Redysponowanie OZE kosztuje miliony, ale prawdziwy rachunek jest systemowy

Rekompensaty za ograniczanie produkcji z OZE stały się jednym z najbardziej mylących tematów na rynku energii. W kwotach absolutnych widać dziesiątki milionów złotych, ale w przeciętnym rachunku gospodarstwa domowego to nadal niewielka pozycja. Znacznie ważniejszy jest sygnał, że sieć i elastyczność systemu nie nadążają za tempem przyrostu zielonej energii.

Redysponowanie nierynkowe polega na tym, że część instalacji OZE musi ograniczyć albo zatrzymać produkcję, mimo że wiatr wieje lub świeci słońce. Powodem nie jest brak sensu w OZE, lecz chwilowy brak możliwości bezpiecznego przyjęcia całej energii przez system. Sieć musi w każdej chwili utrzymywać równowagę między produkcją i zużyciem.

Najczęściej problem pojawia się wtedy, gdy produkcja z fotowoltaiki i wiatru jest wysoka, a popyt na energię pozostaje niski. Wtedy operator musi pilnować napięć, przepływów i rezerw regulacyjnych. Jeżeli nie da się szybko zwiększyć zużycia, wyeksportować energii albo zmagazynować nadwyżki, część instalacji dostaje polecenie ograniczenia pracy.

W 2026 r. wypłaty związane z redysponowaniem OZE sięgnęły 57,9 mln zł. Ta kwota jest wyższa niż suma wypłat z wcześniejszego roku, ale trzeba ją czytać ostrożnie. Obejmuje rozliczenia kosztów z lat 2023-2025, a nie prostą miarę tego, ile energii trzeba było ograniczyć tylko w bieżącym roku.

Mechanizm rekompensat ma zapobiegać sytuacji, w której właściciel instalacji ponosi cały koszt decyzji podjętej ze względów bezpieczeństwa systemu. Instalacja była gotowa do pracy, ale system nie mógł przyjąć jej produkcji. Z tego powodu temat ma wymiar finansowy, techniczny i regulacyjny jednocześnie.

Koszty redysponowania trafiają do opłaty jakościowej, ale ta opłata obejmuje także inne elementy utrzymania bezpieczeństwa pracy systemu. Przy obecnych danych udział rekompensat za ograniczanie OZE w przeciętnej cenie energii i usług dystrybucyjnych dla gospodarstwa domowego wynosi około 0,13 proc.

Przeliczenie na zużycie daje około 0,15 grosza za kilowatogodzinę. Dla gospodarstwa zużywającego od 2000 do 2500 kWh rocznie oznacza to mniej więcej 3-3,75 zł w skali roku. To nie jest pozycja, która tłumaczy wysokość rachunków za prąd. Jest raczej małym kosztem jednostkowym, który ujawnia dużo większy problem infrastrukturalny.

Najłatwiej zatrzymać się na pytaniu, ile odbiorca dopłaca do niewyprodukowanej energii. To jednak zbyt wąskie spojrzenie. Jeżeli z roku na rok rośnie liczba godzin, w których system nie potrafi przyjąć taniej energii z OZE, gospodarka traci część potencjalnej korzyści z inwestycji w nowe moce.

Wyłączanie zielonych źródeł nie jest katastrofą przy pojedynczych epizodach. W systemach z dużym udziałem OZE takie sytuacje będą się zdarzać. Problem zaczyna się wtedy, gdy ograniczenia stają się zbyt częste, a inwestorzy widzą rosnące ryzyko przychodów. Wtedy koszt przenosi się na ceny kontraktów, tempo nowych projektów i opłacalność magazynowania energii.

Dla inwestorów szczególnie ważna jest przewidywalność. Jeżeli ograniczenia są sporadyczne i dobrze rozliczane, mogą być wkalkulowane w model finansowy. Jeżeli jednak skala zjawiska rośnie szybciej niż możliwości sieci, rośnie premia za ryzyko. Wtedy drożeją nie tylko nowe farmy, ale także finansowanie magazynów, umów PPA i projektów hybrydowych. Koszt zaczyna być ukryty w cenie kapitału.

Polska przez lata koncentrowała się na budowie nowych źródeł, zwłaszcza fotowoltaiki. To przyniosło szybki wzrost produkcji bezemisyjnej, ale nie rozwiązało problemu godzin, w których prądu jest zbyt dużo w stosunku do zapotrzebowania. System potrzebuje odbiorców, którzy potrafią zużyć energię wtedy, gdy jest dostępna, oraz urządzeń, które przesuną jej wykorzystanie na później.

Magazyny energii, magazyny ciepła, elastyczna praca przemysłu, ładowanie samochodów elektrycznych, sterowanie pompami ciepła i taryfy dynamiczne mogą ograniczać skalę redysponowania. Każde z tych rozwiązań ma własny koszt i ograniczenia, ale wspólny kierunek jest czytelny: system musi szybciej reagować na zmienną produkcję.

Część kosztów redysponowania można traktować jak cenę bezpiecznej pracy systemu. Nie każda kilowatogodzina da się wykorzystać w każdej chwili. Jeżeli jednak rekompensaty rosną, pojawia się pytanie, kiedy bardziej opłaca się płacić za ograniczenia, a kiedy inwestować w sieć, automatyzację, magazyny i mechanizmy zarządzania popytem.

Nie ma jednej odpowiedzi dla całego kraju. Inaczej wygląda sytuacja w regionie z dużą koncentracją fotowoltaiki, inaczej przy farmach wiatrowych, a jeszcze inaczej w pobliżu dużych zakładów przemysłowych. Dlatego potrzebne są lokalne mapy ograniczeń, bo dopiero one pokażą, czy największą korzyść da nowa linia, magazyn, odbiorca przemysłowy czy zmiana sposobu bilansowania.

Gospodarstwo domowe nie powinno wyciągać wniosku, że OZE są głównym powodem wysokich rachunków. Dane pokazują, że koszt samego redysponowania jest w rachunku niewielki. Warto natomiast śledzić, czy pojawiają się taryfy i usługi, które nagradzają zużycie energii w godzinach dużej produkcji z OZE.

Firmy, wspólnoty mieszkaniowe i samorządy powinny patrzeć szerzej. Jeżeli mają magazyn energii, magazyn ciepła, sterowane odbiory albo planują inwestycje w ładowarki, mogą zyskać na rynku, który będzie coraz mocniej wyceniał elastyczność. W nowym modelu energii przewagę ma nie tylko ten, kto produkuje tanio, ale także ten, kto potrafi zużyć energię w odpowiednim momencie.

Prosument powinien zwrócić uwagę na autokonsumpcję. Instalacja fotowoltaiczna połączona z magazynem, pompą ciepła, bojlerem albo ładowarką może lepiej wykorzystać własną produkcję i mniej zależeć od godzin nadwyżek w sieci. Nie oznacza to, że każdy dom musi natychmiast kupować baterię. Oznacza raczej, że planując modernizację budynku, warto myśleć o energii jako o procesie w czasie, a nie tylko o rocznej sumie kilowatogodzin.

Rachunek za redysponowanie OZE nie jest dziś głównym obciążeniem dla gospodarstw domowych. Jest jednak ostrzeżeniem dla całego rynku energii. Polska buduje zielone moce szybciej, niż rozwija elastyczność systemu. Bez sieci, magazynów i popytu sterowanego część taniej energii będzie coraz częściej zostawać poza systemem, a koszt tej nieefektywności będzie powoli rozlewał się na inwestorów i odbiorców.