• W Polsce wyłączenia OZE na polecenie Polskich Sieci Elektroenergetycznych z przyczyn bilansowych zaczęły się od wiatraków w Wielkanoc 2021 r.  Później było już tylko gorzej i w 2025 r. przekroczyły znacznie 1000 GWh. 
• Tegoroczny festiwal wyłączeń OZE z powodów bilansowych już się zaczął i zapowiada się  kolejny niechlubny rekord.
• -  Do końca lutego ograniczono 77 GWh, czyli o 66 proc. więcej niż w analogicznym okresie rok wcześniej  - mówi Jędrzej Wójcik z Forum Energii. 
• Skutki wyłączeń OZE są wielorakie, ale i recept na  to zjawisko  jest kilka. O wyłączaniu OZE mówią także Anna Szczodra z KPMG, Grzegorz Wiśniewski z Instytutu Energetyki Odnawialnej i Andrzej Modzelewski z E.ON Polska.
• O transformacji energetycznej Polski będziemy mówić podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego, który 22-24 kwietnia odbędzie się w Katowicach.

Redukcja generacji OZE z przyczyn bilansowych (nierynkowe redysponowanie, ang. curtailment ) jest konieczna, gdy podaż energii przekracza popyt i nie są dostępne żadne alternatywne działania równoważące rynek.

To ostateczny środek zaradczy stosowany na polecenie Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) w celu zbilansowania zapotrzebowania na energię z generacją w Krajowym Systemie Elektroenergetyczny (KSE).

W Polsce to zjawisko, które dotyczy fotowoltaiki i wiatraków, ale głównie fotowoltaiki,  pojawiło się w Wielkanoc 2021 r., a później było już tylko gorzej. 

W Polsce w 2025 r. skala wyłączeń OZE z powodów bilansowych była większa niż rok wcześniej 

Anna Szczodra, liderka doradztwa dla branży energetycznej w Polsce i EMA w KPMG w Polsce. Fot. Materiały prasowe / KPMG w Polsce

Anna Szczodra, liderka doradztwa dla branży energetycznej w Polsce i EMA w KPMG w Polsce, zwraca uwagę, że dane dotyczące redysponowań nierynkowych w latach 2024-2025 pokazują istotny wzrost przypadków korzystania przez operatorów z tego mechanizmu.

Jędrzej Wójcik, kierownik Programu Elektroenergetyka w Forum Energii, podaje, że w Polsce w 2025 r. do sieci nie trafiło blisko 1,4 TWh energii z OZE, czyli - jak stwierdza - ponad dwukrotnie więcej niż w 2024 r., a jak podkreśla, 97,8 proc. tej energii przepadło właśnie z przyczyn bilansowych.

Jędrzej Wójcik stwierdza, że w  samym 2025 r. wyraźnie widać też charakterystyczny profil ograniczeń i wskazuje, że największa skala curtailmentu pojawia się latem, w środku dnia, kiedy KSE nie jest w stanie zaabsorbować wysokiej produkcji z fotowoltaiki.

Grzegorz Wiśniewski, prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej (IEO), podczas posiedzenia Parlamentarnego Zespołu ds. Energii i Wodoru (26 lutego), stwierdził, że problem nierynkowych ograniczeń pracy OZE „narasta z roku na rok w tempie wykładniczym, jeśli chodzi o skalę ograniczeń”.

Podał, że w 2023 r. skala tego zjawiska sięgnęła  niecałe 71 GWh, w 2024 r. około 734,5 GWh, a w 2025 r. już 1320 GWh.

To jest marnowanie energii. 720 tys. gospodarstw domowych w ubiegłym roku mogłoby być zaopatrzonych w tę energię, gdyby ona mogła do nich dotrzeć. Do tego dochodzą jeszcze curtailmenty sieciowe i jeszcze autocurtailmenty, bo wytwórcy OZE ograniczają się sami. Skala tego problemu jest olbrzymia - komentował Grzegorz Wiśniewski.

