Jednym z kluczowych czynników determinujących rozwój odnawialnych źródeł energii (OZE) w Polsce jest opłacalność i osiągana rentowność przez inwestorów ze zrównoważonych źródeł wytwórczych. W związku z dynamicznym rozwojem instalacji PV w Polsce w ostatnich latach, mieliśmy także do czynienia z wyłączaniem części instalacji z systemu oraz zjawiskiem ujemnych cen energii. Poniżej analizujemy przyczyny takiego stanu rzeczy i skutki dla wytwórców energii z instalacji OZE, w szczególności PV.
Wyłączenia i ograniczenia produkcji farm fotowoltaicznych
Sieć energetyczna w Polsce została zaprojektowana pod duże elektrownie węglowe. Rosnący udział energii z niesterowalnych odnawialnych źródeł, takich jaki wiatr i słońce, stawia nowe wyzwania przed systemem elektroenergetycznym. Coraz częściej dochodzi do przymusowych wyłączeń lub ograniczeń produkcji farm fotowoltaicznych i wiatrowych ze względu na problemy z bilansowaniem popytu i podaży na energię. Taka sytuacja ma często miejsce w okresach wysokiej produkcji energii, kiedy jednocześnie zapotrzebowanie na energię jest mniejsze, czyli na przykład w słoneczne niedzielne popołudnie i w znacznie większym stopniu dotyczy farm fotowoltaicznych.
Nierynkowe redysponowanie jednostek wytwórczych
Ograniczenie produkcji, czyli tzw. nierynkowe redysponowanie jednostek wytwórczych jest ostatecznym środkiem w celu stabilizacji pracy systemu elektroenergetycznego. Ograniczenie jest konieczne również ze względu na małą elastyczność bloków węglowych, których nie można całkowicie wyłączyć, ponieważ nie zdążyłyby się uruchomić w odpowiednim czasie.
Dane za okres od stycznia do września 2024 roku wskazują, że produkcja z OZE w tym czasie została ograniczona aż o 692 GWh. Jednocześnie podczas godzin z ograniczeniami wyeksportowano interwencyjnie przynajmniej 233 GWh. Łącznie daje to wartość 925 GWh, stanowiących 2,3% potencjalnej produkcji OZE, która nie trafiła do Krajowego Systemu Energetycznego (KSE).
Według raportu Polskiego Stowarzyszenia Fotowoltaiki „Nierynkowe redysponowanie fotowoltaiki w Polsce 2024”, p. Nie oznacza to jednak usunięcia przyczyn tego zjawiska, stanowi natomiast zagrożenie dla polskiej transformacji energetycznej. Ograniczenia generacji energii z zielonych źródeł wytwórczych, przede wszystkim PV, oznaczają dla polskiej gospodarki istotne straty oraz wysokie koszty rekompensat.
Rekompensaty
Aktualny sposób kalkulacji rekompensat przysługujących za przymusowe wyłączenia instalacji powoduje, że ich wartość jest znikoma lub nawet ujemna. Kwota rekompensaty jest obliczana na podstawie symulowanego wolumenu niewyprodukowanej energii oraz ceny energii elektrycznej CRO na Rynku Bilansującym. W przypadku gdy ceny godzinowe energii mają wartości ujemne (co miało miejsce m.in. w maju 2024 r.), wytwórcy nie przysługiwałaby żadna rekompensata.
Coraz częściej operatorzy stosują także niekorzystne zapisy w umowach o przyłączenie, które pozbawiają inwestorów prawa do rekompensaty w przypadku przymusowych wyłączeń. Dla uczestników rynku nie do końca też jest jasny sam sposób przeprowadzania wyłączeń, w tym np. wybór instalacji, których produkcja ma być ograniczona oraz sama skala ograniczeń.
Zmiany na Rynku Bilansującym
Od czerwca zmieniły się zasady funkcjonowania Rynku Bilansującego, które wpływają także na rynek hurtowy. Zmiany obejmowały zwiększenie częstotliwości rozliczeń z godzinowych na 15-minutowe. Nowe zasady będą „mocno penalizować wytwórców, którzy dostarczają do systemu energię w chwilach nadprodukcji, nie mając na nią kontraktów.” – mówił podczas konferencji Europower, Grzegorz Onichimowski, prezes PSE.
Po kilku miesiącach funkcjonowania nowych zasad można zaobserwować, że przyczyniły się one do znacznego wzrostu zakresu widełek, w których wahają się ceny na Rynku Bilansującym. Rynek Bilansujący jest miejscem rozliczania energii niezakontraktowanej uprzednio na giełdzie lub w umowach dwustronnych. W sytuacji nadprodukcji energii, wytwórcy bez kontraktów na odbiór, muszą dopłacać za oddawanie energii do sieci. Celem wprowadzenia tych zmian było skłonienie wytwórców do samoograniczania produkcji, co miało zredukować liczbę przymusowych wyłączeń.
