Ile naprawdę kosztuje energia z OZE? Ukryty rachunek transformacji [OPINIA]

Grzegorz Onichimowski, prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A., z pewną złośliwością zauważył niedawno, że w branży wciąż są ludzie, którzy nie rozumieją, że Polski nie stać na utrzymywanie dwóch systemów elektroenergetycznych jednocześnie. Dla tych z Państwa, którzy w tym momencie podrapali się po głowie, zastanawiając się, czy w Polsce rzeczywiście funkcjonuje więcej niż jeden system elektroenergetyczny, wyjaśnię – bajka o „dwóch systemach” to pewna nowomowa PSE, stosowana zresztą od lat. Za poprzednich rządów i zarządów pojawiała się w tonie alarmistycznym („nie chcemy więcej OZE w systemie, bo będziemy musieli utrzymywać dwa systemy”). W rzeczywistości oczywiście funkcjonuje jeden system elektroenergetyczny, który mierzy się z coraz większymi wyzwaniami wynikającymi ze wzrostu udziału odnawialnych źródeł energii w miksie.

Prawda jest bowiem taka, że system elektroenergetyczny z dużym udziałem OZE z definicji musi być systemem backupowanym (czyli takim, w którym zawsze istnieje możliwość szybkiego uzupełnienia niedoboru mocy). Zawsze. Nie jest to ani polska specyfika, ani efekt złych decyzji regulacyjnych, lecz konsekwencja fizyki i charakteru źródeł odnawialnych. Produkcja zależna od pogody nie znika dlatego, że wprowadzimy elastyczność popytu – czyli mechanizmy pozwalające czasowo zmniejszyć zużycie energii przez odbiorców (DSR) albo coraz sprytniejsze taryfy zachęcające odbiorców do przesuwania zużycia. Te narzędzia są potrzebne i będą coraz ważniejsze, ale nie są w stanie „załatwić wszystkiego”. Nie zastąpią ani stabilności systemowej, ani zdolności do reagowania na zdarzenia nagłe, ani całego pakietu usług, które dziś – często niezauważenie – zapewnia energetyka konwencjonalna.

System energetyczny potrzebuje stabilności, której OZE nie dają „przy okazji”

Jedną z największych zalet generacji konwencjonalnej, o której w debacie publicznej mówi się zaskakująco rzadko, jest to, że stabilność systemu nie jest w niej osobnym produktem, lecz naturalną cechą sposobu pracy tych jednostek. Elektrownie węglowe i gazowe dzięki generatorom synchronicznym „przy okazji” dostarczają systemowi bezwładność, zdolność tłumienia zakłóceń oraz stabilne punkty odniesienia dla napięcia i częstotliwości. To właśnie ta fizyczna baza sprawia, że system potrafi spokojnie przejść przez awarie linii, wypadnięcia dużych bloków czy gwałtowne zmiany obciążenia – zanim jeszcze zadziałają mechanizmy rynkowe. W systemie opartym głównie na źródłach przyłączonych przez falowniki żadna z tych funkcji nie „dzieje się sama”: każda musi zostać zaprojektowana, utrzymywana i sfinansowana jako osobna usługa.

Generacja konwencjonalna zapewnia warunki do poprawnego działania zabezpieczeń i odporności systemu na zakłócenia. Wraz z wycofywaniem bloków synchronicznych sieć staje się bardziej wrażliwa, trudniejsza do prowadzenia i mniej przewidywalna, co wymusza kosztowne inwestycje w urządzenia kompensacyjne oraz zmiany w całej filozofii ochrony sieci. Są to realne, techniczne koszty transformacji, rzadko przypisywane do odnawialnych źródeł wytwarzania, choć bezpośrednio z nimi związane.

W tym sensie część najbardziej entuzjastycznych narracji pro-OZE co najmniej trąci hipokryzją. Energia odnawialna jest chwalona za niską cenę megawatogodziny, podczas gdy systemowe funkcje zapewniane dziś przez elektrownie konwencjonalne traktuje się jak coś oczywistego, niemal „naturalnego”. Gdy jednak te elektrownie zaczynają znikać z miksu, te same środowiska postulują rozwój magazynów energii, rynków inercji, usług napięciowych czy mechanizmów elastyczności – już nie jako taniego dodatku, lecz jako kosztownego i niezbędnego zaplecza. To nie jest dowód na to, że węgiel jest „idealnym” źródłem, lecz na to, że przez lata korzystaliśmy z jego systemowych zalet, nie nazywając ich po imieniu, a przede wszystkim – nie płacąc za nie dodatkowo.

Co szczególnie istotne, dziś w Polsce w gruncie rzeczy nie ma jeszcze potrzeby kupowania większości usług systemowych ani wymuszania ich regulacyjnie. Poza rynkiem mocy i kilkoma umowami dotyczącymi black startu (czyli możliwości uruchomienia jednostki wytwórczej – chodzi o zdolność wybranych elektrowni do uruchomienia się „od zera” po blackoucie), reszta stabilności systemu nadal „dzieje się sama”, bo zapewniają ją pracujące bloki konwencjonalne. Inercja, regulacja napięcia czy odporność na zakłócenia nie funkcjonują jako produkty rynkowe i nie mają przypisanej ceny. To sytuacja wygodna, ale bardzo zwodnicza – bo sprawia wrażenie, że problem jeszcze nie istnieje.