„Wyłączenia OZE to dziś nie incydent, lecz efekt uboczny szybkiej transformacji energetycznej”

Tegoroczny festiwal wyłączeń  OZE już się zaczął i zapowiada się kolejny rekord. 

Jędrzej Wójcik, kierownik Programu Elektroenergetyka w Forum Energii Fot. Materiały prasowe / Forum Energii

- Początek 2026 r. potwierdza trend. Do końca lutego ograniczono 77 GWh, czyli o 66 proc. więcej niż w analogicznym okresie rok wcześniej. W tle jest przede wszystkim dalszy szybki przyrost mocy w fotowoltaice - w ciągu roku doszło 4,7 GW. Dla porównania, moce wiatrowe wzrosły jedynie o 0,4 GW - mówi Jędrzej Wójcik. 

Jędrzej Wójcik podkreśla, że te wyłączenia podobnie jak rok wcześniej, były to niemal wyłącznie ograniczenia z przyczyn bilansowych i  oczywiście to nie koniec, bo chociażby  już pierwsze dwa dni marca przyniosły kolejne 27 GWh redukcji.

- Wyłączenia OZE to dziś nie incydent, lecz efekt uboczny szybkiej transformacji energetycznej. Ich skala rośnie wraz z dynamicznym przyrostem mocy w fotowoltaice i wietrze, przy jednoczesnym niedostosowaniu infrastruktury sieciowej i niewystarczającej elastyczności systemu - komentuje Andrzej Modzelewski, prezes zarządu E.ON Polska.

Konsekwencje wyłączeń OZE są wielorakie. Grzegorz Wiśniewski wskazał na marnowanie energii, potencjału OZE. Także Andrzej Modzelewski zwraca na to uwagę.

- Wyłączenia oznaczają, że tania, zeroemisyjna energia nie trafia do systemu mimo dostępności zasobu. W krótkim okresie duża podaż OZE obniża ceny – czasem do poziomów ujemnych. Jednak gdy źródła są wyłączane, system wraca do droższych i często bardziej emisyjnych jednostek konwencjonalnych. Efekt jest paradoksalny: mamy rosnące moce OZE, ale nie zawsze maksymalizujemy ich realny udział w miksie – komentuje Andrzej Modzelewski. 

Ograniczenia generacji OZE nie pozostają bez skutków dla inwestorów 

Szef E.ON Polska zwraca także uwagę, że ograniczenia generacji OZE nie pozostają bez skutków dla inwestorów. 

- Ograniczenia oznaczają utratę przychodów i zwiększają niepewność projektową. Operatorzy OZE muszą jednak mieć świadomość nadpodaży energii i związanych z tym mechanizmów rynkowych - wskazuje Andrzej Modzelewski. 

Andrzej Modzelewski, prezes zarządu E.ON Polska. Fot. Materiały prasowe / E.ON Polska

Dodaje, że zasadne jest, żeby OZE powstawały, ale ocenia, że jednak powinny powstawać projekty o najlepszej rentowności, czyli w najlepszych lokalizacjach i w najlepszej technologii, a nie wszystkie, ponieważ są wspierane.

Anna Szczodra stwierdza, że zasadniczą konsekwencją nierynkowych redysponowań po stronie operatorów  OZE, w szczególności prowadzących działalności gospodarczą z wykorzystywaniem umów  cPPA rozliczanych w oparciu o wolumen wytworzonej energii elektrycznej (tzw. pay-as-produced), jest utrata przychodów w zakresie, w jakim nie są one pokrywane rekompensatami finansowym.

Podkreśla, że zasadą pozostaje przy tym obowiązek OSP (operatora systemu przesyłowego) do wyrównania jednostce wytwórczej podlegającej redysponowaniu nierynkowemu poniesionej z tego tytułu straty.

