Ujemne ceny energii na giełdzie TGE a rentowność wielkoskalowych farm fotowoltaicznych – co się naprawdę dzieje w 2025?

Ujemne ceny energii na giełdzie TGE to sytuacja, w której producent płaci operatorowi systemu za „zabranie” wyprodukowanej energii, co w 2025 r. zdarzało się już ponad 280 razy do końca czerwca. Skala zjawiska osiągnęła krytyczny poziom, generując łączną sumę ujemnych cen na TGE Fixing I w wysokości –22 976 zł/MWh w pierwszym półroczu. Bezpośrednią przyczyną tej anomalii rynkowej jest strukturalna nadpodaż energii z instalacji fotowoltaicznych (PV) w godzinach południowych przy jednoczesnej niskiej elastyczności konwencjonalnych bloków węglowych. Sytuacja ta zmusza inwestorów do rewizji modeli finansowych i implementacji systemów magazynowania energii (BESS) w celu ochrony marży operacyjnej.

Ile tracą farmy PV, gdy TGE płaci za odbiór energii?

Rentowność farm fotowoltaicznych w 2025 roku została poddana bezprecedensowej próbie ze względu na częstotliwość występowania cen ujemnych na Rynku Dnia Następnego (RDN). Do dnia 30 czerwca 2025 r. odnotowano ponad 280 godzin, w których indeksy giełdowe spadły poniżej zera, co dla podmiotów działających bez zabezpieczeń typu PPA (Power Purchase Agreement) oznacza konieczność dopłaty do każdej wprowadzonej do sieci jednostki energii. Skumulowana wartość ujemnych cen w tym okresie wyniosła –22 976 zł/MWh, co w przeliczeniu na standardową farmę o mocy 1 MWp pracującą w warunkach pełnego nasłonecznienia generuje straty rzędu kilkudziesięciu tysięcy złotych.

Analiza danych operacyjnych za pierwsze dwa kwartały 2025 roku wskazuje na wyraźną korelację między wysoką insolacją a ujemnymi marżami producentów. Najtrudniejsza sytuacja wystąpiła w czerwcu, gdzie ponad połowa godzin produkcyjnych (w przedziale 9:00–17:00) charakteryzowała się cenami ujemnymi, co realnie przełożyło się na utratę 53,3% potencjalnego przychodu z generacji w tym miesiącu. Poniższa tabela przedstawia szczegółowe zestawienie strat finansowych dla instalacji referencyjnej 1 MWp.

Równolegle do mechanizmów rynkowych, producenci zmagają się z procedurą określaną jako nierynkowe redysponowanie mocy, realizowaną przez Operatora Systemu Przesyłowego (PSE) na podstawie art. 9 ust. 1 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943. W okresie od stycznia do września 2024 roku łączna wartość ograniczeń produkcji OZE wyniosła 925 GWh, co stanowiło 2,3% całkowitego potencjału wytwórczego sektora. Takie interwencje są niezbędne dla zachowania parametrów jakościowych energii elektrycznej, jednak drastycznie obniżają stopę zwrotu z inwestycji.

Kluczowe przyczyny narastającej nierównowagi w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) można sklasyfikować w trzech głównych obszarach strukturalnych:

• Niska elastyczność operacyjna bloków węglowych klasy 200 MWe, uniemożliwiająca ich szybkie wyłączanie w szczycie produkcji PV.
• Niewystarczająca moc zainstalowana w magazynach energii (BESS), zdolna do absorpcji nadwyżek w skali systemowej.
• Ograniczone zdolności eksportowe na połączeniach transgranicznych w okresach, gdy rynki ościenne również notują nadpodaż energii z OZE.

Dlaczego system nie chce przyjąć taniej energii słonecznej?

Podstawową barierą technologiczną polskiej energetyki jest sztywność cieplnych jednostek wytwórczych, które projektowane były do pracy w podstawie systemu. Typowy blok konwencjonalny o mocy 200 MWe posiada minimalną moc techniczną na poziomie około 40% Minimum Continuous Rating (MCR). Oznacza to, że jednostka ta nie może pracować poniżej mocy 80 MW bez ryzyka awarii lub trwałego uszkodzenia instalacji kotłowej. Ponadto, proces ponownego rozruchu wyłączonego bloku trwa minimum 4 godziny, co sprawia, że operatorzy wolą utrzymywać produkcję przy ujemnych cenach, niż wyłączać jednostkę na kilka godzin szczytu fotowoltaicznego.

Zjawisko to próbuje mitygować Program Bloki 200+, zainicjowany przez Ministerstwo Energii, który zakłada dostosowanie do 2028 roku około 5 GW mocy zainstalowanej w jednostkach konwencjonalnych do roli elastycznych źródeł regulacyjnych. Jednak do czasu pełnej modernizacji floty wytwórczej, system pozostaje zakładnikiem bezwładności technologicznej węgla. W sytuacjach ekstremalnych, takich jak 13 kwietnia 2025 r., Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) zmuszone są do wydawania poleceń redukcji generacji OZE w celu stabilizacji parametrów sieci.

