Interpelacja w sprawie pogłębiających się problemów branży odnawialnych źródeł energii, w szczególności farm fotowoltaicznych, w Polsce

Interpelacja w sprawie pogłębiających się problemów branży odnawialnych źródeł energii, w szczególności farm fotowoltaicznych, w Polsce Interpelacja nr 9751 do ministra klimatu i środowiska w sprawie pogłębiających się problemów branży odnawialnych źródeł energii, w szczególności farm fotowoltaicznych, w Polsce Zgłaszający: Krystyna Sibińska Data wpływu: 07-05-2025 W ostatnim czasie można zaobserwować coraz częstsze przypadki wyłączenia instalacji OZE przez operatorów systemu elektroenergetycznego, co negatywnie wpływa na producentów zielonej energii. Zjawisku temu towarzyszą ujemne ceny energii elektrycznej odnotowywane na Rynku Dnia Następnego (RDN). Powyższe problemy rodzą obawy o opłacalność inwestycji w OZE w Polsce oraz wymagają pilnych działań ze strony Ministerstwa Klimatu i Środowiska. Poniżej przedstawiam stan faktyczny uzasadniający niniejszą interpelację. Narastający problem wyłączeń farm fotowoltaicznych przez operatorów Operator krajowego systemu przesyłowego PSE oraz operatorzy sieci dystrybucyjnych coraz częściej wydają polecenia redukcji generacji ze źródeł OZE, w szczególności z farm fotowoltaicznych. Dzieje się tak w sytuacjach nadpodaży energii, gdy podaż z OZE przewyższa zapotrzebowanie i brakuje innych narzędzi zbilansowania systemu. W praktyce oznacza to czasowe wyłączanie części mocy farm słonecznych (tzw. nierynkowe redysponowanie OZE), aby utrzymać stabilność sieci. O ile przepisy pozwalają poszkodowanym wytwórcom ubiegać się o rekompensaty finansowe za niewyprodukowaną energię, to jednak częste wyłączenia powodują straty finansowe (utratę przychodów ze sprzedaży energii) oraz zwiększają ryzyko inwestycyjne. Producenci energii z OZE sygnalizują, że brak możliwości sprzedaży wytworzonej energii i nieprzewidywalność wyłączeń podważa opłacalność prowadzenia działalności w tym sektorze. Taka sytuacja zmniejsza motywację do dalszych inwestycji w OZE i zagraża realizacji wyznaczonych celów energetyczno-klimatycznych. Skala zjawiska w 2024 r. i w 2025 r. (do maja) Dostępne dane wskazują na gwałtowny wzrost częstotliwości i skali ograniczeń farm fotowoltaicznych w ostatnim okresie. Dla porównania, w 2023 r. łączna ilość energii słonecznej, której wytwarzanie musiało zostać ograniczone, wyniosła ok. 40 GWh. Tymczasem od początku 2024 r. nastąpił drastyczny przyrost wyłączeń – do połowy maja 2024 r. łączny wolumen wymuszonej redukcji energii z PV przekroczył 350 GWh. Również liczba interwencji operatorskich znacząco wzrosła, np. operator Tauron Dystrybucja w 2024 r. (do 31 maja) realizował polecenia wyłączenia OZE 28 razy, podczas gdy w całym 2023 r. tylko 4 razy. Szczególnie trudna sytuacja wystąpiła wiosną 2025 r. – w marcu 2025 r. PSE aż przez 18 dni musiało aktywować redukcje mocy OZE, odłączając w sumie ok. 103,2 GWh energii z OZE (co jest dwukrotnie większą wartością niż w marcu 2024 r.). Towarzyszył temu znaczny spadek cen giełdowych, włącznie z występowaniem cen ujemnych. Ujemne ceny energii elektrycznej na krajowym rynku hurtowym stają się zjawiskiem coraz częstszym. Dla porównania w 2024 r. odnotowano 199 godzin z cenami ujemnymi, podczas gdy w pierwszym kwartale 2025 r. już 67 godzin. Problem nasilił się – w 2024 r. ujemne ceny pojawiały się głównie w słoneczne dni weekendowe lub świąteczne (gdy zapotrzebowanie na moc jest niższe), jednak w roku 2025 występowanie tego zjawiska stało się częstsze i bardziej rozproszone także na dni robocze. Szczególnie długi okres ujemnych cen odnotowano 1 stycznia 2025 r., kiedy przez prawie 19 godzin obowiązywały ceny poniżej zera na