- Wyjątkiem od tej zasady jest wyrażenie przez danego wytwórcę w umowie przyłączeniowej z właściwym operatorem sieciowym zgody na brak gwarancji niezawodności dostaw. Wyłącza to bowiem uprawnienie do żądania przez takiego wytwórcę rekompensaty finansowej na pokrycie poniesionej straty - wyjaśnia Anna Szczodra.

Wyzwaniem pozostaje  zwiększanie elastyczności systemu energetycznego 

Co robić, żeby ograniczać nierynkowe redysponowanie OZE i marnowanie przez to potencjału OZE? 

Jędrzej Wójcik stwierdza, że równolegle do rosnącego potencjału OZE w polskim systemie powinny pojawiać się inwestycje zwiększające elastyczność KSE - „przede wszystkim bateryjne magazyny energii oraz nowe, szybko regulujące źródła gazowe”.

Wskazując m.in., że w wielkoskalowych magazynach energii pierwsze ok. 2 GW mocy osiągalnej zakontraktowanej ze wsparciem rynku mocy ma pojawić się dopiero za około 2 lata, a  inwestycje w elastyczne moce gazowe, choć zakontraktowane w rynku mocy, w praktyce postępują zbyt wolno, ocenia, że  dodatkowej elastyczności KSE trzeba szukać w innych zasobach.

- Pierwszym są gospodarstwa domowe z taryfą dynamiczną: ci, którzy przesuwają zużycie na godziny nadwyżek (albo oddają decyzje automatyce w pompie ciepła, ładowarce EV czy AGD), mogą obniżyć rachunki i jednocześnie odciążyć bilansowanie KSE. Drugim jest ciepłownictwo - sektor, który najtaniej zagospodarowuje nadwyżki, magazynując je w magazynach ciepła - mówi Jędrzej Wójcik. 

Grzegorz Wiśniewski, prezes zarządu Instytutu Energetyki Odnawialnej. Fot. PTWP

Na użyteczność ciepłownictwa w zagospodarowaniu energii z OZE  zwraca uwagę Grzegorz Wiśniewski. W 2024 r. powstał raport „Mapa drogowa dla rynku magazynów ciepła w Polsce” sygnowany przez Stowarzyszenie Polska Izba Magazynowania Energii i Elektromobilności oraz IEO. 

Raport pokazywał, że jest możliwe utrzymanie rozwoju OZE i tym samym dekarbonizacji elektroenergetyki i zarazem ciepłownictwa, a droga do tego prowadzi przez rozwój magazynowania energii w cieple, przez rozwój magazynów ciepła.

- Ciepłownictwo systemowe będzie naturalnym partnerem dla integracji z systemem elektroenergetycznym. Już dzisiaj istnieje możliwość zagospodarowania i magazynowania w cieple nadwyżek energii elektrycznej wytworzonej z odnawialnych źródeł energii –komentował Tomasz Surma z Veolia Energia Polska, cytowany w ww. raporcie.

Trzeba więcej uwagi poświęcić integracji elektroenergetyki i ciepłownictwa 

Jędrzej Wójcik wskazuje jednak, że mimo pierwszych kotłów elektrodowych i magazynów ciepła, potencjał ciepłownictwa do magazynowania nadwyżek energii z OZE w cieple pozostaje niewykorzystany z powodu barier przyłączeniowych i wysokich opłat niezwiązanych z energią.

- Przykładowo opłata mocowa premiuje redukcję poboru w godz. 7–22 w dni robocze, czyli akurat wtedy, gdy często występują ograniczenia OZE oraz niskie lub ujemne ceny energii - mówi Jędrzej Wójcik. 

Ciepłownicy potwierdzają problemy z przyłączaniami. Monika Gruźlewska, dyrektorka PTEC, mówiła nam niedawno, że sektor ciepłowniczy mierzy się z takimi samymi problemami przyłączeniowymi jak wytwórcy energii elektrycznej z OZE.

