Polska wyłącza rekordowe ilości zielonej energii. Dlaczego nie potrafimy jej wykorzystać?

Jeszcze kilka lat temu przymusowe ograniczanie produkcji energii ze słońca i wiatru należało w Polsce do rzadkości, natomiast obecnie staje się coraz częstszym elementem zarządzania Krajowym Systemem Elektroenergetycznym. Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) coraz częściej nakazują farmom zmniejszenie mocy albo całkowite wstrzymanie produkcji, ponieważ w określonych godzinach podaż energii przewyższa zapotrzebowanie oraz możliwości jej wyeksportowania, zmagazynowania lub wykorzystania w inny sposób. Można byłoby podejrzewać, że operator świadomie ustępuje miejsca innym źródłom, jednak powód jest znacznie bardziej prozaiczny. OZE nie są ograniczane dlatego, że wytwarzana przez nie energia jest niepotrzebna, lecz dlatego, że system musi pozostawać zbilansowany w każdej sekundzie, a długotrwała przewaga produkcji nad zużyciem mogłaby doprowadzić do utraty stabilności i awarii obejmującej nie tylko Polskę, ale również połączone systemy europejskie.

Wyłączenia stały się częścią codzienności

Skala ograniczeń rośnie znacznie szybciej niż jeszcze kilka lat temu przewidywała większość inwestorów. Jak wynika ze sprawozdań URE, w 2023 roku PSE ograniczyły produkcję OZE o 66 GWh, a operatorzy sieci dystrybucyjnych o kolejne 4,16 GWh, co łącznie niewiele ponad 70 GWh. W 2024 roku PSE ograniczyły ok. 722 GWh, natomiast operatorzy dystrybucyjni kolejne 27 GWh – łączny wolumen wzrósł do blisko 750 GWh (ponad dziesięciokrotnie). W 2025 roku niewytworzony wolumen sięgnął niemal 1,4 TWh, przy czym ok. 97,8 proc. redukcji wynikało z problemów z bilansowaniem całego systemu, a nie z fizycznego przeciążenia konkretnych linii lub transformatorów.

Jeszcze mocniej sytuację pokazują dane z 2026 roku. Według danych Forum Energii od stycznia do końca lipca ograniczono 1425,8 GWh potencjalnej produkcji OZE, czyli o 61 proc. więcej niż w tym samym okresie poprzedniego roku i zarazem więcej niż przez cały 2025 rok. Szczególnie widoczne było to w słonecznym lipcu, kiedy redukcje występowały przez 276 godzin i pojawiły się w 28 z 31 dni, a do sieci nie trafiło 252,4 GWh możliwej produkcji. Z tej wielkości 156,6 GWh przypadło na wielkoskalową fotowoltaikę, co odpowiadało 9,8 proc. jej potencjalnej generacji, natomiast 95,7 GWh dotyczyło farm wiatrowych i stanowiło 4,3 proc. energii, którą mogłyby w tym czasie wytworzyć.

Nie znaczy to, że przez 276 godzin wszystkie farmy w kraju pozostawały wyłączone. PSE wskazują konkretne instalacje i określają wielkość wymaganej redukcji, a polecenia trafiają bezpośrednio do źródeł przyłączonych do sieci przesyłowej albo za pośrednictwem operatorów dystrybucyjnych. Najczęściej dzieje się to w godzinach południowych, gdy tysiące instalacji fotowoltaicznych jednocześnie osiągają wysoką produkcję, podczas gdy zużycie prądu nie rośnie w podobnym tempie. Latem problem może pojawiać się niemal codziennie, a szczególnie dotkliwe są słoneczne weekendy i dni świąteczne, kiedy pracuje mniej zakładów przemysłowych.

Sieć nie zawsze jest winna

Rosnące wyłączenia często przedstawia się jako prosty skutek wieloletnich zaniedbań w rozbudowie sieci. Rzeczywiście, infrastruktura wymaga ogromnych inwestycji sięgających dziesiątek miliardów złotych, jednak oficjalne dane pokazują, że dotychczas większość redukcji nie wynikała z braku miejsca w konkretnym przewodzie, lecz z nadwyżki energii w skali całego kraju.