TGE. Również w trakcie tegorocznej majówki (dni ok. 1–3 maja 2025 r.) w Polsce mieliśmy do czynienia z nadpodażą energii z OZE, co skutkowało ujemnymi cenami rzędu -123 zł/MWh w szczycie generacji i koniecznością ograniczania pracy farm fotowoltaicznych. Tak duża częstość ujemnych cen energii obrazuje systemowy charakter wyzwania – nadprodukcja energii ze słońca przy niewystarczającej elastyczności odbioru. Opisane powyżej zjawiska mają bezpośredni wpływ na sytuację finansową firm inwestujących w odnawialne źródła. W godzinach, gdy ceny energii spadają poniżej zera, producenci nie tylko nie uzyskują przychodu, ale wręcz musieliby dopłacać do każdej wyprodukowanej megawatogodziny. Zgodnie z obowiązującymi przepisami wytwórcy OZE korzystający z systemu aukcyjnego nie otrzymują wsparcia (dopłaty) za energię wyprodukowaną w godzinach z cenami ujemnymi trwającymi co najmniej 6 kolejnych godzin. Oznacza to, że w razie dłuższych okresów ujemnych cen (co zdarzało się już wielokrotnie w 2024 i 2025 r.), nawet instalacje, którym przysługuje gwarantowana cena sprzedaży z aukcji, pozostają w tych godzinach bez przewidywanego przychodu. Ministerstwo Klimatu i Środowiska zauważa, że problem najbardziej dotyka właścicieli farm fotowoltaicznych, gdyż to nadprodukcja energii słonecznej w pogodnych godzinach południowych powoduje największe spadki cen. Pani Minister określiła to zjawisko wręcz jako „anomalię gospodarczą”, zwracając uwagę, iż część inwestorów, którzy wygrali aukcje OZE, wstrzymała budowę farm PV, oczekując poprawy sytuacji rynkowej, zaś już działające instalacje osiągają przychody znacznie niższe od planowanych. To bardzo niepokojący sygnał – grozi on zahamowaniem rozwoju sektora OZE w Polsce, jeśli inwestorzy zaczną masowo wycofywać się z realizacji projektów z powodu braku opłacalności. Opisana wyżej problematyka ma wymiar europejski. Hiszpania – kraj o jednym z największych przyrostów mocy PV w ostatnich latach – doświadcza obecnie poważnego kryzysu ekonomicznego w sektorze farm słonecznych. Jak donoszą media, ponad 50 GW projektów fotowoltaicznych w Hiszpanii zostało wystawionych na sprzedaż po obniżonych cenach z powodu pogorszenia się ich rentowności. Głównym powodem jest znaczący spadek cen energii w godzinach najwyższej generacji słonecznej – średnia cena hurtowa energii w Hiszpanii w 2024 r. wyniosła ~63 EUR/MWh, lecz energia sprzedawana z fotowoltaiki uzyskiwała średnio jedynie ~35 EUR/MWh, zaś historyczne minimum odnotowano w kwietniu 2024 r., kiedy cena spadła do zaledwie 5,50 EUR/MWh. Tak niskie przychody nie pokrywają kosztów operacyjnych farm PV, co postawiło wielu inwestorów pod ścianą. W efekcie najwięksi gracze na rynku (m.in. Iberdrola, Endesa, Repsol, Shell i inni) wycofują się z części projektów – sprzedają udziały w istniejących farmach lub porzucają plany inwestycyjne. Branża przewiduje możliwość bankructw firm, a banki ograniczają finansowanie nowych przedsięwzięć. Przyczyną tego kryzysu – oprócz ogromnej podaży taniej energii słonecznej – jest również brak rozwiniętego systemu magazynowania energii oraz słaby wzrost popytu. Eksperci wskazują, że zapotrzebowanie na prąd w Hiszpanii utrzymuje się na poziomie z 2004 roku, a jednocześnie nastąpiła masowa rozbudowa mocy PV bez równoległego wdrożenia obiecanych przez rząd mechanizmów wsparcia (np. dotacji do magazynów energii). W rezultacie hiszpański rynek energii w godzinach południowych uległ załamaniu cenowemu, co podważyło opłacalność wielu inwestycji. Polska – choć różni się od Hiszpanii miksem energetycznym i poziomem nasłonecznienia – stoi przed podobnym wyzwaniem nadpodaży energii ze źródeł odnawialnych w określonych okresach. Już teraz obserwujemy zjawiska (wyłączenia