Kolokacja instalacji fotowoltaicznych z magazynami energii – czy to się opłaca? 

Śladem polskiej transformacji energetycznej

Na przestrzeni minionych kilku lat Polska dokonała znaczącego postępu w rozwoju odnawialnych źródeł energii (OZE), napędzanego przede wszystkim przez fotowoltaikę. Według danych publikowanych przez ARE moc zainstalowana w PV wzrosła z niespełna 1,6 GW na początku 2020 r. do ponad 23,6 GW we wrześniu 2025 r. Prywatni inwestorzy, zarówno zagraniczni, jak i lokalni, słusznie dostrzegli szansę wynikającą ze skali wyzwań związanych ze stopniowym odchodzeniem od paliw kopalnych na rzecz źródeł zeroemisyjnych. Fotowoltaika stanowi jeden z kluczowych filarów transformacji energetycznej i zapewnia niskie ceny energii zarówno w Polsce, jak i na świecie.

W przeciwieństwie jednak do innych źródeł pogodozależnych, takich jak wiatr, który charakteryzuje się bardziej zróżnicowanym na przestrzeni doby i pór roku profilem produkcji, fotowoltaika koncentruje wytwarzanie głównie w godzinach 9–17, gdy panują najkorzystniejsze warunki słoneczne. W efekcie narastają ograniczenia wynikające z nadwyżek produkowanej energii przez źródła PV w stosunku do zapotrzebowania w systemie.

Fotowoltaika w Polsce – w obliczu wyzwań

Z każdym kolejnym rokiem zarówno w Polsce, jak i w innych krajach europejskich szybki wzrost mocy zainstalowanej w fotowoltaice prowadzi do systematycznego spadku efektywnej ceny generowanej przez źródła PV z uwagi na nadpodaż produkcji w porównaniu z zapotrzebowaniem. Wskaźnik capture dla fotowoltaiki (ang. PV capture rate) możemy zdefiniować jako stosunek ceny capture dla PV (TGePVm) do średniej hurtowej ceny energii elektrycznej (TGeBASEm). Wskaźnik ten wyraźnie pokazuje, że dyskonto do ceny hurtowej (koszt profilu PV) sukcesywnie rośnie, czyli – innymi słowy – ceny energii elektrycznej w godzinach, gdy fotowoltaika generuje energię, są coraz niższe względem średnich dobowych cen hurtowych na rynku. Przykładowo w czerwcu 2022 r. wskaźnik capture dla PV wynosił 91%, natomiast w czerwcu 2025 r. spadł już do 39%.

Spadek ceny efektywnej PV w nieco mniejszym stopniu wpływa na rentowność już wybudowanych instalacji w ramach tzw. Aukcji OZE. Jednostki te objęte są mechanizmem różnicowym, w ramach którego dostają gwarantowaną cenę energii niezależnie od poziomów cenowych występujących na rynku energii. Mechanizm ten daje możliwość sprzedaży energii ze źródeł PV na rynku hurtowym po niskiej cenie i następnie odzyskania strat (ujemnego salda) w ramach dopłat z systemu wsparcia. Ponieważ rozliczenie jest na poziomie dziennym, a nie godzinowym, instalacja PV w tym systemie nie będzie w pełni zabezpieczona przed spadkiem ceny capture.

Dodatkowo spadek efektywnej ceny rynkowej wynika ze wspomnianej już specyfiki profilu produkcji PV, która jest skoncentrowana w godzinach, gdy świeci słońce. W rezultacie szczytowa produkcja z PV w środku dnia (z uwzględnieniem elastycznych mocy pozostających w rezerwie) zazwyczaj nie pokrywa się ze szczytowym zapotrzebowaniem na energię, przypadającym na godziny poranne i wieczorne. To z kolei często prowadzi do nadwyżek energii i wpływa na poziom jej cen na rynku, które w tych godzinach, szczególnie wiosną i latem, są średnio coraz niższe.

