W 2025 roku w Polsce zmarnowano 1,4 terawatogodziny energii z odnawialnych źródeł – dwukrotnie więcej niż rok wcześniej i czternastokrotnie więcej niż w 2023 roku. Operator systemu, Polskie Sieci Elektroenergetyczne, wydawał polecenia redukcji pracy farm wiatrowych i fotowoltaicznych coraz częściej, a w maju 2025 roku ograniczenia dla PV sięgały nawet 16 godzin dziennie. Spółki energetyczne biją na alarm, a UOKiK wszczął postępowanie wyjaśniające.
- Tauron w swoich danych pokazał, jak bardzo curtailment urósł – z 2,5 tysiąca straconych megawatogodzin w 2023 roku do 25 tysięcy w 2025 roku. W skali całego kraju z OZE do systemu nie trafiło 1,4 TWh, z czego prawie 1 TWh pochodziło z instalacji fotowoltaicznych – to energia, która mogłaby zasilić około 720 tysięcy gospodarstw domowych przez cały rok.
- Polski system elektroenergetyczny nie jest wystarczająco elastyczny, by wchłonąć zmienną produkcję z OZE – stare bloki węglowe mają minima techniczne i długie czasy rozruchu, a magazynów energii jest wciąż za mało (zaledwie 0,6 GW mocy przy szczytowych nadwyżkach sięgających kilku gigawatów). W efekcie gdy w słoneczny, wietrzny weekend popyt spada, a produkcja bije rekordy, PSE musi siłowo wyłączać farmy.
- Do Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów napłynęły skargi od przedsiębiorców z branży OZE, według których ich instalacje były obejmowane redysponowaniem częściej niż inne – zwłaszcza te należące do państwowych koncernów. Prezes UOKiK wszczął postępowanie wyjaśniające, by sprawdzić, czy PSE stosuje mechanizm curtailmentu w sposób transparentny i niedyskryminacyjny.
Wiosenne słońce i wiatr, które jeszcze kilka lat temu były wyłącznie powodem do zadowolenia dla właścicieli farm fotowoltaicznych i wiatrowych, dziś wywołują mieszane uczucia. Gdy w słoneczny, wietrzny weekend produkcja energii z odnawialnych źródeł bije rekordy, a przemysł stoi, w systemie pojawia się nadmiar, którego nikt nie chce kupić, a sieci nie są w stanie przyjąć. Wtedy operator systemu, Polskie Sieci Elektroenergetyczne, wydaje polecenia redukcji pracy farm. To zjawisko nazywa się curtailmentem – nierynkowym redysponowaniem jednostek wytwórczych – i z roku na rok przybiera na sile, stając się jednym z najpoważniejszych wyzwań polskiej transformacji energetycznej.
Spółki energetyczne, które z jednej strony rozwijają własne źródła OZE, a z drugiej odczuwają skutki ich ograniczania, coraz wyraźniej widzą problem. Tauron w swoich danych pokazał, jak bardzo curtailment urósł w ciągu zaledwie kilku lat. W 2023 roku stracone megawatogodziny z powodu redukcji wynosiły około 2,5 tysiąca. W 2025 roku było to już 25 tysięcy – dziesięciokrotny wzrost. To nie są już marginalne wartości, ale skala, która zaczyna wpływać na rachunek ekonomiczny całych instalacji.
Jak działa curtailment?
System elektroenergetyczny działa na zasadzie ciągłego bilansowania – w każdej sekundzie podaż energii musi dokładnie równać się popytowi. Gdy produkcja przewyższa zapotrzebowanie, częstotliwość w sieci rośnie, co może prowadzić do awarii. W normalnych warunkach to rynek daje sygnały – gdy ceny spadają nisko lub nawet poniżej zera, wytwórcy sami powinni ograniczać produkcję, bo przestaje im się to opłacać. Ale w praktyce nie zawsze tak się dzieje. Elektrownie węglowe mają minima techniczne – nie mogą zostać wyłączone na kilka godzin, bo rozruch trwa zbyt długo i jest zbyt kosztowny. Farmy wiatrowe i fotowoltaiczne produkują, gdy wieje i świeci słońce, niezależnie od cen.
Gdy sygnały rynkowe nie wystarczają, PSE sięga po nierynkowe redysponowanie. Operator wydaje polecenia redukcji pracy konkretnych instalacji OZE, a wytwórcy, którzy się do nich dostosują, mają prawo ubiegać się o rekompensatę finansową za niewyprodukowaną energię. To mechanizm awaryjny, ale w ostatnich latach stał się narzędziem stosowanym regularnie – zwłaszcza w weekendy, święta i długie weekendy, gdy zapotrzebowanie na energię spada, a produkcja z fotowoltaiki w słoneczne dni sięga szczytów.