OZE, ceny ujemne) analogiczne do tych, które doprowadziły do trudnej sytuacji w Hiszpanii. Należy zatem wyciągnąć wnioski z doświadczeń hiszpańskich, aby rodzimi inwestorzy nie stanęli przed koniecznością wyprzedaży aktywów z braku rentowności. Opisane realia wskazują na pilną potrzebę usprawnienia mechanizmów bilansowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) w warunkach rosnącego udziału OZE. Aktualnie, gdy występuje nadwyżka podaży energii (np. w słoneczne południe przy niskim obciążeniu), operator zmuszony jest do sięgania po środki ostateczne, jak redukcje generacji OZE. Trzeba podkreślić, że marnowanie wyprodukowanej zielonej energii przez wyłączenia farm nie jest ani ekonomicznie, ani środowiskowo pożądane – stanowi zaprzepaszczenie potencjału czystej energii. Reforma systemu bilansowania powinna zmierzać do zapewnienia większej elastyczności popytu i podaży. Konieczne są inwestycje w magazyny energii, które pozwolą gromadzić nadwyżki produkcji i wykorzystać je w godzinach szczytu zapotrzebowania. Niezbędne jest także szersze włączenie mechanizmów DSR (Demand Side Response) i dynamicznych taryf – tak aby odbiorcy energii (zwłaszcza przemysłowi, ale docelowo i gospodarstwa domowe) byli zachęcani do zwiększania zużycia w okresach nadpodaży (np. w południe w weekend). Ministerstwo Klimatu i Środowiska już podjęło pewne kroki w tym kierunku – od połowy 2024 r. wprowadzono możliwość taryf dynamicznych dla odbiorców, co oznacza, że teoretycznie także ujemne ceny mogłyby przekładać się na korzyści dla aktywnych odbiorców. Należy jednak intensywnie rozwijać to podejście (uregulować zasady i promować oferty z cenami zmiennymi w czasie rzeczywistym) oraz rozważyć mechanizmy wynagradzające konsumentów za zużycie energii w okresach nadwyżki. Równie ważna jest rozbudowa transgranicznych połączeń energetycznych i usprawnienie wymiany międzysystemowej – eksport nadmiarowej energii do sąsiednich krajów może stanowić wentyl bezpieczeństwa, zmniejszając potrzebę krajowych wyłączeń OZE. Podsumowując, elastyczne zarządzanie nadprodukcją energii wymaga kombinacji działań: zwiększenia zdolności magazynowania, uwolnienia popytu poprzez sygnały cenowe oraz modernizacji sieci (inteligentne systemy sterowania przepływami). Równolegle należy przyjrzeć się systemowi wsparcia dla OZE. W warunkach częstszych cen ujemnych należy zabezpieczyć inwestorów przed nadmiernym ryzykiem utraty przychodów. Ministerstwo Klimatu i Środowiska już zapowiedziało pewne rozwiązania – Pani Minister informowała o umożliwieniu dodatkowego rozliczenia ujemnego salda dla wytwórców z farm PV, którzy wygrali aukcje OZE. Mechanizm ten (dobrowolny dla producentów) ma obowiązywać do końca 2027 r. i pozwolić na „wyłączenie” z rozliczeń aukcyjnych tej energii, która przypada na godziny z cenami ujemnymi (czyli de facto ochronę przed koniecznością zwracania dopłat aukcyjnych za te godziny). Takie rozwiązanie ma na celu ustabilizowanie przychodów właścicieli farm fotowoltaicznych, a jednocześnie ograniczenie generacji w momentach nadpodaży. Ponadto ministerstwo słusznie dostrzega potrzebę modyfikacji systemu aukcyjnego – planowane jest wprowadzenie kryteriów pozacenowych premiujących inwestycje istotne z punktu widzenia systemu (np. instalacje hybrydowe z magazynami energii, źródła sterowalne lub zapewniające inne usługi dla sieci). To dobry kierunek – należy wspierać te projekty OZE, które przyczyniają się do elastyczności systemu (przykładowo farmy fotowoltaiczne wyposażone w magazyny energii lub współpracujące z elektrowniami szczytowo-pompowymi). Sumarycznie reforma systemu bilansowania i wsparcia powinna iść w kierunku stworzenia warunków do dalszego bezpiecznego rozwoju