Polska może ograniczać produkcję energii ze źródeł odnawialnych w jednej części dnia, a w innej wzywać zakontraktowane moce do pracy — i nie ma w tym sprzeczności. Pierwsze działanie służy opanowaniu lokalnych lub systemowych warunków w danej chwili; drugie zabezpiecza wystarczalność mocy, gdy maleje margines dostępnej podaży.
W sierpniu polski system elektroenergetyczny wysłał dwa pozornie sprzeczne sygnały. 4 sierpnia operator systemu przesyłowego Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) ogłosił okresy zagrożenia na rynku mocy od 17:00 do 19:00, uruchamiając obowiązki zakontraktowanych dostawców mocy. Dwa dni później kolejne okresy zagrożenia trwały od 17:00 do 22:00. Tymczasem w dalszej części miesiąca PSE podejmowały zupełnie inne działania: 20, 22 i 23 sierpnia poleciły instalacjom fotowoltaicznym i wiatrowym ograniczenie produkcji w ramach redysponowania nierynkowego. PSE: informacje o rynku mocy
Sprzeczność znika, gdy patrzymy na system godzina po godzinie, a nie przez pryzmat rocznej produkcji. W jednych warunkach źródła odnawialne mogą wytwarzać więcej energii, niż sieć jest w stanie przyjąć; w innych może zabraknąć niezawodnie dostępnej mocy. Sierpniowe zdarzenia w Polsce pokazują rosnącą różnicę między ilością produkowanej energii elektrycznej a wartością, jaką wnosi ona do systemu.
Dodatkowa megawatogodzina nie ma takiej samej użyteczności o każdej godzinie i w każdym miejscu. Wraz ze wzrostem udziału zmiennych źródeł odnawialnych w Polsce coraz ważniejsze staje się nie tylko to, ile energii można wyprodukować, lecz także to, czy system zdoła ją przyjąć, przesłać, zmagazynować lub dostarczyć tam i wtedy, gdzie jest potrzebna.
Popołudnie z wysoką produkcją PV może przejść w wieczór z napiętym bilansem mocy
4 sierpnia dostarczył wyjątkowo wyraźnego przykładu.
Według analizy Modo Energy produkcja energii z fotowoltaiki w Polsce osiągnęła w południe około 12.8 GW, obniżając zapotrzebowanie rezydualne do około 6.8 GW. Do godziny 20:00 wzrosło ono ponownie do około 12.2 GW wraz ze spadkiem produkcji słonecznej. Jednocześnie produkcja wiatrowa wynosiła tylko około 949 MW, a mniej więcej 4.9 GW mocy elektrowni węglowych i na węgiel brunatny było niedostępne z powodu planowanych letnich remontów. Wysoka temperatura rzek dodatkowo ograniczała część elektrowni cieplnych ze względu na limity dotyczące wody chłodzącej. Modo Energy: analiza zdarzeń z 4 sierpnia
Fotowoltaika nie spowodowała okresu zagrożenia. Złożyło się na niego kilka czynników: remonty jednostek cieplnych, ograniczenia związane z upałem, słaby wiatr i zwykły spadek produkcji słonecznej pod wieczór. Znaczenie tego dnia polega raczej na szybkości zmiany struktury dostępnych zasobów.
W południe produkcja słoneczna była już na tyle duża, że zmieniała zapotrzebowanie rezydualne w Polsce. Kilka godzin później niezawodność dostaw zależała od zupełnie innego zestawu dostępnych zasobów: elektrowni cieplnych, wiatru, importu, zarządzania popytem i innych źródeł elastyczności.
W rocznych statystykach łatwo przeoczyć tę różnicę. Państwo może zwiększyć produkcję energii odnawialnej o wiele TWh, a mimo to doświadczać napiętego bilansu w poszczególnych godzinach. Podobnie 1 GW mocy zainstalowanej w OZE nie zapewnia automatycznie 1 GW mocy dyspozycyjnej o 19:00.
Podczas zdarzenia 4 sierpnia Polska nie dysponowała jeszcze flotą magazynów bateryjnych wystarczająco dużą, by istotnie wpłynąć na wieczorną zmianę bilansu. Modo szacuje, że baterie pokryły mniej niż 0.2% polskiego zapotrzebowania w godzinach wezwania. Polski system wykazywał już cechy rynku z wysoką produkcją PV w dzień, zanim wielkoskalowe baterie stały się na tyle znaczące, by zmieniać jego pracę wieczorem.