Monika Gruźlewska, dyrektorka PTEC. Fot: Materiały prasowe / Polskie Towarzystwo Energetyki Cieplnej

Andrzej Modzelewski stwierdza, że można ograniczyć wyłączanie OZE i że to się dzieje, a działania, jakie wymienia to m.in. budowa magazynów energii (BESS) – pozwalają przechwycić nadwyżkę produkcji i oddać ją do systemu w godzinach deficytu, kreowanie elastycznego popytu i integracja sektorowa – tu m.in. wykorzystanie nadwyżek do produkcji ciepła systemowego.

W praktyce transformacja przechodzi z etapu „buduj jak najwięcej OZE” do etapu „buduj OZE razem z elastycznością systemu” - komentuje Andrzej Modzelewski.

Anna Szczodra zwraca zaś uwagę, że redysponowanie nierynkowe to  mechanizm uzupełniający dla tzw. redysponowania rynkowego, które obejmuje usługi bilansujące (energia bilansująca oraz moce bilansujące) pozyskiwane przez OSP (operator systemu przesyłowego) od URB (uczestnik rynku bilansującego) będących DUB (dostawca usług bilansujących).

- Jeżeli popatrzymy zatem na to, kto może nam pomóc w bilansowaniu, to będą to podmioty, które aktywnie uczestniczą w bilansowaniu, a więc podmioty, które posiadają status Dostawcy Usług Bilansujących - komentuje Anna Szczodra. 

W  lutym 2026 r. moc zainstalowana samych farm PV i wiatrowych przekroczyła już 37 GW 

Wskazuje, że zasady rynku bilansującego dają możliwość zmitygowania ryzyka finansowego wynikającego z redysponowania nierynkowego.

- Istotny problem, jaki tu należy naświetlić, to oczywiście nagły wzrost redysponowań nierynkowych i sposób wyliczania za nie rekompensat finansowych. Jeżeli redysponowania nierynkowe winny być wyjątkiem, bo zasadą jest redysponowanie rynkowe wynagradzane DUBom, konkurującym ze sobą ofertami na rynku bilansującym, to i wynagrodzenia/rekompensaty finansowe za redysponowania nierynkowe powinny być w wysokościach „wyjątkowych”, czyli wyższe niż wynagrodzenia dla DUBów za energię bilansującą – komentuje Anna Szczodra.

Grzegorz Onichimowski, prezes PSE. Fot: Materiały prasowe / Polskie Sieci Elektroenergetyczne

Wyłączanie OZE na polecenie PSE to zło konieczne, bo jak nam wyjaśniał  Grzegorz Onichimowski, prezes PSE, gdyby nie to redysponowanie nierynkowe to „w najgorszym scenariuszu doszłoby do automatycznego wyłączania poszczególnych elementów systemu i utraty kontroli nad nim”.

- Efektem mógłby być na przykład podział systemu oraz zakłócenia w dostawach energii elektrycznej do odbiorców - komentował Grzegorz Onichimowski.  

Zdaniem Andrzej Modzelewskiego, realistycznie rzecz biorąc, wyłączenia OZE nie znikną całkowicie „bo zmienność wiatru i słońca jest wpisana w naturę tych technologii, a w kolejce stoją nowe projekty”.

- Jeżeli wedle statystyk Urzędu Regulacji Energetyki w polskim KSE na koniec grudnia 2025 r. zainstalowane było blisko 75,5 GW, a na początku 2026 r. maksymalne, historyczne zapotrzebowanie było około 30 GW, to odpowiedź jest prosta, że ograniczenia są i będą. Cała flota ponad 70 GW nie może w tym samym czasie generować energii, na którą nie ma odbioru - komentuje Andrzej Modzelewski.

Dodajmy, że według informacji podanych przez PSE w lutym 2026 r. moc zainstalowana samych farm PV i wiatrowych przekroczyła już 37 GW.