OZE bez ryzyka masowego marnowania energii. Zgodnie z zasadami UE odłączanie źródeł OZE powinno być ostatecznością, a priorytetem – pełne wykorzystanie czystej energii. Wymaga to jednak nowych narzędzi regulacyjnych i infrastrukturalnych, za wdrożenie których odpowiada rząd. Znaczenie nowelizacji ustawy wiatrakowej dla rozwoju OZE i zobowiązań klimatycznych Pozytywnym sygnałem dla branży jest przeprowadzenie w bieżącej kadencji liberalizacji tzw. ustawy odległościowej (wiatrakowej). Rząd przyjął projekt nowelizacji, który znosi sztywną zasadę 10H i ustanawia minimalną odległość elektrowni wiatrowej od zabudowań na 500 metrów. Minister klimatu i środowiska określiła ten krok jako ważny element obniżania cen prądu i wsparcia rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce. Odblokowanie inwestycji wiatrowych na lądzie może znacząco poprawić sytuację polskiego miksu energetycznego – farmy wiatrowe dostarczają energii głównie w innych okresach niż fotowoltaika (często wieczorami i zimą, gdy słońca brak), co ułatwi bilansowanie OZE jako całości. Według szacunków Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej poluzowanie ograniczeń lokalizacyjnych może pozwolić na budowę nawet dodatkowych ~10 GW mocy wiatrowych na lądzie w najbliższych latach. Byłby to ogromny zastrzyk zielonej energii – dla porównania obecnie (koniec 2024 r.) łączna zainstalowana moc OZE w Polsce to ok. 31,5 GW. Wzrost mocy wiatrowych, obok fotowoltaiki, jest kluczowy dla osiągnięcia celów klimatycznych i zobowiązań unijnych. Polska zobowiązała się m.in. do podniesienia udziału OZE w finalnym zużyciu energii (cele UE do 2030 r.) oraz redukcji emisji CO 2 zgodnie z porozumieniem paryskim. Nowe farmy wiatrowe przyczynią się do dekarbonizacji sektora elektroenergetycznego, zmniejszą zależność od paliw kopalnych oraz pomogą wypełnić luki podażowe w okresach, gdy fotowoltaika nie produkuje (np. zimą). Należy podkreślić, że rozwój energetyki odnawialnej to nie tylko kwestia ekologii, ale i wymóg prawa unijnego – niewypełnienie krajowych celów OZE grozi karami finansowymi oraz utratą części funduszy UE. Nowelizacja „wiatrakowa” daje szansę na nadrobienie opóźnień w segmencie energetyki wiatrowej (który przez ostatnie ~6 lat był praktycznie zablokowany). Jednocześnie większa dywersyfikacja OZE (mix słońce + wiatr) powinna częściowo złagodzić problem nadpodaży w południe – gdy mocno świeci słońce, zwykle słabiej wieje wiatr, i odwrotnie, co może wyrównywać profil generacji. Niemniej nawet przy skokowym rozwoju farm wiatrowych konieczne będzie realizowanie wspomnianych wyżej działań towarzyszących (magazyny, sieci, zarządzanie popytem), aby w pełni wykorzystać potencjał taniej i czystej energii. Reasumując, nowelizacja ustawy wiatrakowej to krok w dobrą stronę, który – miejmy nadzieję – przełoży się na przyspieszenie transformacji energetycznej Polski oraz ułatwi dotrzymanie zobowiązań klimatycznych naszego kraju. Podsumowując, branża OZE w Polsce stoi obecnie przed paradoksalnym problemem: moc zainstalowana rośnie tak szybko, że w określonych momentach krajowa sieć i rynek nie nadążają z jej absorpcją, co prowadzi do marnotrawstwa energii (wyłączeń farm) i spadków cen uderzających w producentów. Rząd musi pilnie zareagować poprzez zmiany regulacyjne i inwestycje towarzyszące, aby zapewnić dalszy zrównoważony rozwój OZE bez powstawania takich negatywnych skutków. Rozwiązania są znane: zwiększenie elastyczności systemu, wsparcie dla magazynów energii, mechanizmy zachęcające do konsumpcji nadwyżek oraz poprawa ram prawnych dla inwestorów (tak, by mieli pewność stabilnych warunków). Tylko wtedy Polska będzie mogła jednocześnie utrzymać tempo rozwoju odnawialnych źródeł