Ile realnie kosztuje megawatogodzina z wiatru i słońca z uwzględnieniem kosztów bilansowania i rezerw

01Pytanie

Koszt systemowy obejmuje wszystkie zasoby, które operator musi nabyć, aby energia z instalacji pogodozależnych docierała do odbiorcy w sposób ciągły i o wymaganych parametrach. Składają się na niego rezerwa utrzymywana na wypadek spadku generacji, praca jednostek cieplnych utrzymywanych w ruchu ze względów systemowych oraz redukcja generacji w okresach nadwyżki.

Cena megawatogodziny z fotowoltaiki czy wiatru, jaką zna debata, to koszt wytworzenia: LCOE albo cena z aukcji OZE. Koszt systemowy to coś innego.

Pierwsza z tych wartości, koszt wytworzenia, jest przypisana do wytwórcy i powszechnie raportowana. Druga obciąża system elektroenergetyczny jako całość i nie ma przypisanego adresata.

Przypisanie kosztu systemowego do technologii wymaga określenia, ile system kosztowałby bez jej udziału. Takiego scenariusza nie można zmierzyć, można go wyłącznie założyć, a każde założenie stanowi swego rodzaju konwencję. Nie istnieje zatem jedna wartość właściwa, lecz przedział wyznaczony przez przyjęte konwencje. Analiza podaje ten przedział i wskazuje założenia stojące za każdą z jego wartości.

Trzy wnioski z tabeli. (i) rezerwy kosztują więcej niż bilansowanie: KMB to 3,0 mld zł w 2025 r. wobec 1,0 mld zł KO.

(ii) KO stanowi wartość rezydualną. Operator poniósł na działania bilansujące 3,2 mld zł brutto (KCZ), z czego 2,2 mld zł odzyskał od podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie w rozliczeniu niezbilansowania (KB). Uspołeczniona zostaje wyłącznie różnica. Rozróżnienie to ma istotne konsekwencje, omówione w rozdziale 5: dwie trzecie kosztu bilansowania stanowi koszt prywatny, ponoszony przez podmioty, które odchyliły się od grafików, w tym przez portfele OZE, i nie jest ujęte w żadnej stawce taryfowej.

(iii) suma KO + KMB + KRO w przeliczeniu na megawatogodzinę zapotrzebowania (26 zł w 2025 r. i 31,5 zł w 2026 r.) pozostaje zbliżona do stawki jakościowej (31,88 i 32,65 zł/MWh), która obejmuje również inne koszty systemowe oraz korekty z lat ubiegłych. Rzędy wielkości obu wartości są zgodne.

02Anatomia kosztu: kiedy powstaje

Alokacja kosztów do poszczególnych technologii wymaga uprzedniej identyfikacji ich profilu czasowego.

W skali doby oba składniki mają odmienne profile. KO koncentruje się w godzinach południowych, KMB w wieczornych. W 2025 r. profil dobowy KO pozostawał niemal płaski i mieścił się w przedziale 20–37 tys. zł na kwadrans. W 2026 r. pojawiło się wyraźne maksimum południowe: o godzinie 12:00 średni koszt wyniósł 96 tys. zł na kwadrans, trzykrotnie więcej niż w godzinach nocnych. Jest to koszt obniżania generacji, ponoszony wtedy, gdy operator płaci jednostkom za redukcję lub dopłaca do odbioru energii, ponieważ generacja fotowoltaiczna wypycha bloki cieplne do minimum technicznego i poniżej.

KMB zachowuje profil wieczorny w obu analizowanych latach. W tych godzinach operator potrzebuje największego wolumenu rezerwy w górę, a jednostki zdolne ją zapewnić wyceniają gotowość najwyżej.

Test związku z OZE: decyle

Podstawowy test polega na podziale wszystkich 58 tysięcy kwadransów na dziesięć równych grup według udziału PV i wiatru w zapotrzebowaniu oraz na porównaniu średniego kosztu kwadransa w każdej z nich.

