Dwa światy OZE

Kiedy pada argument, że energia ze słońca i wiatru jest darmowa, mówi on prawdę tylko o jednym elemencie systemu — koszcie paliwa. O reszcie nie mówi nic.

Ten tekst dotyczy systemu elektroenergetycznego, a nie przydomowych instalacji. Dotyczy kosztów, które są widoczne na rachunkach. Czy atom zmienia ten rachunek to pytanie otwarte.

Energetyka jest skomplikowana. Mamy megawaty, kontrakty różnicowe i usługi systemowe. Na końcu jednak każdy z tych elementów ma cenę w złotych i o tych złotówkach jest ten tekst.

W taryfie G11 dla gospodarstw domowych cena samej energii to 0,62 zł za 1 kWh, czyli 620 zł za 1 MWh. A ile płacimy producentom ?

OZE

Ceny z aukcji 2024/2025 — tyle dostaje inwestor za każdą wyprodukowaną MWh przez 15 lat:

wiatr lądowy (powyżej 1 MW): 100–320 zł/MWh

fotowoltaika (powyżej 1 MW): 245–335 zł/MWh

fotowoltaika (do 1 MW): 298–388 zł/MWh

Ceny z aukcji offshore (17 grudnia 2025 r., kontrakty na 25 lat):

Baltic East: 476,88 zł/MWh

Baltica 9: 489 zł/MWh

Bałtyk 1: 492,32 zł/MWh

Mechanizm stabilizacji przychodu inwestora (kontrakty różnicowe, CfD)

Inwestor budujący farmę wiatrową lub fotowoltaiczną nie sprzedaje energii po cenie rynkowej. Dostaje cenę kontraktową — stałą przez 15 lub 25 lat — niezależnie od tego, co dzieje się na giełdzie energii. Gdy cena rynkowa spada poniżej ceny kontraktowej, różnicę dopłaca odbiorca. Gdy rośnie powyżej — inwestor oddaje nadwyżkę do systemu. Mechanizm eliminuje ryzyko cenowe po stronie inwestora i przenosi je na system, a ostatecznie na odbiorców energii.

Od 2016 do 2024 r. zakontraktowano łącznie ponad 274 TWh energii o wartości blisko 67 mld zł, wsparciem objęto ponad 4700 instalacji.

Rozbudowa sieci przesyłowej

Nowe źródła energii powstają tam, gdzie są zasoby — wiatr na północy, słońce tam gdzie ziemia jest tania i dostępna. Historyczne elektrownie systemowe budowano inaczej: w pobliżu dużego zużycia energii i jako węzły stabilizujące pracę sieci. Energia z OZE musi pokonać setki kilometrów do odbiorców.

PSE planuje nakłady ok. 64–66 mld zł w dekadzie 2025–2034: ponad 4700 km nowych linii 400 kV, 28 nowych i 110 modernizowanych stacji.

Operacyjna stabilizacja systemu

Ktoś musi w czasie rzeczywistym bilansować produkcję z zużyciem, regulować napięcie i częstotliwość, zarządzać rezerwami mocy i reagować na awarie. Tę funkcję pełni operator systemu przesyłowego — PSE dysponujący centrami dyspozytorskimi, systemami informatycznymi i kontraktami na usługi systemowe. Im więcej niestabilnych źródeł w systemie, tym praca operatora jest bardziej złożona i kosztowna.

Koszt operacyjnej stabilizacji systemu: ok. 3–4 mld zł rocznie, trend rosnący.

Moce dyspozycyjne i gotowość produkcji (rynek mocy)

OZE produkuje, gdy wieje wiatr i świeci słońce. System musi działać przez całą dobę przez cały rok. Elektrownie gazowe i węglowe utrzymywane są w gotowości nie tylko po to, by produkować energię, ale żeby być dostępne na żądanie. Za tę gotowość operator płaci osobno — niezależnie od tego, ile energii dana elektrownia faktycznie wyprodukuje.

Koszt rynku mocy: 5,3 mld zł w 2023 r., 6,1 mld zł w 2024 r., ok. 6,4 mld zł w 2025 r.