i wypełnić swoje cele klimatyczne, nie narażając przy tym inwestorów na nieakceptowalne ryzyko. W związku z powyższym zwracam się do Pani Minister z następującymi pytaniami: 1. Czy Ministerstwo Klimatu i Środowiska monitoruje skalę oraz skutki coraz częstszych wyłączeń farm fotowoltaicznych przez operatorów i jakie działania zamierza podjąć, aby ograniczyć te sytuacje oraz zabezpieczyć interesy przedsiębiorców produkujących energię z OZE? 2. Jakie dane posiada ministerstwo na temat liczby przypadków (dni/godzin) występowania ujemnych cen energii elektrycznej na RDN oraz wymuszonych wyłączeń elektrowni słonecznych w Polsce w roku 2024 oraz 2025 (styczeń–maj)? Proszę o przedstawienie porównania tych wielkości między 2024 a 2025 rokiem oraz o ocenę głównych przyczyn tak dynamicznego wzrostu nadpodaży energii w systemie. Czy ministerstwo przewiduje, że trend ten będzie się nasilać w kolejnych latach? 3. Czy planowane są zmiany lub reformy w obszarze bilansowania krajowego systemu energetycznego, które zwiększą jego elastyczność w obliczu rosnącego udziału OZE? Chodzi zwłaszcza o działania na rynku energii i mocy, np. czy rząd rozważa mechanizmy zachęcające do magazynowania energii, zwiększenia udziału DSR, wprowadzenia szerszych możliwości dynamicznego kształtowania popytu (dynamiczne taryfy) lub rozbudowy transgranicznych zdolności przesyłowych. Jakie kroki podejmie ministerstwo, aby pełniej wykorzystać nadwyżki energii z OZE, zamiast je tracić? 4. Jakie formy wsparcia dla inwestorów w OZE zamierza wprowadzić lub zmodyfikować ministerstwo, aby złagodzić negatywne skutki ujemnych cen energii i nierynkowych wyłączeń OZE dla ich przychodów? Proszę o informację, czy rozważane jest przedłużenie lub rozszerzenie mechanizmu rozliczania ujemnego salda dla instalacji OZE w systemie aukcyjnym, wprowadzenie zachęt do budowy magazynów energii przy instalacjach OZE lub inne instrumenty rekompensujące straty producentów (np. fundusz wyrównawczy, ubezpieczenia przychodów itp.). Jak ministerstwo ocenia skuteczność dotychczas ogłoszonych rozwiązań (jak wspomniana możliwość pominięcia energii wyprodukowanej w godzinach cen ujemnych przy rozliczeniu aukcyjnym) w stabilizowaniu sytuacji finansowej właścicieli farm fotowoltaicznych? 5. Czy ministerstwo analizuje doświadczenia Hiszpanii dotyczące kryzysu rentowności farm fotowoltaicznych i masowej wyprzedaży projektów PV? Jakie wnioski płyną dla Polski z przypadku hiszpańskiego, w którym nadpodaż energii słonecznej i brak odpowiednich regulacji wsparcia doprowadziły do załamania cen energii dla PV (do poziomów poniżej kosztów wytwarzania)? Czy resort klimatu podejmuje działania zapobiegające wystąpieniu podobnego scenariusza w Polsce – np. poprzez przyspieszenie prac nad systemami magazynowania energii, zmianę mechanizmów rynku energii lub dodatkowe zabezpieczenia dla inwestorów? 6. W jaki sposób nowelizacja tzw. ustawy wiatrakowej (ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych) zostanie wykorzystana jako szansa dla rozwoju OZE i wypełnienia zobowiązań klimatycznych Polski? Ilu nowych inwestycji wiatrowych (oraz jakiego rzędu mocy zainstalowanej) spodziewa się ministerstwo w wyniku złagodzenia restrykcji odległościowych (500 m zamiast 10H)? Czy zostały przeprowadzone analizy, w jakim stopniu dodatkowe moce wiatrowe (np. wspomniane ~10 GW) przełożą się na zwiększenie udziału OZE w krajowym miksie energetycznym i redukcję emisji CO₂? Proszę również o informację, jakie działania towarzyszące są planowane, aby umożliwić szybkie i efektywne przyłączenie nowych farm wiatrowych do sieci. Czy przewidziano inwestycje sieciowe lub zmiany procedur, by uniknąć opóźnień i ograniczeń w przyłączaniu tych źródeł?