Wzrastająca liczba godzin z ujemnymi cenami energii to kolejne problematyczne zjawisko, z którym muszą się mierzyć właściciele instalacji fotowoltaicznych w Polsce. Płacenie za samą możliwość eksportu wyprodukowanej energii wydaje się nieracjonalne z ekonomicznego punktu widzenia, jednak właśnie w ten sposób coraz częściej działają mechanizmy rynkowe, próbując rozwiązać problem rosnącej nadpodaży energii w systemie, dla której trudno znaleźć odbiorców w konkretnym czasie.

W odniesieniu do fixingu I zjawisko cen ujemnych w Polsce po raz pierwszy pojawiło się 15 października 2023 r. (dla fixingu II – już 11 czerwca 2023 r.), a cały rok zakończył się łączną liczbą 19 takich godzin. Sukcesywny wzrost okresów charakteryzujących się rosnącą nadpodażą energii w systemie doprowadził do sytuacji, w której na koniec września 2025 r. liczba godzin z ujemnymi cenami wzrosła do 315.

Co więcej, problemem staje się już nie tylko sama liczba takich godzin, lecz także skala spadków cen. W samym tylko 2025 r. do końca września liczba godzin z cenami poniżej –100 zł/MWh wzrosła do 70, a w czterech przypadkach ceny osiągnęły ekstremalny poziom –500 zł/MWh.

Ceny ujemne wpływają również na mechanizm wsparcia dla podmiotów, które wygrały Aukcje OZE. Jeśli ceny energii elektrycznej na rynku utrzymują się poniżej 0 zł/MWh przez co najmniej sześć kolejnych godzin dostawy, wówczas nie przysługuje pokrycie ujemnego salda za wolumen energii wyprodukowanej w tym okresie. Warto zaznaczyć, iż występowanie niskich, w tym zerowych i ujemnych, cen energii może być niwelowane przez rozwój sektora magazynów energii, generujący popyt na tanią energię odsprzedawaną w droższych godzinach.

W sytuacji gdy mechanizmy rynkowe zawodzą, a krajowy system elektroenergetyczny (KSE) dalej zmaga się z nadpodażą energii, operator systemu przesyłowego (OSP), jako podmiot odpowiedzialny za bilansowanie i bezpieczeństwo pracy sieci, może sięgnąć po narzędzie nierynkowego redysponowania (curtailment). Curtailment polega na wydaniu polecenia redukcji generacji jednostkom przyłączonym do sieci przesyłowej lub – w koordynacji z operatorem systemu dystrybucyjnego (OSD) – jednostkom przyłączonym do sieci dystrybucyjnej. Choć redysponowanie nierynkowe bywa stosowane również w przypadku ograniczeń przesyłowych, jego skala jest nieporównywalnie mniejsza niż w sytuacjach wynikających z problemów bilansowych.

Zgodnie z art. 9c ust. 7a ustawy – Prawo energetyczne redysponowanie nierynkowe może obejmować instalacje zarówno wiatrowe, jak i fotowoltaiczne. W praktyce jednak zdecydowanie częściej polecenia wyłączeń dotyczą instalacji fotowoltaicznych. Na podstawie tych danych Urząd Regulacji Energetyki (URE) przygotowuje sprawozdania dotyczące curtailmentu w Polsce – według raportu za 2024 r. ponad 597 GWh energii z instalacji PV podlegało redysponowaniu przez OSP, podczas gdy redukcja generacji z wiatru wyniosła ok. 125 GWh. Analizując również dane dotyczące redysponowania nierynkowego, można zauważyć, że rośnie ono proporcjonalnie do udziału generacji PV w całkowitej generacji OZE.

Curtailment jest narzędziem coraz częściej stosowanym przez operatora systemu przesyłowego w Polsce. Według wspomnianego sprawozdania dotyczącego mechanizmów redysponowania publikowanego przez URE sumaryczna redukcja generacji OZE na polecenie OSP wzrosła z 66 GWh w 2023 r. do 722 GWh w 2024 r. Warto wspomnieć, że Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. (PSE) na swojej stronie publikuje i na bieżąco aktualizuje dane dotyczące redysponowania nierynkowego.