Dane z pierwszej ręki – co mówią spółki
Wszystkie cztery największe spółki energetyczne w Polsce – PGE, Tauron, Enea i Energa – zgodnie przyznają, że liczba poleceń redukcji rośnie. Enea podała, że w przypadku instalacji fotowoltaicznych odsetek godzin z poleceniami redysponowania wzrósł z 2 procent w 2024 roku do 3 procent w 2025 roku. To może wydawać się niewielkim wzrostem, ale w skali roku oznacza kilkaset godzin, w których instalacje stoją lub pracują z ograniczoną mocą.
Tauron podzielił się najbardziej szczegółowymi danymi. W przypadku tego koncernu curtailmentowi częściej podlegają farmy wiatrowe – to jednak kwestia tego, jakie źródła dana firma ma w swoim portfelu. W 2025 roku w całej Polsce dominowało redukowanie fotowoltaiki – prawie 1 terawatogodzina spośród niemal 1,4 TWh całego potencjalnego wolumenu straconej energii pochodziła z instalacji PV. To oznacza, że zielona energia, która mogłaby zasilić setki tysięcy gospodarstw domowych, nigdy nie trafiła do sieci.
Spółki zwracają jednak uwagę, że nie zawsze, gdy PSE ogłasza redukcje, dotyczą one ich instalacji. Zależy to od możliwości sieci w danym regionie – czasem ograniczenia omijają jednych kosztem drugich. Lipiec 2025 był tego dobrym przykładem: w skali całego kraju dni z ograniczeniami fotowoltaiki było 9, a Tauron miał ich 10. Te różnice, choć niewielkie, pokazują, że redysponowanie nie rozkłada się równomiernie – i właśnie to budzi największe kontrowersje.
Skargi do UOKiK i kontrola PSE
Do Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów zaczęły napływać skargi od przedsiębiorców z branży OZE. Według nich ich instalacje były obejmowane mechanizmem redysponowania częściej niż inne – bez wystarczającego uzasadnienia. Wskazywali, że mogło to pogarszać ich sytuację konkurencyjną na rynku, zwłaszcza w porównaniu z instalacjami należącymi do państwowych koncernów energetycznych .
W odpowiedzi prezes UOKiK Tomasz Chróstny wszczął postępowanie wyjaśniające dotyczące praktyk Polskich Sieci Elektroenergetycznych. Jak podkreślił w oficjalnym komunikacie: „Nie kwestionujemy roli PSE w zapewnianiu bezpieczeństwa i stabilności pracy systemu elektroenergetycznego w Polsce ani nie podważamy narzędzi przysługujących w tym celu operatorowi systemu przesyłowego. Sprawdzamy, czy instrument w postaci mechanizmu redysponowania stosowany był w transparentny i niedyskryminacyjny sposób”.
Urząd analizuje, czy polecenia wyłączenia lub ograniczenia wytwarzania energii były wydawane w sposób proporcjonalny, równomierny i niedyskryminacyjny wobec poszczególnych przedsiębiorców. PSE jako jedyny operator systemu przesyłowego w Polsce ma pozycję dominującą na rynku, a zgodnie z przepisami antymonopolowymi nie może jej nadużywać na niekorzyść kontrahentów, konkurentów i konsumentów.
Rekordowy rok 2025
Dane za 2025 rok nie pozostawiają złudzeń – problem narasta lawinowo. Według analiz Forum Energii, w 2025 roku do systemu nie trafiło 1,4 TWh energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych. To dwukrotnie więcej niż w 2024 roku, gdy ograniczenia wyniosły 0,7 TWh, i aż czternastokrotnie więcej niż w 2023 roku, gdy po raz pierwszy odnotowano to zjawisko na skalę około 0,1 TWh .
W przypadku samej fotowoltaiki wskaźnik jest jeszcze bardziej wymowny – w 2025 roku zmarnowano 5 procent energii, którą mogły wyprodukować farmy PV. Dla farm wiatrowych było to 1,7 procent. Łącznie z OZE w błoto poszło 3,2 procent potencjalnej produkcji. W maju 2025 roku długość curtailmentów dla fotowoltaiki sięgała nawet 16 godzin dziennie – efekt nakładania się generacji słonecznej i wiatrowej, gdy oba źródła pracowały jednocześnie przy niskim popycie .