Koszt jest skoncentrowany w czasie

Rezerwy: ilość stała, cena zmienna

W debacie publicznej rezerwy dla źródeł pogodozależnych są zwykle przedstawiane jako kwestia wolumenu: większa generacja z wiatru i słońca miałaby wymagać większej mocy utrzymywanej w gotowości. Dane rozliczeniowe wskazują na inny mechanizm.

Ceny rezerw wykazują wyraźną sezonowość. Cena aFRR w dół wyniosła w kwietniu i maju 2026 r. odpowiednio 370 i 353 zł/MW·h, czyli trzykrotnie więcej niż w miesiącach jesiennych. W okresach wysokiej generacji fotowoltaicznej gotowość do obniżenia mocy mogą zapewnić wyłącznie jednostki pracujące powyżej minimum technicznego, a ich liczba systematycznie maleje.

Cena aFRR w górę mieściła się przez cały okres w przedziale ok. 140–220 zł/MW·h (z wyjątkiem lutego 2026 r.: 110) i pozostawała powiązana przede wszystkim z wieczornym szczytem zapotrzebowania, a nie z generacją źródeł pogodozależnych.

03Cztery sposoby przypisania kosztu

Każda z czterech metod odpowiada na inne pytanie. Rachunek proporcjonalny określa, jaką część kosztu uspołecznionego pokrywają odbiorcy w przeliczeniu na megawatogodzinę. Regresja mierzy koszt krańcowy dodatkowej megawatogodziny generacji. Dopasowane porównanie wskazuje różnicę kosztu między kwadransami o wysokim i niskim udziale źródeł pogodozależnych w tej samej godzinie tego samego miesiąca. Wycena nierynkowego redysponowania określa wartość energii, której nie odebrano. Zestawienie wszystkich czterech metod jest istotne, ponieważ w debacie publicznej stosuje się je wymiennie, bez wskazania przyjętej konwencji.

3.1. Rachunek proporcjonalny, tak liczy taryfa

Konwencja A1 odzwierciedla obowiązujący mechanizm rozliczeniowy: stawka jakościowa rozkłada koszt równomiernie na wszystkie megawatogodziny. Każda megawatogodzina z fotowoltaiki, o ile została pobrana z sieci przez odbiorcę końcowego, obciążona jest tą samą kwotą co megawatogodzina z węgla, to jest 26 zł w 2025 r. i 31,5 zł w 2026 r.

Konwencja A2 stanowi uproszczenie przeciwstawne. Przy założeniu, że bez źródeł pogodozależnych rynek bilansujący nie generowałby kosztów, każda megawatogodzina z wiatru i słońca obciążona byłaby kwotą 101–109 zł. Żadna z tych wartości nie odzwierciedla kosztu przyczynowego, obie natomiast funkcjonują w debacie publicznej: pierwsza jako argument o neutralnym wpływie OZE na koszty systemowe, druga jako argument o koszcie przekraczającym 100 zł/MWh.

3.2. Koszt krańcowy: regresja z efektami stałymi miesiąc × godzina

Z oszacowań wynikają trzy wnioski. Po pierwsze, koszt krańcowy ograniczeń jest dodatni i rośnie. Dodatkowa megawatogodzina z fotowoltaiki obciążała KO kwotą 8 zł w 2025 r. i 52 zł w 2026 r., a dodatkowa megawatogodzina z wiatru odpowiednio 17 zł i wartością statystycznie nieistotną. Generacja wiatrowa była w 2026 r. niższa, a jej zmienność w okresie zimowym pozostaje w tej specyfikacji nieodróżnialna od zmienności zapotrzebowania.

Po drugie, koszt krańcowy rezerw jest ujemny. Kwadranse o generacji OZE wyższej od typowej charakteryzują się KMB niższym o 3–16 zł/MWh. Moce bilansujące nabywane są dzień wcześniej po cenach, które w dniach słonecznych i wietrznych spadają wraz z ceną energii, ponieważ koszt utraconych korzyści jednostki utrzymującej rezerwę jest wówczas niski.

Wartości R² wewnątrz komórek są niskie i mieszczą się w przedziale 0,00–0,06. Udział źródeł pogodozależnych wyjaśnia zatem niewielką część zmienności kosztu kwadransa; pozostała część wynika z ubytków awaryjnych, wymiany międzysystemowej oraz decyzji operatora. Współczynniki pozostają natomiast stabilne co do znaku i rzędu wielkości między specyfikacjami. Statystyki, zawyżone przez autokorelację reszt, należy traktować orientacyjnie.