Jednocześnie pierwsze elementy „nowego” porządku zaczęły już w Polsce realnie powstawać. Reforma rynku bilansującego w 2024 r. sprawiła, że operator systemu – zamiast opierać się głównie na dużych elektrowniach – zaczął szerzej kupować usługi stabilizujące pracę sieci na otwartym rynku. Chodzi o cały zestaw mechanizmów regulacji częstotliwości – od najszybszej reakcji w ciągu sekund (FCR), przez automatyczne zwiększanie lub zmniejszanie mocy w ciągu kilku minut (aFRR), po wolniejsze, uruchamiane decyzją operatora rezerwy (mFRR) – które pozwalają utrzymać częstotliwość systemu blisko 50 Hz i zachować równowagę między produkcją a zużyciem energii.

Do tej pory w praktyce zapewniały je głównie jednostki konwencjonalne; po zmianach mogą je świadczyć także niezależne firmy, agregatorzy czy właściciele magazynów energii, którzy uzyskują status Dostawcy Usług Bilansujących (DUB).

To istotna zmiana filozofii: stabilność systemu zaczyna być kupowana w sposób konkurencyjny, a nie „zaszyta” wyłącznie w pracy dużych bloków.

Ukryty koszt transformacji: kto zapłaci za inercję i bezpieczeństwo sieci

W krajach Unii Europejskiej, które szybciej ograniczały generację synchroniczną, dokładnie te same funkcje musiały zostać już „wyciągnięte z cienia” i nazwane po imieniu. W Wielkiej Brytanii działają rynki szybkiej odpowiedzi częstotliwościowej, płatne mechanizmy inercji syntetycznej oraz kontrakty na stabilność napięciową i black start. Niemcy z kolei rozwijają rynki mocy biernej i tzw. system strength, inwestując w rozwiązania, które zastępują funkcje dawnych elektrowni węglowych i jądrowych. Wspólny mianownik jest jeden: im mniej generacji synchronicznej w systemie, tym więcej stabilności trzeba kupić osobno – i tym szybciej „tania energia” przestaje być tania, gdy spojrzy się na cały system, a nie tylko na cenę megawatogodziny.

I tu pojawia się zasadnicza wątpliwość, której w polskiej debacie nikt dotąd nie rozbroił do końca: czy ktokolwiek realnie policzył, ile będzie kosztować zapewnienie wszystkich tych usług w systemie, w którym generacja konwencjonalna przestaje odgrywać istotną rolę? Jeżeli takie wyliczenia powstały po stronie Polskich Sieci Elektroenergetycznych, bardzo chętnie bym je zobaczyła – nie w formie jednego slajdu z kwotą, lecz jako spójny model wraz z założeniami: jakie technologie, w jakiej skali, w jakich horyzontach czasowych i przy jakich warunkach pracy systemu. Bo to właśnie założenia decydują o wyniku. A w tego typu analizach wystarczy minimalnie zmienić kilka parametrów, by koszt różnił się o miliardy. Na dziś jedyne, co naprawdę potrafimy policzyć z dużą precyzją, to koszt wytworzenia energii z OZE. Natomiast koszt systemu, który ma tę energię bezpiecznie unieść – z odpowiednim poziomem inercji, odporności na zakłócenia i rezerw – pozostaje obarczony ogromną niepewnością. I nawet gdybyśmy kiedyś doczekali się w pełni transparentnych modeli – co, znając dotychczasową praktykę PSE, byłoby wydarzeniem co najmniej przełomowym – wciąż pozostaną one tylko modelami. Dlatego dziś mówimy raczej o scenariuszach opartych na określonych – często optymistycznych – założeniach niż o twardym, zweryfikowanym przez rzeczywistość rachunku ekonomicznym.

Czy zatem rzeczywiście stać nas na „jeden system”, rozumiany jako szybkie wypychanie generacji konwencjonalnej w myśl podejścia „nabudujemy wiatraków, a potem się zobaczy”, jak powiedział Grzegorz Lot, prezes Taurona z dyplomem MBA, podczas tego samego panelu „Energia, transformacja, gospodarka” na konferencji EEC Trends 2026? Przyznaję – jako uczestniczka tej debaty – że zaliczam się do grona tych „nierozumiejących”. Nie dlatego, że neguję sens transformacji, lecz dlatego, że zbyt często przedstawia się ją w tonie oczywistości, jakby kluczowe pytania zostały już rozstrzygnięte, a wątpliwości wynikały co najwyżej z braku odpowiednich zdolności intelektualnych.

I właśnie tu zaczyna się sedno sprawy. Nie w sporze „wiatr kontra węgiel”, lecz w pytaniu o pełny rachunek kosztów i realny poziom bezpieczeństwa systemu. Tymczasem debata coraz częściej przypomina rozmowę równoległych światów. Akolici OZE pokazują malejące koszty technologii i rekordowe przyrosty mocy, niechętnie mówiąc o kosztach stabilizacji systemu. Zwolennicy węgla podnoszą argument bezpieczeństwa i dyspozycyjności, ciszej wspominając o rosnących kosztach paliw, koniecznych modernizacjach bloków i ryzyku regulacyjnym.

Jedni nie słyszą drugich, bo każdy operuje własnym zestawem liczb i własną narracją.

A system elektroenergetyczny nie działa w dwóch narracjach – działa w jednej fizycznej rzeczywistości. Albo bilans się spina przy akceptowalnym koszcie i poziomie ryzyka, albo się nie spina. I dopóki nie zaczniemy uczciwie liczyć całego systemu – zarówno kosztu wytwarzania, jak i kosztu jego zabezpieczenia – dopóty będziemy prowadzić spór ideologiczny zamiast rozmowy o tym, ile naprawdę kosztuje bezpieczeństwo energetyczne państwa.