Wyłączenia OZE ograniczają opłacalność zielonych technologii

Tylko po siedmiu miesiącach tego roku Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) dbające o bezpieczeństwo dostaw energii wydały polecenia o zredukowaniu (redysponowaniu) pracy instalacji OZE (głównie fotowoltaicznych, mniej wiatrowych), co było skutkiem rekordowej ilości energii.  PSE zredukowały prace instalacji, które mogły wyprodukować 1,42 TWh energii, gdyby nie redysponowanie. Już po lipcu redukcja pracy instalacji była wyższa niż za cały poprzedni rok, gdy ten wolumen energii wynosił ponad 1,37 TWh. Dla porównania w 2025 r. całkowita produkcja energii elektrycznej w Polsce wyniosła około 157 TWh. Z jednej strony PSE są zmuszone do takich decyzji, aby zachować równowagę między popytem a podażą energii, ale z drugiej strony takie odgórne decyzje wpływają na spadek opłacalności zielonego biznesu w Polsce.

Wyłączenia OZE

Jak tłumaczy operator systemu elektroenergetycznego, musi być on zbilansowany w każdej jednostce czasu. Jeżeli w danej chwili produkcja energii elektrycznej jest za niska albo za wysoka w stosunku do jej zużycia, może to doprowadzić do niekontrolowanych wyłączeń elementów systemu i w konsekwencji do awarii skutkującej przerwami w dostawach energii elektrycznej. PSE nie mogą dopuścić do sytuacji, w której podaż energii elektrycznej w systemie energetycznym jest wyższa od krajowego zużycia. Kiedy brak jest innych możliwych sposobów na zbilansowanie systemu energetycznego, operator wydaje polecenia redukcji pracy instalacji OZE. – Brak takiego zrównoważenia zakłócałby pracę krajowego i europejskiego systemu elektroenergetycznego, skutkując ryzykiem dla bezpieczeństwa jego funkcjonowania i możliwością wystąpienia awarii systemowej o zasięgu lokalnym, krajowym lub regionalnym – tłumaczą PSE.

Redysponowanie mocy najczęściej występuje w godzinach szczytowej produkcji ze Słońca (np. 10:00-14:00), które pokrywają się z okresami najniższych, a nawet ujemnych cen energii. – Ta podwójna presja – przymusowe wyłączenia i niekorzystne ceny – tworzy toksyczną kombinację. Skumulowany efekt redysponowania i ujemnych cen może obniżyć potencjalne przychody farmy PV o 50-60 proc. w miesiącach o najwyższej generacji, takich jak kwiecień i maj. To nie jest marginalna korekta, ale cios w podstawy modelu biznesowego – uważa Michał Sztabler, analityk giełdowy Noble Securities, i dodaje, że farmy wiatrowe na lądzie (onshore) wykazują znacznie większą odporność na negatywne skutki redysponowania, głównie dzięki swojemu całodobowemu profilowi produkcji.

Skala rekompensat rośnie

Za takie wyłączenia przedsiębiorcom produkującym energię z OZE przysługują rekompensaty. Są one jednak bardzo niskie, bo liczone są od rynkowych cen, które były na rynku w momencie podejmowania decyzji PSE. Kiedy energii z OZE jest dużo, wówczas chwilowa cena energii jest niska. Operator wypłacił rekompensaty za nierynkowe redysponowanie źródeł fotowoltaicznych (PV) oraz wiatrowych (FW) w sumie na kwotę 105,5 mln zł, na którą składają się rekompensaty wypłacone od 2023 do lipca 2026 r. Kwota jednak znacząco rośnie. W 2025 r. było to 25,4 mln zł, zaś w tym roku tylko za okres do końca lipca było to blisko 58 mln zł. Tu trzeba pamiętać, że są to terminy wypłat, a nie okres redysponowania, jakiego dotyczy wypłata. Oznacza to, że kwoty wypłacone w 2026 r. nie dotyczą wyłącznie redysponowań  z 2026 r., ale i wcześniejszych lat, zgodnie z rozpatrzonymi wnioskami.

Jednak takie wyłączenia oraz niski poziom rekompensat w coraz większy sposób wpływają na rentowność zielonego biznesu w Polsce, o czym coraz głośniej mówią firmy. – Redysponowanie mocy przez PSE, zwłaszcza w połączeniu z ujemnymi cenami energii, stanowi egzystencjalne zagrożenie dla rentowności farm fotowoltaicznych (PV), obniżając ich potencjalne przychody o ponad 50 proc. w kluczowych, letnich miesiącach. Negatywny wpływ na farmy wiatrowe na lądzie  jest wielokrotnie mniejszy, choć zauważalny jest wzrost rok do roku – uważa Michał Sztabler.