3.2a. Koszt błędu prognozy: E = β_ΔPV·Σ|ΔPV| + β_ΔW·Σ|ΔW|

Koszt błędu prawie się podwoił przy mniejszym wolumenie błędu (4,9 TWh w ośmiu miesiącach 2026 r. wobec 6,3 TWh w całym 2025 r.). Rośnie więc nie ilość pomyłek, lecz cena każdej z nich: megawatogodzina błędu PV kosztowała 113 zł w 2025 r. i 180 zł w 2026 r., megawatogodzina błędu wiatru odpowiednio 53 i 206 zł. To ten sam mechanizm co w decylach: im mniej miejsca w systemie na zejście i podejście z generacją, tym drożej kosztuje każde odchylenie od planu. Błąd wiatru jest przy tym droższy w rezerwach (KMB), błąd PV w ograniczeniach (KO).

Trzy zastrzeżenia. Po pierwsze, precyzja: po uwzględnieniu autokorelacji przedziały są szerokie (w 2026 r. 0,5–1,4 mld zł), a część KO jest statystycznie słaba: w 2025 r. przedział obejmuje zero, w 2026 r. współczynnik przy błędzie PV ma t = 1,5. Najpewniejsza jest część KMB (t 5–8). Po drugie, przyczynowość w KMB: moce bilansujące kupowane są w D-1, więc błąd ex post nie może ich podrożyć wprost. Współczynnik łapie to, że w dniach trudnej pogody jednocześnie rośnie niepewność (i cena rezerw), i błąd. W KO związek jest przyczynowy: błąd trzeba fizycznie zbilansować. Po trzecie, liniowość od zera: β identyfikowane są ze zmienności błędu wewnątrz komórek miesiąc × godzina, a E przykłada je do całego wolumenu błędu, czyli zakłada, że prognoza doskonała kosztowałaby zero. To jest górna granica tego, co da się zaoszczędzić lepszą prognozą; z liniowości wynika natomiast wprost, że każde 10% redukcji błędu prognozy D-1 obniża E o 10%, czyli o ok. 50 mln zł rocznie w warunkach 2025 r. i ok. 140 mln zł w warunkach 2026 r. (w przeliczeniu na 12 miesięcy).

3.3. Dopasowane porównanie: ta sama godzina, mały i duży udział OZE

Wynik jest bardziej odporny niż regresja, bo nie zakłada liniowości: 8,5 zł na MWh OZE w KO w 2025 r., 21 zł w 2026 r. (15 zł bez dób 14–15 sierpnia); w rezerwach −1,4 i −2,9 zł; w KRO zero. Razem 7 zł/MWh w 2025 r. i 19 zł/MWh w 2026 r. (12 zł bez dwóch sierpniowych dób).

Z 1,04 mld zł KO w 2025 r. jedną trzecią można przypisać sytuacjom, w których udział OZE w danej godzinie był wyższy niż w najniższym kwartylu tej samej godziny tego samego miesiąca. W 2026 r. udział ten przekroczył połowę. W ujęciu miesięcznym wartość przypisana mieściła się w 2025 r. w przedziale 1–17 zł/MWh, w 2026 r. 10–23 zł/MWh, a w sierpniu 2026 r. osiągnęła 69 zł/MWh.

Regresja przyłożona do tego samego kontrfaktu (Σ β·(x_t − x̄_baza) po górnych 75% kwadransów każdej komórki) daje w 2025 r. to samo co metoda C: 6–8 zł/MWh w KO wobec 8,5. W 2026 r. zatrzymuje się na 13–17 zł/MWh wobec 19–21. Różnica ma dwa źródła: liniowość (regresja nie łapie wypukłego ogona, doby 14–15 sierpnia liczy jak zwykłe słoneczne dni) i kontrolę zapotrzebowania (kwadranse z dużym udziałem OZE to w znacznej mierze weekendy i święta z zapotrzebowaniem niższym o ok. 1 GW, co regresja przypisuje popytowi, a metoda C OZE). Metoda C widzi też błąd prognozy, ale tylko jego nadwyżkę nad bazą, dlatego w rozdziale 4 pełni rolę dolnej granicy.

