W niniejszym artykule przyjrzymy się przyczynom powstawania ujemnych cen energii oraz przedstawimy konkretne rozwiązania, które pozwalają ograniczyć ryzyko finansowe z nimi związane. Tekst ten dedykowany jest w szczególności wytwórcom energii odnawialnej, inwestorom planującym instalacje PV, farmy wiatrowe oraz magazyny energii, a także wszystkim firmom, które rozważają aktywny udział w rynku elastyczności energetycznej i usług systemowych.
Przyczyny powstawania ujemnych cen energii
Ujemne ceny energii elektrycznej występują wtedy, gdy na rynku występuje nadpodaż energii – czyli gdy produkcja znacząco przewyższa zapotrzebowanie. Choć z pozoru może się to wydawać sytuacją korzystną (dużo taniej energii), w rzeczywistości stwarza poważne problemy dla wytwórców, operatorów systemów i całej gospodarki energetycznej. W krajach o zaawansowanej transformacji energetycznej, jak Niemcy czy Holandia, takie sytuacje zdarzają się regularnie. Polska dołącza do tego grona szybciej niż przewidywano.
1. Nadprodukcja energii w godzinach szczytu generacji OZE
W słoneczne i wietrzne dni, szczególnie w weekendy oraz dni wolne od pracy, krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną spada, podczas gdy produkcja z instalacji fotowoltaicznych i wiatrowych osiąga rekordowe poziomy. W efekcie powstaje strukturalna nadpodaż energii, a gdy brakuje elastyczności po stronie popytu lub magazynowania, nadmiar energii trafia na rynek hurtowy, co prowadzi do drastycznych spadków cen. Takie sytuacje były już obserwowane na Rynku Dnia Następnego w Polsce i stają się coraz częstsze.
2. Zbyt mała pojemność magazynów energii utrudnia stabilizację systemu
Jednym z kluczowych narzędzi służących do równoważenia krótkoterminowych wahań podaży i popytu są magazyny energii – zarówno bateryjne, jak i wykorzystujące inne technologie, np. elektrownie szczytowo-pompowe. Choć zainteresowanie inwestycjami w magazynowanie energii dynamicznie rośnie, polski system energetyczny nadal dysponuje relatywnie niewielką zainstalowaną pojemnością magazynową. Brak odpowiedniej skali magazynów ogranicza możliwości reagowania na nadwyżki produkcji z OZE i przyczynia się do destabilizacji cen na rynku hurtowym.
3. Brak elastyczności po stronie odbiorców
Pomimo rosnącej świadomości w zakresie elastyczności po stronie odbiorców końcowych, polska energetyka wciąż funkcjonuje w oparciu o sztywny model zużycia energii. Brakuje mechanizmów, które umożliwiałyby przesuwanie poboru energii na godziny największej podaży z OZE. Co prawda rozwijają się programy typu Demand Side Response (DSR), jednak ich skala w Polsce pozostaje ograniczona i niewystarczająca w kontekście potrzeb systemowych. Bez szerokiego udziału odbiorców w mechanizmach elastyczności trudno będzie skutecznie ograniczać ryzyko ujemnych cen energii.
4. Nieadekwatne modele inwestycyjne pogłębiają problemy nadprodukcji
Wiele instalacji fotowoltaicznych powstających w ostatnich latach projektowanych było według założeń, które dziś okazują się nieaktualne. Inwestorzy często zakładali, że energia wytwarzana w dowolnym momencie zostanie bez przeszkód wprowadzona do sieci i sprzedana na rynku. Jednak w rzeczywistości coraz częściej dochodzi do zleceń redukcji mocy wydawanych przez operatorów systemów dystrybucyjnych, a energia oferowana w godzinach szczytowej produkcji osiąga ceny zerowe lub ujemne. Brakuje integracji z lokalnymi odbiorcami lub magazynami energii, co mogłoby przeciwdziałać takim zjawiskom.
Kto ponosi największe ryzyko w warunkach ujemnych cen energii?