Redysponowanie pokazuje drugą stronę rynku
W dalszej części sierpnia PSE poleciły instalacjom PV i wiatrowym ograniczenie produkcji 20, 22 i 23 sierpnia. Dane operatora pokazują też powtarzające się redysponowanie OZE wcześniej w tym miesiącu: instalacji PV w dniach 11–16 sierpnia oraz wiatrowych 11, 15 i 16 sierpnia. PSE: komunikat o redysponowaniu
Nie byłoby trafne tłumaczenie każdego takiego zdarzenia po prostu „nadmiarem fotowoltaiki” w Polsce. Redysponowanie nierynkowe może wynikać z potrzeb bilansowania, ograniczeń sieciowych i szerszych warunków bezpieczeństwa pracy systemu. Komunikaty PSE dotyczące rekompensat potwierdzają ograniczenie produkcji OZE, ale nie dowodzą, że każde polecenie miało tę samą przyczynę.
Pokazują natomiast, że tego lata w Polsce wielokrotnie występowały okresy, w których dostępnej produkcji ze źródeł odnawialnych nie można było w pełni wykorzystać bez interwencji.
Ma to znaczenie, ponieważ wzrostu OZE nie da się już oceniać wyłącznie na podstawie zainstalowanych GW lub rocznych TWh. Kolejna MWh energii odnawialnej może w skali roku nadal ograniczać zużycie paliw i emisje, lecz jej bezpośrednia wartość dla systemu coraz bardziej zależy od czasu i miejsca produkcji oraz możliwości przyjęcia jej przez sieć i cały system.
Nie należy więc mechanicznie łączyć zdarzeń redysponowania z sierpniowymi wezwaniami na rynku mocy. Nastąpiły w różne dni i przy różnych warunkach pracy systemu. Nie ma dowodów, że energię ograniczoną podczas jednego zdarzenia można było po prostu zmagazynować i dostarczyć podczas drugiego.
Szerszy związek polega na tym, że ilość energii i jej wartość dla systemu coraz bardziej różnią się w zależności od czasu, miejsca i możliwości sterowania.
Redysponowanie ujawnia koszt produkcji, której nie można w pełni przyjąć tam i wtedy, gdzie powstaje. Okres zagrożenia na rynku mocy pokazuje wartość niezawodnie dostępnej mocy MW w określonych godzinach. Polska nie przechodzi po prostu od „zbyt dużej” do „zbyt małej” ilości energii elektrycznej. Ten sam system może wyceniać energię bardzo różnie wraz ze zmianą warunków.
Baterie wchodzą na rynek, gdy ta różnica staje się coraz wyraźniejsza
Nie jest to już wyłącznie kwestia bieżącej pracy systemu, ponieważ Polska jednocześnie zmierza ku znacznie większej flocie magazynów bateryjnych.
W grudniu 2025 r. Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej zatwierdził wsparcie dla 174 projektów magazynowania energii w dwóch programach. Spośród nich 172 projekty wspierane z Funduszu Modernizacyjnego obejmują planowaną moc i pojemność około 3.9 GW / 14.5 GWh i mają zostać ukończone do końca 2028 r. Oddzielne wsparcie dotyczy dużych projektów w Żarnowcu i Ełku, które łącznie obejmują 425 MW / 2,032 MWh. Polskie Ministerstwo Klimatu i Środowiska · NFOŚiGW: program wsparcia magazynowania energii
Część tych inwestycji wyszła już poza etap zapowiedzi. PGE rozpoczęła budowę magazynu BESS w Żarnowcu w 2025 r. Projekt przewiduje około 262 MW / 981 MWh, a rozpoczęcie eksploatacji komercyjnej zaplanowano na drugi kwartał 2027 r. PGE: informacje o projekcie w Żarnowcu
Do kwietnia 2026 r. na plac budowy zaczęły już trafiać kluczowe jednostki DC-Link przeznaczone do instalacji. To widoczny sygnał, że projekt wszedł w etap fizycznej realizacji. LG Energy Solution: aktualizacja projektu
Moment ma znaczenie. Duże magazyny bateryjne zaczynają przechodzić od wyników aukcji, kolejek przyłączeniowych i programów wsparcia do rzeczywistej budowy właśnie wtedy, gdy operacyjna wartość elastyczności staje się coraz wyraźniejsza.
Ich roli nie można jednak sprowadzić do ładowania przy nadwyżce energii słonecznej i rozładowywania po zachodzie słońca.
Bateria może pomóc ograniczyć konkretną potrzebę redysponowania tylko wtedy, gdy jest podłączona w miejscu, w którym jej ładowanie jest użyteczne, ma dostateczny zapas możliwości ładowania i nie podlega temu samemu ograniczeniu sieciowemu. Zapewnienie niezawodnej mocy wieczorem stawia inne wymagania: odpowiedni czas pracy, wystarczający stan naładowania, kwalifikację rynkową i strategię eksploatacji, która zachowa energię na potrzebną godzinę.
Ważniejsze pytanie dla Polski nie brzmi więc tylko: ile mocy bateryjnej powstanie? Chodzi o to, za jakie usługi baterie będą wynagradzane.