3.4. Nierynkowe redysponowanie: energia, której nie odebrano

Czwarty składnik nie przechodzi przez KO. Gdy operator poleca farmie wiatrowej lub fotowoltaicznej ograniczyć generację poza rynkiem bilansującym, wytwórcy przysługuje rekompensata (art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943): utracone przychody ze sprzedaży energii i, dla instalacji w systemie aukcyjnym, utracone wsparcie. PSE publikują wolumen redukcji co kwadrans, z podziałem na redukcję dla bilansowania KSE i dla zarządzania ograniczeniami sieciowymi.

Druga istotna obserwacja dotyczy wartości tej energii: energia nieodebrana jest tania. Średnia CSDAC w kwadransach redukcji PV to 59 zł/MWh w 2025 r. i 79 zł/MWh w 2026 r.; w 37–44% z nich cena była ujemna lub zerowa. Wyceniona po max(CSDAC, 0), nieodebrana energia PV i wiatru warta była 155 mln zł w 2025 r. i 206 mln zł w ośmiu miesiącach 2026 r., czyli 3,8 i 6,7 zł na każdą wyprodukowaną MWh OZE.

Składnik aukcyjny rekompensaty został pominięty. Stanowi on transfer między opłatą OZE, która nie obejmuje energii niewyprodukowanej, a kosztami operatora systemu przesyłowego, a nie koszt ponoszony przez ogół odbiorców.

04Ile zatem kosztuje megawatogodzina z wiatru i słońca

Żadna z czterech metod osobno nie jest jeszcze odpowiedzią, bo dwie pozycje podbijają wynik niezależnie od tego, jaką bazę przyjmiemy: koszt błędu prognozy (E, podrozdział 3.2a) i energia nieodebrana w NMR (D, podrozdział 3.4). Błąd prognozy wiatru i słońca jest ich błędem, więc nie ma powodu rozkładać go równo na każdą megawatogodzinę w systemie; NMR w ogóle nie przechodzi przez KO, KMB ani KRO. Pełna liczba ma więc postać baza + E + NMR, a baza może być krańcowa (regresja) albo taryfowa (pro-rata).

(1) Koszt krańcowy z błędem prognozy i NMR wyniósł 22 zł/MWh w 2025 r. i 58 zł/MWh w 2026 r. Tyle kosztuje system megawatogodzina z wiatru i słońca ponad to, co i tak wydałby o tej porze, licząc jej zmienność, jej błąd prognozy i jej redukcje. W 2026 r. rozkład między technologie jest bardzo nierówny: PV 89 zł/MWh, wiatr 14 zł/MWh, bo ujemny koszt krańcowy energii wiatrowej w KMB kasuje większość kosztu jej błędu. W tej konwencji OZE odpowiadają za 18% puli KO+KMB+KRO w 2025 r. (733 mln zł) i 47% w 2026 r. (1 579 mln zł), przy udziale w energii 26% i 29%.

(2) Koszt taryfowy z błędem prognozy i NMR wyniósł 39 zł/MWh w 2025 r. i 60 zł/MWh w 2026 r. Tyle każda megawatogodzina z OZE niesie ze wspólnego kosztu systemu (23 zł/MWh po odjęciu kosztu błędu), plus jej własny błąd prognozy i jej własne redukcje. W 2025 r. obie liczby dzieli 17 zł; w 2026 r. zbiegają się do 58–60 zł/MWh, bo koszt błędu prognozy (942 mln zł, 28% puli) i NMR stały się tak duże, że wybór bazy przestał mieć znaczenie.

Dwie liczby graniczne pozostają jako kontrola. Ujęcie przyrostowe C + D (11 i 25 zł/MWh; 19 zł bez dób 14–15 sierpnia) jest dolną granicą: liczy tylko nadwyżkę ponad tę samą godzinę z małym udziałem OZE, więc z błędu prognozy widzi wyłącznie jego przyrost, nie całość. Pełna alokacja A2 + D (105 i 116 zł/MWh) jest górną.