Najbardziej narażeni na straty są ci wytwórcy, którzy produkują energię w sposób niesterowalny, nie mają możliwości jej przechowywania ani nie dysponują mechanizmami elastyczności odbioru. Brak strategii zarządzania nadwyżkami może skutkować nie tylko utratą przychodów, ale też koniecznością dopłat do wprowadzenia energii do sieci.
1. Duże farmy PV i wiatrowe pod presją spadku rentowności
Największym ryzykiem obarczone są instalacje OZE sprzedające energię na rynku spotowym lub w ramach aukcyjnych systemów wsparcia. W sytuacjach nadprodukcji i niskiego zapotrzebowania, ceny na rynku mogą spaść poniżej zera, zmuszając operatorów do sprzedaży energii po ujemnych stawkach lub ograniczenia produkcji. Nawet jeśli system wsparcia przewiduje pewne mechanizmy zabezpieczające, ujemne ceny wpływają negatywnie na rentowność projektów – szczególnie w modelach rozliczeń typu „pay-as-produced”, w których generacja nie jest powiązana z realnym zapotrzebowaniem sieciowym.
2. Prosument bez magazynu? W najlepszym razie: symboliczna zapłata
Również operatorzy mniejszych instalacji, w tym prosumenci, są coraz częściej narażeni na skutki nadpodaży energii. W systemie net-billingu, energia oddana do sieci w godzinach wysokiej generacji może być wyceniana symbolicznie nisko. W ekstremalnych przypadkach, przy ujemnych cenach, możliwe są rozliczenia niekorzystne finansowo, gdzie wartość energii będzie ujemna względem kosztów jej wytworzenia. Podobne ryzyko dotyczy również małych farm fotowoltaicznych, które nie mają zapewnionych odbiorców lokalnych i sprzedają energię do sprzedawcy zobowiązanego – przy niskich stawkach nie pokrywa to kosztów eksploatacyjnych.
3. Nowe instalacje bez strategii elastyczności – przepis na problemy
Rosnące nasycenie rynku OZE oznacza, że nowi inwestorzy muszą dziś znacznie dokładniej planować strategię dystrybucji nadwyżek energii. Budowa dużej instalacji PV bez zaplecza w postaci magazynów, lokalnych odbiorców czy elastycznych umów typu PPA (Power Purchase Agreement) wiąże się z coraz większym ryzykiem techniczno-handlowym. Operatorzy systemów dystrybucyjnych coraz częściej wydają polecenia redukcji mocy, co przekłada się na realne straty produkcyjne i finansowe. Brak elastyczności może więc oznaczać konieczność akceptowania długich okresów przestoju lub pracy przy zerowych przychodach.
4. Podmioty bez PPA zdane na łaskę rynku
W końcu, przedsiębiorstwa i operatorzy OZE, którzy nie zawarli długoterminowych kontraktów sprzedaży energii, pozostają w pełni zależni od dynamicznych i często nieprzewidywalnych wahań cen na rynku spotowym. O ile w okresach szczytowego zapotrzebowania mogą one korzystać z wysokich cen, to w czasie nadprodukcji stają przed ryzykiem ujemnych stawek i gwałtownych spadków przychodów. Taka sytuacja utrudnia planowanie i zarządzanie płynnością finansową, zwłaszcza w przypadku instalacji obciążonych kredytowaniem.
Jak się zabezpieczyć przed ujemnymi cenami energii?
Ujemne ceny energii nie znikną, jak za dotknięciem czarodziejskiej różdżki. Nawet jeśli wprowadzanie mechanizmy zapobiegawcze zaczna działac pełna parą, będą zdarzać się, wcale nierzadkie, sytuacje, gdy za możliwość wprowadzenie energii do sieci trzeba będzie zapłacić lub powstrzyma csie od produkcji w okresie, gdy jest ona szczytowa. Dlatego niezmiernie istotne jest wdrażanie strategii, które pozwolą nie tylko ograniczyć straty, ale też wykorzystać fluktuacje cen na korzyść producenta. Jednym z najskuteczniejszych narzędzi są wspominane wcześniej magazyny energii.