Alternatywne źródła energii na wypadek braku wiatru lub słońca

Koszt wytwarzania energii (pierwsze trzy kwartały 2024 r., bez podatków i kosztów emisji CO₂):

elektrownie gazowe: ok. 443 zł/MWh — paliwo importowane

węgiel kamienny: ok. 441 zł/MWh

biomasa: ok. 497 zł/MWh — duża część paliwa importowana

Usługi systemowe niedostarczane przez OZE

Stabilna praca sieci wymaga więcej niż tylko dostaw energii. Regulacja napięcia, rezerwy wirujące, zdolność do szybkiej zmiany mocy — to usługi dziś zapewniane przez elektrownie konwencjonalne. Przy rosnącym udziale OZE i wygaszaniu elektrowni konwencjonalnych ktoś musi te funkcje przejąć. Koszt tego przejęcia nie jest jeszcze w pełni skwantyfikowany.

Brak zagregowanej kwoty publicznej dla tej kategorii.

Curtailment — koszt niesterowalności OZE

Gdy farmy wiatrowe i fotowoltaiczne produkują więcej energii niż sieć jest w stanie przyjąć, operator nakazuje ograniczenie produkcji. Producent dostaje rekompensatę za energię, której nie wyprodukował. Koszt ponosi system — i ostatecznie odbiorcy.

Skala w Polsce rośnie szybko: 71 GWh w 2023 r., ok. 735 GWh w 2024 r., ok. 1320 GWh w 2025 r. W krajach zachodnich z wysokim udziałem OZE curtailment kosztuje już miliardy euro rocznie. Polska jest na początku tej krzywej.

Zarządzanie popytem (DSR)

Gdy system ma za dużo lub za mało energii, operator może poprosić dużych odbiorców o ograniczenie poboru mocy. Odbiorcy — fabryki, chłodnie, zakłady przemysłowe — dostają za tę gotowość wynagrodzenie. To element stabilizacji systemu obok magazynów energii, tańszy od budowy nowych elektrowni rezerwowych, ale generujący stały koszt operacyjny.

Wynagrodzenie za gotowość do redukcji: od kilkudziesięciu do ponad 200 tys. zł za 1 MW mocy rocznie. Koszt rośnie proporcjonalnie do udziału OZE w systemie.

Bateryjne magazyny energii

Magazyny bateryjne przejmują część funkcji dotąd realizowanych przez elektrownie konwencjonalne: stabilizację częstotliwości, arbitraż cenowy, rezerwy operacyjne. Nie zastępują ich w całości — brak im inercji systemowej i długiego czasu pracy — ale uzupełniają system w krótkich horyzontach czasowych.

Koszt budowy: ok. 1,7 mln zł za MWh pojemności (magazyn PGE w Żarnowcu: 263 MW/ok. 900 MWh, łącznie ok. 1,55 mld zł). PSE zakłada potrzebę 3,7–15,2 GW mocy w magazynach do 2034 r. W 2024 i 2025 r. przeprowadzono pierwsze aukcje na usługi regulacyjne dla magazynów bateryjnych.

Cyfryzacja systemu elektroenergetycznego

Inteligentne liczniki, systemy sterowania siecią, centra danych operatorów, narzędzia do prognozowania produkcji OZE, cyberbezpieczeństwo — to infrastruktura niewidoczna, ale konieczna. System z dużym udziałem rozproszonych, niestabilnych źródeł wymaga znacznie więcej danych i automatyki niż system oparty na kilku dużych elektrowniach centralnych.

Koszt wdrożenia inteligentnego opomiarowania dla ok. 13 mln odbiorców: ok. 7 mld zł. PGE Dystrybucja planuje nakłady ok. 75 mld zł do 2035 r. na modernizację i cyfryzację sieci dystrybucyjnej.

Infrastruktura ratunkowa — hydroelektrownie i elektrownie szczytowo-pompowe

Elektrownia szczytowo-pompowa pompuje wodę do górnego zbiornika gdy energia jest tania, a zrzuca ją przez turbiny gdy jej brakuje. Reaguje w ciągu sekund. Przy awarii transformatora w Bełchatowie masy wirujące generatorów synchronicznych w tradycyjnych elektrowniach dały systemowi kilka sekund zanim zaczęła spadać częstotliwość. W tym czasie elektrownie szczytowo-pompowe PGE dostarczyły do sieci ponad 1,5 GW mocy i system dał radę, nie było blackoutu.