W tym kontekście kluczowe znaczenie ma dokładna analiza umowy przyłączeniowej pod kątem oceny możliwości otrzymania rekompensaty. Zgodnie z art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943 za wolumen energii elektrycznej utracony w wyniku redysponowania nierynkowego wytwórcom OZE należy się rekompensata finansowa, pod warunkiem że umowa przyłączeniowa nie zawiera przepisów niegwarantujących niezawodnych dostaw energii.

Redysponowanie wpływa również na realizację zobowiązań kontraktowych, w tym umów PPA (ang. Power Purchase Agreement), ponieważ zakontraktowany wolumen może nie zostać dostarczony z powodu polecenia wyłączenia instalacji przez operatora. Obecnie trwają jednak prace legislacyjne nad projektem ustawy UD284, które mogą zmienić tę sytuację poprzez uwzględnianie w rozliczeniach PPA także wolumenu energii niedostarczonej z powodu curtailmentu.

Co więcej, kontrakt różnicowy uzyskany w Aukcji OZE nie chroni przed skutkami redysponowania w sytuacji, gdy instalacja OZE otrzymuje polecenie redukcji generacji, a jednocześnie średnia cena ważona wolumenem transakcji sesyjnych na giełdzie jest ujemna przez co najmniej sześć kolejnych godzin. W takim przypadku rekompensata finansowa w ramach aukcyjnego systemu wsparcia wynosi 0 zł/MWh.

BESS jako brakujący element układanki

Rosnąca kanibalizacja fotowoltaiki, skutkująca spadkiem rentowności takich instalacji, może zostać ograniczona poprzez dodanie magazynu energii. Instalacje PV, jak wspomniano wcześniej, dostarczają energię głównie w środku dnia, co nie pokrywa się z profilem zapotrzebowania, które osiąga szczyt w godzinach wczesnoporannych i wieczornych. Przykładem jest jeden z dni kwietnia 2025 r.

BESS, którego pojemność została odpowiednio dopasowana do wielkości instalacji PV, umożliwia realizację procesu znanego jako time-shifting. Polega on na tym, że magazyn ładuje się energią z PV w okresie nadwyżki, gdy ceny energii są bardzo niskie lub ujemne, zamiast oddawać ją do sieci. Następnie energia jest rozładowywana w godzinach wysokiego zapotrzebowania, gdy ceny rosną ze względu na brak produkcji z PV i konieczność uruchamiania droższych jednostek konwencjonalnych, które zamykają stos cenowy w ramach merit order.

Analiza danych z TGE (fixing I) pokazuje, że znormalizowane ceny energii elektrycznej, liczone jako stosunek średniej ceny godzinowej w danym miesiącu do średniej ceny z 12 miesięcy, są najniższe w godzinach słonecznych, a najwyższe rano i wieczorem. Ponadto produkcja PV jest sezonowa, czyli wiosną i latem (marzec–wrzesień) dłuższy czas generacji i lepsze nasłonecznienie powodują większą liczbę godzin z niskimi cenami oraz większą skalę ich spadku. Natomiast rano i wieczorem ceny rosną gwałtownie, choć na krótszy czas. Generuje to możliwość realizacji arbitrażu cenowego dla BESS zwłaszcza w przypadku dostawy energii w godzinach wieczornych, kiedy na rynku SPOT mogą występować istotnie (nawet ponad dwukrotnie) wyższe ceny od średnich poziomów. Jesienią i zimą (październik–luty) sytuacja się odwraca, a więc instalacje PV produkują krócej i mniej, czyli spadek cen w środku dnia jest mniejszy, a szczyty poranny i wieczorny są dłuższe. 