Dwie obserwacje mają większe znaczenie niż same wartości liczbowe.

Po pierwsze, koszt rośnie znacznie szybciej niż udział źródeł pogodozależnych. Udział PV i wiatru w zapotrzebowaniu wzrósł z 26% do 29%, a pełny koszt na MWh z OZE z 22–39 do 58–60 zł. Koszt ograniczeń przypisany OZE metodą dopasowaną wzrósł z 8,5 do 21 zł/MWh, krańcowy koszt PV w KO z 8 do 52 zł/MWh, a cena megawatogodziny błędu prognozy wiatru z 53 do 206 zł. Odpowiada to wypukłości z analizy decylowej: dopóki źródła pogodozależne pokrywają mniej niż 40–45% zapotrzebowania w kwadransie, ich wpływ na koszty pozostaje ograniczony; powyżej koszt rośnie skokowo, bo wyczerpuje się przestrzeń do obniżania generacji jednostek sterowalnych.

Po drugie, koszt jest silnie skoncentrowany: w kilkunastu dobach roku, w kilku godzinach doby oraz w dwóch pozycjach rachunku, czyli w koszcie błędu prognozy i w redukcjach generacji w godzinach południowych. Zastrzeżenie: współczynnik przy błędzie w KMB jest w części korelacją, nie przyczyną, bo moce bilansujące kupuje się dzień wcześniej; w KO związek jest przyczynowy.

05Czego ta liczba nie obejmuje

Przedstawione wartości wyczerpują koszt, który przechodzi przez rozliczenia rynku bilansującego. Poza nimi pozostają cztery pozycje o istotnej skali, z których pierwsza jest kilkakrotnie większa od całego policzonego rachunku. Każda z nich wymaga odrębnego ujęcia, ponieważ albo obciąża inny podmiot, albo nie daje się przypisać technologii.

Koszt profilu

Fotowoltaika sprzedaje energię w godzinach niskich cen, uzyskując 285 zł/MWh wobec 459–499 zł/MWh średniej ważonej zapotrzebowaniem. Różnica, wynosząca 174 zł/MWh w 2025 r. i 214 zł/MWh w 2026 r., wielokrotnie przewyższa wszystkie pozycje omówione powyżej. Nie stanowi ona jednak kosztu systemowego, lecz cenę, jaką rynek przypisuje profilowi generacji. Ponosi ją wytwórca w kontraktach PPA i w sprzedaży rynkowej albo, w części zależnej od indeksu rozliczeniowego, odbiorca w opłacie OZE, ponieważ w systemie aukcyjnym różnica między ceną z aukcji a ceną rynkową finansowana jest z tej opłaty. W przypadku generacji wiatrowej zjawisko to występuje w ograniczonym zakresie (value factor 0,91–0,93).

Koszt prywatny niezbilansowania

KB, wynoszący 2,2 mld zł w 2025 r. i 1,6 mld zł do sierpnia 2026 r., obejmuje wpłaty podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie z tytułu odchyleń od grafików. Portfele OZE są w tej grupie nadreprezentowane, ponieważ błąd prognozy D-1 odpowiada 14–17% ich energii, jednak dostępne dane nie pozwalają określić przypadającego na nie udziału w KB. Koszt ten jest już uwzględniony w cenie: wraca w premii za ryzyko w ofertach PPA oraz w ofertach aukcyjnych. Przypisanie go w całości źródłom pogodozależnym zwiększyłoby rachunek o 51–53 zł/MWh, przy czym byłby to koszt ponoszony przez same te źródła.

Rynek mocy

Opłata mocowa finansuje gotowość mocy dyspozycyjnych, a część tej potrzeby wynika z braku dyspozycyjności źródeł pogodozależnych. Stanowi to odrębny rachunek o istotnej skali, obciążony analogicznym problemem kontrfaktycznym, i nie jest ujęty w danych rynku bilansującego.