Dane pokazują, że w okresie od lipca do września 2024 roku produkcja OZE została łącznie ograniczona o 130 GWh, czyli około 43 GWh średnio na miesiąc. Jest to o ponad 50% mniej niż średnio w pierwszym półroczu bieżącego roku, kiedy wyłączenia wynosiły średnio 94 GWh na miesiąc. Wygląda na to, że zmiany rynku bilansującego zmniejszyły skalę ograniczeń produkcji z OZE. Czas pokaże na ile ten wpływ będzie trwały.
Analiza wpływu niskich cen w ciągu dnia latem i w weekendy na opłacalność instalacji PV.
Szybki przyrost mocy zainstalowanej w źródłach fotowoltaicznych w ostatnich latach oraz niska elastyczność systemu elektroenergetycznego wywierają presję na bilans pomiędzy popytem a podażą energii elektrycznej. Wysoka podaż energii w szczytowych godzinach produkcji z paneli fotowoltaicznych (najczęściej godziny od 10:00 do 15:00) oraz mniejszy popyt na energię elektryczną w weekendy, powoduje spadek cen na rynku hurtowym. Jest to widoczne w szczególności wiosną i latem, kiedy produkcja z paneli PV jest największa.
Dyskonto profilu produkcji z PV w ujęciu miesięcznym
Poniższy wykres przedstawia porównanie cen indeksu TGePVm oraz TGeBASEm. Indeks TGePVm uwzględnia profil produkcji źródeł fotowoltaicznych i może być traktowany jako efektywna średnia cena sprzedaży energii dla instalacji PV w danym miesiącu. Historycznie w miesiącach jesiennych i zimowych ceny indeksu dla PV były wyższe od średnich cen rynkowych. Sytuacja się odwracała na wiosnę i lato, kiedy produkcja z paneli jest największa. Uwzględniając przeciętny miesięczny profil produkcji dla paneli PV średnia roczna cena indeksu TGePVm w latach 2021-2023 była o 6-10% niższa od średniej ceny dla całego rynku. W 2024 roku różnica cen się pogłębiła i w ostatnich dwunastu miesiącach (od października 2023 do września 2024 roku) indeks TGePVm był niższy o 22,5%, a w ostatnich miesiącach nawet o 30-40%.
Indeks TGeBase jest średnią arytmetyczną cen godzinowych energii elektrycznej kontraktowanej na dany dzień dostawy. Ceny godzinowe z kolei są średnimi ważonymi wolumenem wszystkich transakcji zawartych na dostawę energii w danej godzinie na Rynku Dnia Następnego (RDN) Towarowej Giełdy Energii. Indeks TGeBASEm jest indeksem miesięcznym.
TGePVm – jako indeks miesięczny – skonstruowany jest identycznie do TGeBASEm, lecz z użyciem wag wykorzystania mocy określonego typu źródła wytwórczego (w tym przypadku PV) i odnoszącego się do poszczególnych godzin dostawy w danym miesiącu oraz w stosunku do całej doby dostawy.
Średnie ceny godzinowe na przestrzeni lat
Przeanalizowaliśmy również średnie ceny godzinowe dla rynku dnia następnego we wrześniu bieżącego roku oraz porównaliśmy je do lat poprzednich. Ze względu na zmiany wartości nominalnych cen energii na przestrzeni lat, skupiliśmy się na zobrazowaniu odchyleń godzinowych w ciągu dnia od średniej ceny dla całej doby, którą przyjęliśmy na poziomie 100%.
W 2024 roku istotnie wzrosła zmienność cen. Są one zdecydowanie niższe w szczycie produkcji paneli fotowoltaicznych oraz wyższe w godzinach szczytu porannego oraz wieczornego względem lat poprzednich. Trend zmian był jednak widoczny na przestrzeni wszystkich sześciu z analizowanych lat, ze znaczącym wzrostem zmienności w 2024 r. Ze względu na spodziewany dalszy dynamiczny rozwój wielkoskalowych instalacji fotowoltaicznych w Polsce, spodziewać się można dalszego wzrostu odchyleń dobowych cen godzinowych od średniej.
Podsumowanie
Ponad 70% rocznej produkcji energii elektrycznej z fotowoltaiki odbywa się od początku kwietnia do końca września, Dyskonto TGePVm w stosunku do TGeBASEm wyniosło w tym okresie w 2024 r. od 20% do 41%, ze średnią wartością na poziomie 31%. Ostatnie lata wskazują na pogłębianie tego trendu, zarówno w ujęciu poszczególnych miesięcy jak i godzin w ciągu doby. Podmioty zainteresowane inwestowaniem w fotowoltaikę powinny dokładnie przeanalizować opłacalność i rentowność nowych projektów, uwzględniając czynniki takie jak potencjalne wyłączenia instalacji oraz ryzyko znacznego dyskonta cen ze sprzedaży energii z PV, w szczególności występowania cen ujemnych na rynku.
Receptą na problemy instalacji PV mogą okazać się magazyny energii – w kolejnym artykule prezentujemy wywiad z Szymonem Kowalskim, wiceprezesem PSEW, PSF oraz Fundacji RE Source Poland Hub, w którym omawiamy m. in. ten temat.