Magazyn energii dodatkowo minimalizuje wpływ redysponowania nierynkowego na instalacje PV, które są jednostkami najbardziej narażonymi na ten mechanizm. W takim przypadku BESS może zmagazynować energię w momencie, gdy operator wymaga redukcji mocy. Zmagazynowana energia może zostać oddana do sieci w okresach braku produkcji PV, co pozwala uniknąć utraty przychodów pomimo redysponowania. Instalacja BESS może też pomóc w spełnieniu warunków określonych w podpisanych umowach pomiędzy operatorem instalacji a odbiorcą energii elektrycznej.

Kolejną korzyścią kolokacji jest oszczędność nakładów kapitałowych na przyłącze do sieci w porównaniu z alternatywnym scenariuszem, w którym ponosimy CAPEX na dwa oddzielne przyłącza - dla instalacji PV i dla magazynu.

Magazyn ładowany z PV ogranicza również koszty opłat dystrybucyjnych (tj. składnika stałego i zmiennego), naliczanych od różnicy między importem a eksportem energii do sieci, co jest pochodną sprawności magazynu i strat energetycznych. Ładowanie z PV eliminuje podstawę do naliczenia tych opłat, co w obliczu rosnących kosztów dystrybucyjnych może mieć znaczny wpływ na przyszłą rentowność kolokowanych aktywów oraz istotnie przyczynia się do opłacalności strategii arbitrażu BESS.

Na koniec warto podkreślić, że magazyn energii może być dodatkowym źródłem przychodów – poprzez zarówno arbitraż cenowy, dzięki wykorzystaniu dobowych różnic cen (ładowaniu nie tylko z instalacji PV, ale również z sieci), jak i świadczenie usług bilansujących na rzecz PSE. Aby jednak zmaksymalizować zyski z tych źródeł, kluczowa będzie data rozpoczęcia działalności komercyjnej magazynu (COD).

Jeśli natomiast chodzi o same usługi bilansujące, instalacja fotowoltaiczna – pod warunkiem przejścia certyfikacji, podobnie jak magazyn energii – również może samodzielnie świadczyć usługi bilansujące w dół, związane zarówno z mocą bilansującą (np. FCRd czy aFRRd), jak i z energią bilansującą. Usługi mocowe wiążą się z wynagrodzeniem za gotowość do ograniczenia produkcji, a te związane z energią bilansującą – z wynagrodzeniem za aktywację, czyli faktyczne zmniejszenie lub wyłączenie produkcji. Z racji tego, że Polskie Sieci Energetyczne przed zastosowaniem curtailmentu powinny w pierwszej kolejności wykorzystać mechanizmy rynkowe, takie jak redysponowanie poprzez rynek bilansujący, za które uczestnicy otrzymują wynagrodzenie, jest to również jedno z potencjalnych rozwiązań problemu rosnącego nierynkowego redysponowania instalacji PV.

Należy jednak pamiętać, że jeśli instalacja PV ma już zabezpieczony offtake w postaci umowy PPA lub kontraktu różnicowego, to – ze względu na zobowiązania dotyczące np. dostarczenia określonego wolumenu energii elektrycznej – dodanie dodatkowych strumieni przychodów, takich jak usługi bilansujące, komplikuje całe podejście i wymaga odpowiedniej parametryzacji magazynu energii.

Regulator a kwestia hybrydyzacji

Z regulacyjnego punktu widzenia również polski rynek staje się wyjątkowo atrakcyjny dla projektów hybrydowych, m.in. ze względu na poprawiające się przepisy przyłączeniowe.

Od 1 października 2023 r. w Polsce można stosować mechanizm cable poolingu, który został wprowadzony na mocy ustawy z dnia 17 sierpnia 2023 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. z 2023 r. poz. 1762). Mechanizm umożliwia współdzielenie jednego punktu przyłączeniowego przez wiele instalacji OZE – zarówno przez jednego inwestora, jak i konsorcja – pod warunkiem zawarcia porozumienia (ang. Cable Pooling Agreement) oraz zapewnienia odrębnych punktów pomiarowych. Prezes URE podkreślił, że odmowy przyłączeń powinny być ograniczane wyłącznie do przypadków rzeczywistego braku zdolności technicznej. Wprowadzenie cable poolingu w Polsce stanowi realizację celów wynikających z unijnych regulacji, w szczególności dyrektywy RED III (UE) 2023/2413, która promuje efektywne wykorzystanie infrastruktury sieciowej i rozwój OZE.