Uzasadnienie inwestycji w polskie BESS obejmuje coraz więcej rynków
Rynek mocy był ważną częścią uzasadnienia inwestycji w polskie magazyny BESS, ponieważ zapewnia możliwość uzyskiwania przychodów za zakontraktowaną dyspozycyjność. Znaczenie przychodów z tego mechanizmu wyraźnie jednak osłabło.
Według wyliczeń Modo Energy korekcyjny współczynnik dyspozycyjności stosowany wobec BESS na polskim rynku mocy spadł w ciągu trzech lat z 95% do 13.4%. Przy współczynniku 13.4% bateria o mocy 100 MW uzyskuje na rynku mocy uznanie tylko 13.4 MW. Modo szacuje, że efektywne płatności za moc spadły wskutek tego o około 85%. Mimo to, według tej analizy, w aukcji z grudnia 2025 r. zakontraktowano około 5.1 GW fizycznej mocy BESS. Modo Energy: analiza rynku mocy dla polskich BESS
Nie oznacza to, że rynek mocy stracił znaczenie. Oznacza jednak, że same przychody z niego nie wystarczają już do wyjaśnienia skali polskich projektów BESS.
Usługi bilansujące i optymalizacja obrotu na rynku hurtowym stają się coraz ważniejszą częścią obrazu.
Roczny poziom referencyjny Modo dla lipca 2026 r., obliczony dla modelowego polskiego magazynu czterogodzinnego bez ograniczeń, wyniósł 1.67 mln PLN/MW rocznie. W symulacji rezerwa mocy aFRR odpowiadała za 67% struktury przychodów, handel na rynku dnia następnego za 24%, a FCR za 8%. Modo Energy: wskaźnik dla polskich BESS z lipca 2026 r.
Liczby te nie są raportowanymi przychodami działającej polskiej baterii. Polska nie publikuje danych o przychodach poszczególnych wielkoskalowych magazynów BESS, dlatego Modo modeluje reprezentatywny obiekt na podstawie rzeczywistych cen rynkowych. Wskaźnik pomaga zrozumieć strukturę rynku, lecz nie służy do prognozowania przychodów konkretnego projektu.
Pokazuje on natomiast, że rozwijającego się polskiego rynku magazynowania nie można sprowadzić do prostego arbitrażu między południem a wieczorem. Rynek mocy, usługi bilansujące i rynek hurtowy składają się na strukturę przychodów.
Wraz z przyłączaniem kolejnych baterii możliwości te ponownie się zmienią. Konkurencja może ograniczyć przychody z usług systemowych, przez co coraz ważniejsze staną się czas pracy magazynu, optymalizacja na rynku hurtowym, lokalizacja w sieci i strategia dysponowania energią. Baterie wchodzące na polski rynek nie tylko będą uczestniczyć w jego obecnej postaci; przy odpowiedniej skali pomogą go zmienić.
Następny etap dotyczy mocy, którą system może rzeczywiście wykorzystać
Sierpniowe zdarzenia w Polsce nie dowodzą po prostu, że w jednej chwili kraj ma za dużo energii elektrycznej, a w innej za mało.
Pokazują coś ważniejszego.
Produkcja słoneczna jest już na tyle duża, że zmienia zapotrzebowanie rezydualne w ciągu dnia. W określonych warunkach systemowych produkcja ze źródeł odnawialnych wielokrotnie wymagała redysponowania. A jednak zaledwie kilka godzin później niezawodnie dostępna moc może stać się cenna, gdy zmienia się struktura wytwarzania i niedostępne są inne zasoby. Tymczasem polska flota wielkoskalowych baterii dopiero wchodzi w etap fizycznej realizacji.
Kolejny etap transformacji nie polega więc wyłącznie na dodawaniu odnawialnych MWh. Polega na przekształcaniu coraz bardziej zmiennej produkcji energii w wartość użyteczną dla systemu w godzinach i miejscach, w których jest potrzebna.
Magazynowanie bateryjne będzie jednym z elementów tej zmiany, obok silniejszych sieci, połączeń międzysystemowych, elastyczności po stronie popytu i innych źródeł dyspozycyjnych. Jego rola jest bardziej złożona niż przechowywanie nadwyżek energii odnawialnej — i potencjalnie znacznie cenniejsza.
Ostatnie komunikaty o redysponowaniu i wezwania na rynku mocy w Polsce nie dowodzą, że baterie rozwiązują ten problem. Pokazują, dlaczego rynek zaczyna oceniać coś więcej niż samą ilość energii elektrycznej: wraz ze wzrostem udziału OZE wartość coraz bardziej zależy od tego, kiedy, gdzie i z jaką niezawodnością można dostarczyć moc.