1. Magazynowanie energii – narzędzie optymalizacji przychodów i redukcji ryzyka
Dla właścicieli instalacji OZE magazyny energii to nie tylko bufor bezpieczeństwa, ale przede wszystkim narzędzie zwiększania rentowności. Dzięki BESS możliwe jest akumulowanie nadwyżek energii w godzinach, gdy podaż przewyższa zapotrzebowanie. Taka strategia nie tylko zwiększa przychody, ale również pozwala na unikanie strat wynikających z tzw. curtailmentu, czyli wymuszonego ograniczania produkcji przez operatorów systemów przesyłowych. Co istotne, funkcjonalność BESS nie kończy się na prostym arbitrażu cenowym. Magazyny energii coraz częściej wchodzą także na rynek usług systemowych, oferując wsparcie w zakresie bilansowania mocy, regulacji częstotliwości (FCR) czy rezerwy mocy. Dzięki temu zyskują dodatkowe źródło przychodu, dywersyfikując model biznesowy inwestycji.
2. Udział w mechanizmach elastyczności
Operatorzy systemów przesyłowych i dystrybucyjnych dynamicznie rozwijają rynki usług elastyczności, oferując wytwórcom energii możliwość zarabiania na wygaszaniu generacji lub przesuwaniu jej w czasie. Dzięki współpracy z agregatorami – wyspecjalizowanymi podmiotami łączącymi oferty wielu prosumentów i małych farm – nawet niewielkie instalacje zyskują dostęp do lukratywnych kontraktów na elastyczność. Taka współpraca nie tylko generuje dodatkowe przychody, ale i chroni przed koniecznością sprzedaży energii po ujemnych stawkach.
3. Optymalizacja profilu produkcji
Integracja instalacji OZE z lokalnymi odbiorcami, na przykład zakładami przemysłowymi czy systemami ładowania pojazdów elektrycznych, pozwala na zwiększenie autokonsumpcji, a tym samym ogranicza sprzedaż nadmiaru do sieci w niekorzystnych godzinach. Wykorzystanie zaawansowanych prognoz pogody i cen energii, wdrożenie systemów EMS/BMS oraz automatyzacja sterowania pracą inwerterów i magazynów umożliwiają dynamiczne reagowanie na sygnały rynkowe. Dzięki temu wytwórca może w czasie rzeczywistym zwiększać lub zmniejszać produkcję, maksymalizując zyski i minimalizując podatność na ujemne ceny.
4. Zawarcie umowy PPA (Power Purchase Agreement)
Jednym z najskuteczniejszych sposobów ograniczenia ryzyka związanego z ujemnymi cenami energii jest zawarcie długoterminowej umowy sprzedaży energii typu PPA. Umowa taka polega na bezpośredniej sprzedaży energii elektrycznej wybranemu po uzgodnionej cenie i na określony czas. PPA pozwala producentowi energii odnawialnej zabezpieczyć się przed wahaniami cen na rynku spot. Dzięki stałej lub indeksowanej cenie energii (np. w odniesieniu do TGeBase) wytwórca uzyskuje przewidywalność przychodów i ogranicza ryzyko sytuacji, w której będzie zmuszony sprzedawać energię po cenie ujemnej lub zerowej. Z punktu widzenia ryzyka ujemnych cen, PPA jest formą zabezpieczenia – niezależnie od chwilowych anomalii na rynku spot, strony rozliczają się zgodnie z ustalonym mechanizmem. Co więcej, w wielu przypadkach PPA zawiera mechanizmy dodatkowej ochrony, np. przed redukcją mocy (curtailment) lub zmianami legislacyjnymi.
Ujemne ceny energii jako szansa?
Choć na pierwszy rzut oka ujemne ceny energii wydają się zagrożeniem dla stabilności rynku, w rzeczywistości mogą stanowić okazję do budowania przewagi konkurencyjnej dla tych podmiotów, które potrafią elastycznie zarządzać zużyciem i wytwarzaniem energii. Paradoksalnie, sytuacje nadpodaży i chwilowego braku popytu tworzą nowe modele biznesowe, które premiują szybkie decyzje i dostęp do technologii umożliwiających reakcję w czasie rzeczywistym.