Redukcja była konieczna ze względu na bezpieczeństwo poziomów częstotliwości w warunkach braku możliwości dalszego obniżenia generacji w jednostkach konwencjonalnych przy jednoczesnym wyczerpaniu zdolności eksportowych.

Wspomniany 13 kwietnia 2025 r. zapisał się jako rekordowy dzień ograniczeń, w którym PSE zredukowało produkcję z farm PV o łączną wartość 692 GWh. W krytycznych godzinach między 10:00 a 14:00 cena na Rynku Bilansującym oscylowała wokół poziomu –30 zł/MWh. Takie incydenty obnażają wąskie gardła infrastruktury przesyłowej, zaprojektowanej historycznie pod przesył energii z dużych zagłębi węglowych na południu kraju do centrów odbiorczych, co nie koresponduje z rozproszonym charakterem obecnych źródeł PV i wiatrowych.

Czy magazyn energii ratuje biznes farmy?

Analiza opłacalności inwestycji w fotowoltaikę w 2025 roku wskazuje na postępującą kanibalizację cen (price cannibalization). Indeks TGePVm, odzwierciedlający średnią cenę ważoną wolumenem produkcji PV, był w roku obrachunkowym 2023/2024 o 22,5% niższy od indeksu BASE. W miesiącach letnich 2024 roku dyskonto to pogłębiło się do poziomu 31%, co bezpośrednio uderza w rentowność farm pozbawionych systemów magazynowania. Implementacja magazynu energii typu BESS (Battery Energy Storage System) staje się zatem warunkiem koniecznym dla utrzymania akceptowalnego poziomu IRR.

Rozważając przypadek referencyjny magazynu o parametrach 2 MW / 4 MWh, przy szacowanym nakładzie inwestycyjnym (CAPEX) wynoszącym 3,2 mln zł, możliwe jest osiągnięcie wewnętrznej stopy zwrotu (IRR) na poziomie 11%. Wynik ten jest osiągalny przy założeniu wykonania około 250 pełnych cykli ładowania rocznie oraz aktywnym udziale w rynkach usług systemowych. Średnia cena za usługi aFRR (automatyczna rezerwowa częstotliwości) w 2024 roku wynosiła około 240 zł/MWh, co stanowi istotne źródło przychodu, niezależne od prostego arbitrażu cenowego na rynku energii.

Inwestycja w BESS pozwala na przesunięcie sprzedaży energii z godzin o cenach ujemnych lub niskich na okresy wieczornego szczytu zapotrzebowania, gdzie ceny są najwyższe. Ponadto, magazyn eliminuje ryzyko całkowitej utraty przychodów w wyniku nierynkowego redysponowania, ponieważ energia, która nie mogłaby trafić do sieci, zostaje zmagazynowana lokalnie. W obecnych warunkach rynkowych magazyn o pojemności pozwalającej na 2 godziny pracy z mocą znamionową jest w stanie wyeliminować do 80% strat wynikających z ujemnych cen energii.

Jak zarządzać farmą, żeby spać spokojnie?

Nowoczesne zarządzanie aktywami PV w dobie ujemnych cen wymaga przejścia od pasywnego monitoringu do aktywnego sterowania mocą w czasie rzeczywistym. Zaawansowane systemy SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) nowej generacji oferują funkcjonalność automatycznej ochrony przed ujemnymi cenami. System w interwałach 15-minutowych pobiera dane cenowe z TGE i w przypadku wystąpienia ujemnego Centralnego Rozliczenia Odchyleń (CRO), wysyła sygnał do inwerterów w celu ograniczenia lub całkowitego wstrzymania generacji. Taka automatyzacja pozwala na oszczędności rzędu 5-10 tys. zł/MWp w skali roku.

Algorytm działania systemu zarządzania energią składa się z trzech etapów:

1. Ciągłe pobieranie danych o cenach rozliczeniowych z TGE oraz prognoz pogody w czasie rzeczywistym.
2. Analiza korelacji między przewidywaną produkcją a progiem rentowności zdefiniowanym przez koszty zmienne (np. opłaty za korzystanie z sieci).
3. Automatyczne odłączanie sekcji paneli (stringów) o najniższej wydajności lub dławienie mocy inwerterów w czasie poniżej 60 sekund od zmiany statusu rynkowego.

Kolejnym elementem budowania przewagi konkurencyjnej jest wykorzystanie wskaźnika Health Index opartego na uczeniu maszynowym (ML). Modele analityczne porównują krzywe prądowo-napięciowe (I-V) poszczególnych modułów i są w stanie zidentyfikować mikro-pęknięcia lub hot-spoty na 2 do 4 tygodni przed wystąpieniem awarii. Dzięki wczesnej diagnostyce, właściciel farmy może zaplanować serwis w godzinach niskich cen energii, minimalizując tzw. Opportunity Cost. Wykrycie 1% spadku mocy na 30 dni przed poważną usterką może przynieść dodatkowy zysk operacyjny w wysokości 12 tys. zł dla farmy wielkoskalowej.

FAQ – co inwestorzy pytają najczęściej