W 2024 roku PSE ograniczyły produkcję fotowoltaiki o ok. 595 GWh z przyczyn bilansowych, podczas gdy na ograniczenia sieciowe przypadło zaledwie 2,09 GWh. W energetyce wiatrowej proporcja była podobna, ponieważ bilansowanie odpowiadało za ok. 118 GWh redukcji, a problemy sieciowe za 7,03 GWh. Operatorzy dystrybucyjni również ograniczali źródła z powodu przeciążeń linii, transformatorów i nadmiernego wzrostu napięcia, ale skala tych działań była znacznie mniejsza niż interwencji PSE służących bilansowaniu całego systemu.

Nowe linie pozwolą przyłączać kolejne instalacje i przesyłać energię między regionami, lecz nie staną się nagle rozwiązaniem każdej nadwyżki. Jeśli w słoneczne południe niemal wszystkie farmy fotowoltaiczne zwiększają produkcję jednocześnie, a przemysł, gospodarstwa domowe i sąsiednie państwa nie potrzebują dodatkowej energii, nawet rozbudowana sieć nie stworzy odbiorcy. Kable mogą przenieść prąd z miejsca na miejsce, ale nie potrafią przesunąć go z południa na wieczór.

Nadwyżki nie zawsze mają dokąd uciec

Naturalnym rozwiązaniem wydaje się sprzedaż energii za granicę, jednak sąsiednie państwa coraz częściej mierzą się z podobnym problemem. Słońce świeci równocześnie nad Polską, Niemcami i Czechami, a duża produkcja wiatrowa również potrafi objąć kilka rynków jednocześnie i dlatego w godzinach krajowej nadwyżki zagraniczni odbiorcy nie zawsze potrzebują dodatkowego prądu. Potwierdzają to ceny hurtowe, które w okresach wysokiej generacji OZE spadają do zera, a coraz częściej przyjmują wartości ujemne.

W 2025 roku na polskim rynku odnotowano blisko 400 godzin z cenami ujemnymi, co stanowiło sygnał, że energii jest więcej, niż rynek potrafi w danej chwili wykorzystać. Możliwości wymiany ograniczają ponadto przepustowość połączeń transgranicznych, sytuacja sąsiednich systemów oraz marginesy pozostawiane dla bezpieczeństwa. PSE korzystają z pomocy operatorów i redysponowania transgranicznego, ale eksport nie jest studnią bez dna, do której można skierować każdą krajową nadwyżkę.

Rachunek jest większy niż rekompensaty

Najbardziej widocznym kosztem ograniczeń są pieniądze wypłacane wytwórcom za energię, którą mogliby wyprodukować, gdyby nie otrzymali polecenia zmniejszenia mocy. Według danych przytoczonych przez Dziennik Gazetę Prawną tylko od początku 2026 roku do lipca rachunek za rekompensaty wyniósł 57,9 mln zł, a więc ponad dwa razy więcej niż przez cały 2025 rok, natomiast łączna wartość dotychczasowych wypłat przekroczyła 100 mln zł. Koszty redysponowania są pokrywane w ramach kosztów funkcjonowania systemu przesyłowego, a następnie uwzględniane w rozliczeniach ponoszonych przez odbiorców. Kwota rekompensat nie jest jednak pełną ceną wyłączeń. Dochodzą do niej koszty działań bilansujących, utrzymania innych jednostek w gotowości oraz utracone przychody tych wytwórców, którzy rekompensaty nie otrzymują. Pozostaje również niewykorzystana możliwość zastąpienia produkcji wymagającej paliwa energią o niemal zerowym koszcie zmiennym. Próba przypisania każdej niewytworzonej megawatogodzinie jednej ceny byłaby myląca, ponieważ jej wartość zależy choćby od sytuacji rynkowej, modelu, systemu wsparcia i zawartych przez inwestora umów.

Nie każda wyłączona farma dostanie pieniądze

Warto też zwrócić uwagę na fakt, że prawo do rekompensaty nie przysługuje każdemu wytwórcy, który został zobowiązany do ograniczenia produkcji. Wypłata może zostać wykluczona, jeżeli umowa przyłączeniowa zawiera postanowienia o braku gwarancji niezawodnego odbioru energii z przyczyn związanych z koniecznością równoważenia produkcji i zapotrzebowania. Dlatego przy rozpatrywaniu wniosku PSE analizują zapisy umowy oraz zwracają się do właściwego operatora dystrybucyjnego o potwierdzenie, czy przewidziane w niej wyłączenie obejmuje przyczynę konkretnego redysponowania. Jeżeli umowa nie zawiera takich postanowień, wniosek może być dalej procedowany. Dla inwestora ryzyko nie kończy się więc na chwilowym zatrzymaniu instalacji.