Trzy priorytetowe projekty: ESP Młoty (PGE, Dolny Śląsk, 1152 MW): ok. 4–6 mld zł ESP Rożnów II (Tauron, Małopolska, 700 MW): ok. 6 mld zł ESP Tolkmicko (Zalew Wiślany, 1040 MW): ok. 6,5 mld zł — bez potwierdzonego inwestora po wycofaniu się Orlenu

Łącznie: ok. 16–18 mld zł.

Interkonektory i połączenia transgraniczne

Import i eksport energii to mechanizm bilansowania systemu — gdy brakuje mocy w Polsce, można ją sprowadzić; gdy jest nadmiar, można wyeksportować. Fizyczna zdolność przesyłowa przez granicę wymaga infrastruktury: linii kablowych, stacji konwerterowych, systemów sterowania.

Harmony Link (nowe połączenie Polska-Litwa, planowane uruchomienie 2030 r.): ok. 3 mld zł po stronie polskiej, z czego ok. 1,6 mld zł z funduszy UE. Aktualne połączenia transgraniczne dają łącznie ok. 5 GW zdolności przesyłowych.

Mechanizmy regulacyjne i emisyjne

Elektrownie węglowe i gazowe pracujące jako rezerwa systemowa płacą za każdą tonę emisji CO₂ w ramach unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji. To podnosi koszt energii z tych źródeł i jednocześnie generuje przychody budżetu państwa. Dochody z aukcji uprawnień CO₂ trafiają do budżetu, jednak znaczna ich część nie wraca do modernizacji infrastruktury elektroenergetycznej.

Alternatywy do OZE — porównanie kosztu 1 MWh

Porównanie dotyczy wyłącznie kosztu produkcji energii, bez kosztów systemowych.

Węgiel brunatny (Bełchatów): bez ETS: ok. 138–210 zł/MWh z ETS: ok. 479–530 zł/MWh, z czego sama opłata emisyjna stanowi ok. 320 zł/MWh

Węgiel kamienny: bez ETS: ok. 133–181 zł/MWh z ETS: ok. 441–862 zł/MWh w zależności od wieku bloku

Atom: deklarowany koszt poniżej 500 zł/MWh (model zatwierdzony przez KE); niezależne szacunki: 700–900 zł/MWh; po zmianach KE przy projekcie Dukovany II nawet 2000–2500 zł/MWh; całkowity koszt budowy pierwszej elektrowni (3 bloki, 3,76 GW): ok. 192 mld zł

Biogazownie: cena referencyjna dla małych instalacji biogazowych w wysokosprawnej kogeneracji: 1025 zł/MWh

Biogazownie są droższe od wiatru i fotowoltaiki z trzech powodów. Potrzebują paliwa — substratu organicznego, którego cena i dostępność są zmienne. Instalacja jest złożona technicznie: fermentator, jednostka kogeneracyjna, system oczyszczania biogazu. Do tego dochodzi logistyka dostaw substratu i odbioru pofermentu. W zamian system dostaje coś, czego OZE nie daje: moc sterowalną, pracującą na żądanie, dostarczającą ciepło i energię elektryczną jednocześnie, z inercją systemową. Ta sterowność ma cenę.

Spalanie biomasy w energetyce opiera się na założeniu, że biomasa jest surowcem odnawialnym. To prawda w perspektywie dziesięcioleci. Drzewo spalone w elektrowni rośnie przez kilkadziesiąt lat. Martwe drewno, gałęzie, kora, korzenie — to nie odpad, to siedlisko owadów, grzybów, ptaków dziuplastych i ssaków. Usunięte z lasu zubaża ekosystem. W rolnictwie obowiązuje ta sama zasada: materia organiczna pobrana z pola powinna do niego wróć jako próchnica. Spalona znika z obiegu.

Zużycie biomasy drzewnej do produkcji energii wzrosło w Polsce od 2004 r. polska energetyka spalała ok. 35 tys. m3 drewna, w 2020 r. — 4,9 mln m3. Import drewna energetycznego do Polski w 2020 osiągnął 2,19 mln ton. Łącznie do produkcji ciepła systemowego i energii elektrycznej zużywa się w Polsce ok. 6,7 mln ton biomasy rocznie bez uwzględnienia ogrzewnictwa indywidualnego.

Originally published at https://tomaszpatalon.substack.com.