Nadmiar OZE i ryzyko inwestycyjne

Jak tłumaczy nam Polska Grupa Energetyczna (PGE), okresowe ograniczenia pracy instalacji OZE wynikające z uwarunkowań systemowych stanowią jeden z czynników uwzględnianych w analizach projektów prowadzonych przez inwestorów i instytucje finansowe. – Istotne są nie tylko wyłączenia, lecz także liczba godzin z cenami ujemnymi oraz rzeczywista cena sprzedaży energii uzyskiwana przez projekt (capture price) – wskazuje PGE, ale jednocześnie dodaje, że ryzyka występujące w jednym obszarze (wyłączenia instalacji OZE, ceny ujemne) mogą jednocześnie stwarzać szanse rozwoju w innym obszarze, takim jak magazynowanie energii. Spółka nie podaje nam jednak liczby wyłączeń ani kwot. Podobnie podchodzi do sprawy Orlen, który przyznaje, że redysponowanie nierynkowe OZE objęło instalacje grupy Orlen zarówno w 2026 r., jak i w latach poprzednich, ale nie informuje o konkretnych wolumenach przymusowego ograniczenia produkcji energii ani wysokości otrzymanych rekompensat.

Z kolei Tauron wskazuje, że redysponowanie nierynkowe samo w sobie nie powoduje utraty atrakcyjności finansowania projektów OZE, ale wpływa na szacowane ryzyko inwestycji. – Coraz częstsze ograniczenia generacji mogą zwiększać niepewność co do rzeczywistych przychodów instalacji, co jest jednym z kluczowych parametrów ocenianych przez banki i inwestorów – wskazuje spółka i dodaje, że z perspektywy instytucji finansujących istotna jest nie sama liczba redysponowań, lecz ich wpływ na przepływy pieniężne projektu. – Jeżeli skala ograniczeń produkcji rośnie, banki mogą przyjmować bardziej konserwatywne założenia dotyczące generowanej energii, co finalnie może wpływać na proponowany poziom finansowania dłużnego. W efekcie część projektów może stać się trudniejsza do sfinansowania lub wymagać większego zaangażowania poprzez kapitały własne – podkreśla firma. To właśnie Tauron jako jedyna firma podała nam wysokość otrzymanych rekompensat, co pozwala zobrazować skalę. Za 2025 r. spółka szacuje uzyskanie rekompensat w wysokości około 7,5 mln zł. – Na dziś rozliczone mamy jedynie 36 proc. tej kwoty, czyli ok. 2,7 mln zł – zdradza nam spółka, która tłumaczy, że główną przyczyną długiego okresu rozliczeń jest fakt, że ostateczna wysokość rekompensaty zależy od wieloetapowej procedury administracyjnej.

Także Enea zdradza nam nieco więcej szczegółów dotyczących wyłączeń, ale nie podaje kwot. Do 8 lipca grupa Enea złożyła 558 wniosków o rekompensaty za okres od stycznia do kwietnia 2026 r., związanych z ograniczeniami pracy instalacji (425 dla fotowoltaiki i 133 dla farm wiatrowych). – Liczba ta nie odpowiada bezpośrednio liczbie wyłączeń, ale obrazuje skalę redysponowania. W zakresie rekompensat za poprzedni rok proces rozliczeń nadal jest realizowany. Według stanu na 8 lipca, zaakceptowano 827 z 1 219 złożonych wniosków (68 proc.) – tłumaczy firma.

Andrzej Brożek, szef działu analiz w Polenergii przyznaje, że redysponowanie OZE staje się coraz istotniejszym czynnikiem wpływającym na ekonomikę nowych projektów, szczególnie że skala redysponowania rośnie. – Nie oznacza to jednak, że finansowanie OZE przestaje być atrakcyjne. Rynek dysponuje narzędziami ograniczającymi wpływ redysponowania, w tym rekompensaty. Tym samym projekty charakteryzujące się wysoką przewidywalnością przychodów i mniejszą ekspozycją na ograniczenia sieciowe są nadal bardzo atrakcyjne – podkreśla nasz rozmówca. Przyznaje  jednak, że projekty o wysokim ryzyku redysponowania mogą wymagać większego udziału kapitału własnego lub bardziej konserwatywnych założeń produkcyjnych i odpowiedniego zabezpieczenia przychodów. – Ostatecznie należy podkreślić, że redysponowanie jest obecnie czynnikiem ryzyka, którym należy odpowiednio zarządzić, a nie argumentem za tym, że OZE w Polsce przestają być „bankowalne” – mówi Brożek.

Spółki są zgodne, że z punktu widzenia inwestorów i instytucji finansujących istotne są przede wszystkim przewidywalność skali redysponowania oraz stabilność, wysokość i terminowość wypłat rekompensat. Nieoficjalnie słyszymy, że rynek postuluje reformę systemu rekompensat.