Rosnąca liczba redukcji jest jednym z gorszych scenariuszy jakie można sobie wyobrazić, bo utrudnia oszacowanie przyszłej produkcji, pogarsza przewidywalność przychodów i może zmieniać warunki finansowania kolejnych projektów. Farma zaprojektowana na kilkadziesiąt lat musi zarabiać również wtedy, gdy na rynku przybywa źródeł pracujących w podobnych godzinach, dlatego banki i inwestorzy coraz ostrożniej oceniają założenia dotyczące możliwej do sprzedania energii. dlatego W tym kontekście istotna jest skala dalszych inwestycji. Sunly rozwija projekty w Polsce i państwach bałtyckich, a finansowanie w wysokości 300 mln euro ma przyspieszyć budowę portfela 1,3 GW obejmującego źródła słoneczne, wiatrowe, magazyny oraz parki hybrydowe. Cały portfel projektów spółki znajdujących się na różnych etapach rozwoju przekracza 20 GW. Tak duża skala planowanych inwestycji sprawia, że problem wyłączeń przestaje być wyłącznie bieżącym kłopotem operatora, a staje się jednym z podstawowych ryzyk, które też trzeba uwzględnić już podczas projektowania, finansowania i wyboru lokalizacji nowych farm.

Magazyny kupują systemowi czas

Najbardziej oczywistym sposobem wykorzystania południowej nadwyżki jest jej zmagazynowanie i oddanie do sieci wieczorem. Pod koniec 2025 roku w Polsce działało ponad 114 tys. magazynów energii o łącznej mocy ok. 2,34 GW i pojemności 8,85 GWh, jednak znaczną część stanowiły niewielkie urządzenia prosumenckie, które nie zawsze są dostępne dla operatora i nie muszą reagować na potrzeby całego systemu. Duże baterie dopiero nadchodzą.

Kontrakty zawarte w ramach rynku mocy mogą doprowadzić do powstania ok. 4,4 GW magazynów, natomiast wsparcie NFOŚiGW objęło 172 projekty o łącznej mocy 3,9 GW i pojemności 14,5 GWh, które zgodnie z założeniami mają zostać zrealizowane do końca 2028 roku. Sunly rozwija podobny model w regionie, łącząc produkcję i magazynowanie w parkach hybrydowych, a cztery zamówione przez spółkę magazyny na Łotwie mają osiągnąć łącznie 490 MWh pojemności.

Baterie jednak nie będą uniwersalnym lekarstwem. Wiadomym jest, że muszą powstać w odpowiednich miejscach, mieć dostęp do sieci oraz model biznesowy zachęcający do ładowania podczas nadwyżki i oddawania energii wtedy, gdy jest potrzebna. Kilkugodzinny magazyn dobrze radzi sobie z przesunięciem produkcji z południa na wieczór, ale nie przechowa energii z wietrznego tygodnia do bezwietrznego miesiąca. Dlatego w najbliższych latach równie ważne będą odbiorniki potrafiące dopasować pracę do produkcji OZE. Taryfy dynamiczne mogą zachęcać do ładowania samochodów i uruchamiania urządzeń w godzinach niskich cen, przemysł może część procesów przesuwać na okres dużej podaży, a ciepłownie mogą zamieniać nadwyżki prądu w ciepło przechowywane w znacznie tańszych magazynach wodnych. Do tego dochodzą m.in. usługi elastyczności i powstająca platforma obejmująca wszystkich największych krajowych dystrybutorów.

Polska transformacja weszła w etap, w którym sukcesu nie da się już mierzyć wyłącznie liczbą ustawionych turbin i hektarami pokrytymi panelami. Każda kolejna farma zwiększa podaż czystej energii, ale jednocześnie z każdym dniem skraca czas, jaki pozostał na budowę systemu zdolnego tę energię wykorzystać. Najdroższa zielona megawatogodzina może się wkrótce okazać nie tą, którą trzeba było wytworzyć, lecz tą, dla której zabrakło odbiorcy, magazynu i miejsca w elastycznym systemie.

Materiał sponsorowany