Do tej pory integracja magazynów energii w jednym punkcie przyłączeniowym z innymi urządzeniami nie była jednak możliwa. W maju 2025 r. rząd zaprezentował projekt ustawy o zmianie niektórych ustaw w celu dokonania deregulacji w zakresie energetyki (UDER29), który przewidywał rozszerzenie cable poolingu na magazyny energii, podniesienie progu koncesyjnego dla OZE do 5 MW oraz uproszczenia rejestrowe. Projekt został jednak zawetowany przez Prezydenta w sierpniu 2025 r., co skutkowało natychmiastowym wycofaniem z procesu legislacyjnego kluczowych zapisów dotyczących kolokacji PV z BESS. Obecnie Ministerstwo Klimatu i Środowiska pracuje nad kolejnym projektem: Projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (UC84), który ma w pełni wdrożyć możliwość wspólnego przyłączenia PV i BESS w ramach mechanizmu cable pooling.

Pomimo że obecnie dołączenie magazynu energii do istniejącego źródła OZE w ramach cable poolingu nie jest możliwe, należy zwrócić uwagę na ważny wyjątek: magazyn może być zintegrowany jako część samej instalacji OZE, tworząc tzw. hybrydową instalację odnawialnego źródła energii. Oznacza to, że jeśli farma fotowoltaiczna budowana jest od razu z magazynem (albo operator zdecyduje się traktować dobudowany do istniejącej farmy magazyn jako „modernizację” instalacji OZE tego samego wytwórcy), prawnie całość może być uważana za jedną instalację OZE. Wówczas nie potrzebujemy korzystać z cable poolingu – magazyn jest po prostu częścią elektrowni PV i korzysta z jej przyłącza wewnątrz tej samej koncesji/ tego samego zgłoszenia. Takie hybrydowe podejście jest dopuszczalne i już stosowane: do maja 2024 r. URE wydał pięć decyzji uznających magazyny energii za w pełni zintegrowane elementy sieci (chodzi o magazyny przyłączane przez operatorów, ale analogiczna koncepcja dotyczy integracji na poziomie wytwórcy).

Podsumowanie – a więc kolokacja!

Dodanie magazynu energii do nowej lub istniejącej instalacji PV w Polsce staje się stopniowo nie tylko atrakcyjnym dodatkiem, lecz wręcz koniecznością, która będzie gwarantować zwrot z zainwestowanego kapitału i skutecznie poprawi wewnętrzną stopę wzrostu (ang. Internal Rate of Return, IRR) instalacji PV dzięki ich komplementarnemu sposobowi działania. Obserwowane obecnie trendy rynkowe, czyli spadające ceny capture dla PV, rosnąca liczba godzin z ujemnymi cenami w okresach największej produkcji oraz zwiększająca się skala redysponowania nierynkowego, będą się nasilały, co w konsekwencji drastycznie obniży rentowność instalacji fotowoltaicznych niedysponujących magazynem energii, który zniwelowałby problem wynikający z profilu produkcji.

Magazyny energii, dzięki swojej elastyczności i zdolności szybkiego reagowania, adekwatnie odpowiadają na te wyzwania. Instalacja PV wspierana przez BESS staje się efektywnie sterowalnym źródłem, którego zarządzanie pozwala nie tylko na generowanie dodatkowych przychodów, lecz także na aktywne wspieranie polskiego systemu elektroenergetycznego, zmagającego się z coraz większymi trudnościami w bilansowaniu popytu i podaży energii elektrycznej.