejskiej dla obecnego systemu aukcyjnego wygaśnie z końcem 2027 r. Nie oznacza to zakończenia wsparcia dla istniejących instalacji, ale bez nowej podstawy prawnej kolejne projekty nie będą mogły zostać nim objęte.

Przygotowanie ustawy, przeprowadzenie procesu legislacyjnego i uzyskanie zgody Komisji Europejskiej może potrwać kilkanaście miesięcy. Autorzy raportu zwracają uwagę na to, że jeśli prace nad nowym systemem nie rozpoczną się jeszcze w 2026 r., Polsce grozi luka inwestycyjna sięgająca nawet 18 miesięcy. Jej konsekwencjami mogą być wyższe koszty kolejnych projektów, osłabienie krajowych łańcuchów dostaw, utrata miejsc pracy oraz opóźnienia w realizacji celów polityki energetycznej.

Zgodnie z Krajowym Planem w dziedzinie Energii i Klimatu (KPEiK) w 2040 r. Polska powinna dysponować 28,8 GW mocy w lądowej energetyce wiatrowej oraz 43 GW w fotowoltaice. Obecnie wartości te wynoszą odpowiednio około 11 GW i 27 GW.

Kontrakty różnicowe powinny lepiej odzwierciedlać rynek

Forum Energii rekomenduje utrzymanie dwustronnych kontraktów różnicowych, ale zmianę sposobu ich rozliczania. Obecnie podstawą jest TGeBase, czyli średnia dobowa cena energii na Rynku Dnia Następnego. Nie odzwierciedla ona jednak w pełni rzeczywistych cen uzyskiwanych przez instalacje w godzinach ich pracy.

”Nowy model powinien wykorzystywać miesięczne lub kwartalne indeksy cen uzyskiwanych w godzinach pracy źródeł OZE. Pozwoliłoby to lepiej zabezpieczyć przychody inwestorów, obniżyć koszt kapitału i jednocześnie zachować bodźce do reagowania na sytuację rynkową. Warto również pilotażowo sprawdzić bardziej zaawansowane mechanizmy, w których wysokość wsparcia nie zależy bezpośrednio od bieżącej produkcji, takie jak finansowe kontrakty różnicowe” – podkreśla Monika Morawiecka, współautorka raportu.

Autorzy nie rekomendują natomiast rozliczania każdej megawatogodziny bezpośrednio według ceny osiąganej w danym momencie. Takie rozwiązanie ograniczałoby ryzyko producenta, ale jednocześnie osłabiałoby zachęty do magazynowania energii i przesuwania jej sprzedaży na godziny większego zapotrzebowania.

Osobne aukcje dla każdej technologii

Energetyka wiatrowa i fotowoltaika uzupełniają się, ponieważ ich profile produkcji różnią się w ciągu doby i roku. Mimo to obecnie konkurują ze sobą w tych samych koszykach aukcyjnych. Utrudnia to administracji planowanie docelowej struktury miksu energetycznego, a inwestorom – przewidywanie warunków przyszłego rynku.

Forum Energii rekomenduje rozdzielenie koszyków aukcyjnych dla energetyki wiatrowej i fotowoltaiki oraz publikowanie przejrzystego, wieloletniego harmonogramu aukcji dla każdej technologii. Dla projektów łączących OZE z magazynami energii powinny powstać odrębne ceny referencyjne. Organizacja postuluje również usunięcie barier uniemożliwiających udział w aukcjach instalacjom korzystającym ze wspólnego przyłącza w formule cable poolingu.

Zmiany powinny objąć także waloryzację cen aukcyjnych. W okresie budowy pełna indeksacja nadal chroniłaby inwestorów przed nieprzewidywalnym wzrostem kosztów. Po uruchomieniu projektu waloryzowane powinny być jednak tylko koszty operacyjne, a nie cała cena aukcyjna.

Kryteria pozacenowe mają premiować wartość projektu

Od 2026 r. unijne rozporządzenie Net-Zero Industry Act wymaga stosowania kryteriów pozacenowych w aukcjach obejmujących co najmniej 30 proc. rocznego wolumenu lub 6 GW mocy. Polska musi zatem uwzględnić m.in. odporność łańcuchów dostaw, cyberbezpieczeństwo, odpowiedzialne prowadzenie działalności i zdolność do terminowej realizacji inwestycji.

Forum Energii proponuje przyznawanie dodatkowych punktów za dywersyfikację dostaw komponentów oraz wkład projektów w integrację z systemem elektroenergetycznym. Premiowane powinny być zwłaszcza magazyny zdolne do świadczenia usług systemowych, rozwiązania stabilizujące parametry sieci oraz zobowiązania do udziału w rynku bilansującym.

Kryteria należy wprowadzać stopniowo i z odpowiednim wyprzedzeniem. Powinny wspierać rozwój polskiego i europejskiego przemysłu, ale nie mogą nadmiernie podnosić kosztów inwestycji ani ograniczać konkurencji.

”Magazyn energii, bezpieczny falownik czy zdywersyfikowany łańcuch dostaw nie są dodatkami do projektu. Tworzą jego wartość dla całej gospodarki. Reforma powinna sprawić, żeby ta wartość była widoczna już na etapie aukcji, ale bez rezygnacji z presji na niskie ceny” – ocenia Dawid Trzeciak, współautor projektu.

Ewolucja zamiast rewolucji

Forum Energii postuluje zachowanie najważniejszych zalet obecnego systemu: konkurencji między inwestorami, przewidywalności przychodów, niższego kosztu finansowania oraz zwrotu nadwyżek w okresach wysokich cen energii. Jednocześnie mechanizm powinien lepiej odpowiadać na wyzwania związane z rosnącym udziałem źródeł zależnych od pogody.

Stawką reformy jest pogodzenie trzech celów: możliwie niskiego kosztu energii dla odbiorców, bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego oraz rozwoju krajowego przemysłu. Przygotowanie nowych zasad jeszcze w 2026 r. ma umożliwić płynne zastąpienie obecnego systemu po 2027 r. i ograniczyć ryzyko przerwy w inwestycjach w odnawialne źródła energii.