Sieć i inercja

Nakładów na rozbudowę sieci nie można przypisać pojedynczej technologii ani pojedynczemu projektowi, ponieważ służą one obsłudze całego systemu. Inercja nie ma w Polsce odrębnego produktu ani ceny, a jej koszt zawiera się w koszcie ograniczeń systemowych bez możliwości wyodrębnienia. Obie pozycje pozostają zatem poza zakresem analizy z przyczyn metodycznych, a nie z powodu braku danych.

06Dlaczego ta wartość rzadko pojawia się w debacie publicznej

Przyczyną nie jest ograniczona dostępność danych. PSE publikują KB, KO, KCZ, KMB oraz KRO w rozdzielczości kwadransa, wolumeny redukcji OZE również co kwadrans, a ceny i zapotrzebowanie na rezerwy co godzinę. Niniejsza analiza opiera się wyłącznie na otwartym interfejsie API. Przyczyny są następujące.

Wartość jest konwencją, nie pomiarem. Przypisanie kosztu do technologii wymaga scenariusza kontrfaktycznego, czyli systemu funkcjonującego bez jej udziału, a scenariusz taki należy założyć. Zestawienie w rozdziale 4 daje w zależności od założeń wartości od 11 do 116 zł/MWh, a dwie najpełniejsze konwencje zbiegają się dopiero w 2026 r. Podanie jednej z nich prowadzi do pytania o pozostałe, co zmniejsza skłonność uczestników debaty do posługiwania się którąkolwiek.

Koszt jest uspołeczniony w pozycji taryfowej o nieprzejrzystej nazwie. Odbiorca pokrywa go w ramach stawki jakościowej, równomiernie za każdą megawatogodzinę. Wytwórca OZE nie widzi tej pozycji w swoich rozliczeniach, a odbiorca nie ma informacji o jej strukturze. Koszt bez zidentyfikowanego adresata nie ma również podmiotu zainteresowanego jego kwestionowaniem.

Wartość publiczna jest pozycją rezydualną. KO stanowi różnicę między KCZ i KB, czyli koszt brutto działań bilansujących pomniejszony o wpłaty podmiotów niezbilansowanych. Dwie trzecie kosztu bilansowania pozostaje kosztem prywatnym, rozproszonym pomiędzy tysiące podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie i wbudowanym w ceny kontraktów. Publikowana wartość obejmuje jedynie część uspołecznioną, czyli tę mniejszą.

Większość tak zwanego ukrytego kosztu OZE stanowi cenę, a nie koszt systemowy. Koszt profilu, wynoszący dla fotowoltaiki 170–210 zł/MWh, przewyższa wszystkie pozycje rozliczane na rynku bilansującym. Jest to jednak wycena dokonana już przez rynek: fotowoltaika uzyskuje 57–62% średniej ceny. Analiza pełnego kosztu megawatogodziny z fotowoltaiki powinna zaczynać się od tej wartości, a nie od bilansowania. Wartość ta nie jest jednak kosztem systemu, wobec czego nie odpowiada na pytanie w formie, w jakiej zwykle jest ono stawiane.

Żadna ze stron debaty nie posługuje się pełnym zestawieniem. Zwolennicy rozwoju źródeł pogodozależnych odwołują się do LCOE i wyników aukcji, gdzie wartości są najniższe. Strona przeciwna wskazuje na koszty sieci i rezerw, dla których brakuje publikowanych oszacowań. Wartości z rozdziału 4, wynoszące od dwudziestu do sześćdziesięciu złotych na megawatogodzinę, rosnące i skoncentrowane w błędzie prognozy i niewielkiej liczbie dób, nie wspierają jednoznacznie żadnego z tych stanowisk.

Wartość zmienia się w czasie. Oszacowania dla 2025 r. utraciły aktualność już w 2026 r.: pełny koszt na MWh z OZE wzrósł z 22–39 do 58–60 zł, a dwie doby sierpniowe zmieniły średnią roczną kosztu ograniczeń o jedną trzecią. Debata publiczna opiera się na wartościach powtarzalnych w kolejnych latach. Ta wartość nie spełnia tego warunku, co stanowi jej najistotniejszą cechę dla decyzji inwestycyjnych i regulacyjnych.

07Słownik skrótów