Odbiorcy energii – zarabiać na zużyciu
Dla odbiorców przemysłowych czy usługowych ujemne ceny to moment, w którym koszt zużycia energii elektrycznej może być zerowy lub wręcz ujemny – operator rynku może zapłacić za jej pobór. Firmy, które dysponują elastycznymi liniami produkcyjnymi, systemami chłodzenia, pompami ciepła czy instalacjami magazynującymi energię w innej formie (np. wodór, ciepło), mogą optymalizować swoją pracę pod kątem cen i znacząco obniżać koszty operacyjne.
Magazyny energii – kup tanio, sprzedaj drogo
Dla właścicieli magazynów energii, momenty ujemnych cen są wręcz wymarzoną sytuacją. Pozwalają ładować akumulatory praktycznie za darmo, a następnie odsprzedawać zgromadzoną energię w godzinach szczytu – z zyskiem. Przy rosnącej zmienności cen i częstych pikach zapotrzebowania, magazyn staje się nie tylko buforem bezpieczeństwa, ale także źródłem stabilnych przychodów.
Agregatorzy i lokalne rynki energii
Agregatorzy elastyczności – podmioty zbierające i koordynujące rozproszone źródła energii i odbiorców – mają tu szczególną rolę do odegrania. Dzięki technologii mogą bilansować system na poziomie lokalnym, minimalizując przeciążenia sieci i wspierając operatorów. Ujemne ceny zwiększają popyt na usługi bilansujące, a to otwiera przestrzeń do budowy lokalnych rynków energii, w których elastyczność staje się towarem o realnej wartości.
Dynamiczne zarządzanie energią – klucz do przewagi
Nowy krajobraz energetyczny premiuje tych, którzy potrafią działać szybko, elastycznie i w oparciu o dane. Rynki energii stają się coraz bardziej dynamiczne, a tradycyjne modele – oparte na biernym uczestnictwie – tracą rację bytu. Ujemne ceny nie są więc tylko problemem, ale także impulsem do inwestycji w nowoczesne technologie, automatyzację i lepsze zarządzanie energią – zarówno po stronie popytu, jak i podaży.
Co można zrobić już dziś? Praktyczne wskazówki dla inwestorów i operatorów OZE
Aby uniknąć ryzyka związanego z ujemnymi cenami energii, nie trzeba czekać na zmiany systemowe czy wieloletnie inwestycje – wiele działań można podjąć już teraz. Oto działania, którymi warto się zainteresować:
Warto renegocjować lub odpowiednio skonstruować umowy typu Power Purchase Agreement (PPA), tak aby zawierały elastyczne warunki sprzedaży, dopuszczające np. czasowe ograniczenie produkcji lub dynamiczne zarządzanie ceną. Umożliwia to ograniczenie ryzyka w momentach, gdy cena energii staje się ujemna.
Uczestnictwo w programach typu Demand Side Response pozwala zyskać wynagrodzenie za dostosowanie profilu produkcji lub zużycia do potrzeb systemu. Operatorzy OZE mogą oferować ograniczenie generacji na żądanie, co staje się nowym źródłem przychodu i elementem strategii unikania strat.
Planując nową inwestycję, warto unikać obszarów o ograniczonej przepustowości sieci. W Polsce istnieją regiony, w których już teraz występują problemy z odbiorem energii, szczególnie w przypadku fotowoltaiki. Zainwestowanie w lokalizację z dobrym dostępem do sieci i potencjalnie rozwijaną infrastrukturą przesyłową może zabezpieczyć przed przyszłymi problemami.
Magazyn energii nie musi być od razu dużym systemem bateryjnym. Coraz więcej firm inwestuje w małe, lokalne magazyny pozwalające przesuwać sprzedaż energii w czasie. To coraz bardziej opłacalne rozwiązanie w kontekście spadających kosztów technologii oraz możliwości dodatkowego zarobku na rynku mocy lub usługach systemowych.
5. Inteligentne systemy zarządzania produkcją
Wdrożenie systemów SCADA lub EMS (Energy Management Systems) pozwala dynamicznie monitorować warunki rynkowe i podejmować decyzje o ograniczeniu produkcji, przechowywaniu energii lub jej przesunięciu. Takie systemy mogą też integrować dane meteorologiczne i prognozy podaży/popytu.