Skala zmarnowanej energii jest o tyle wymowna, że 1,4 TWh wystarczyłoby do zasilenia około 720 tysięcy przeciętnych gospodarstw domowych przez cały rok. To nie są już marginalne straty – to realna energia, która mogła zastąpić węgiel lub gaz, ale zamiast tego poszła w odstawkę, bo system nie był w stanie jej przyjąć.
Przyczyny curtailmentu są złożone, ale sprowadzają się do jednego: polski system elektroenergetyczny nie jest wystarczająco elastyczny, by wchłonąć zmienną produkcję z OZE. Dominują w nim wciąż stare bloki węglowe, których nie da się szybko wyłączyć i włączyć – mają swoje minima techniczne i długie czasy rozruchu. Gazowe jednostki są bardziej elastyczne, ale ich moc wciąż jest ograniczona. Magazynów energii – zarówno tych wielkoskalowych, jak i prosumenckich – jest wciąż za mało, by przechwycić nadwyżki w godzinach szczytu i oddać je do sieci, gdy popyt rośnie .
Problem będzie się nasilał. W 2025 roku Polska dodała 4,8 GW nowej mocy fotowoltaicznej – ośmiokrotnie więcej niż w przypadku lądowej energetyki wiatrowej (0,5 GW). Trzy czwarte nowej mocy PV pochodziło z dużych, niestacjonarnych instalacji, które podlegają redysponowaniu. Łączna moc fotowoltaiki w systemie przekroczyła już 26 GW. Wiatraki lądowe dają kolejne 11 GW. A to nie koniec – w najbliższych latach do systemu wejdą pierwsze morskie farmy wiatrowe, które dodają kolejne gigawaty .
Im więcej OZE, tym częściej przy słonecznej i wietrznej pogodzie, zwłaszcza w weekendy i święta, produkcja będzie przewyższać zapotrzebowanie. Bez magazynów energii, bez elastycznego popytu (np. taryf dynamicznych zachęcających do przesuwania zużycia na godziny z nadwyżkami), bez rozbudowy sieci – curtailment będzie tylko rósł.
Czy rozwiązaniem są magazyny energii?
Spółki energetyczne wskazują na magazyny energii jako jedno z kluczowych narzędzi do walki z curtailmentem. Magazyny mogą ładować się w godzinach nadwyżek (nawet przy ujemnych cenach) i oddawać energię, gdy popyt rośnie, a produkcja OZE spada (np. wieczorem, gdy słońce już nie świeci). W 2025 roku Polska dodała 0,4 GW mocy w magazynach energii – głównie prosumenckich – co zwiększyło łączną moc magazynowania do około 0,6 GW. To jednak wciąż kropla w morzu potrzeb .
Dla porównania – w samym maju 2025 roku, w godzinach szczytowych, nadwyżki energii wymagające redukcji sięgały kilku gigawatów. Magazyny o łącznej mocy 0,6 GW są w stanie przechwycić tylko ułamek tego. Potrzebne są inwestycje rzędu dziesiątek gigawatów, a te wymagają czasu i ogromnych nakładów finansowych. Projekty wielkoskalowych magazynów są w Polsce planowane, ale większość z nich jest w fazie przygotowań, nie w budowie.
Nadzieja w Rynku Bilansującym i usługach elastyczności
Poza magazynami, spółki upatrują rozwiązania w rozwoju Rynku Bilansującego oraz w nowych usługach elastyczności. Dostawcy Usług Bilansujących (DUB-y) mogą uzyskiwać wynagrodzenie za dostarczanie mocy w okresach jej niedoboru albo za zmniejszanie poboru, gdy mocy jest zbyt dużo. To mechanizmy, które mają zachęcać odbiorców do elastycznego reagowania na sygnały rynkowe – ale na razie są w Polsce w powijakach. Reforma Rynku Bilansującego przeprowadzona w 2024 roku miała poprawić planowanie pracy OZE i zmniejszyć potrzebę stosowania curtailmentu. Wytwórcy ponoszą teraz większą odpowiedzialność za prognozy swojej produkcji – jeśli są nietrafione, płacą za bilansowanie. To krok w dobrym kierunku, ale nie rozwiązuje problemu strukturalnego: gdy popyt jest niski, a podaż wysoka, ceny spadają poniżej zera i curtailment staje się nieunikniony .
Regionalne dysproporcje
Redysponowanie nie dotyka wszystkich równomiernie – i to jest źródłem skarg do UOKiK. Według doniesień branżowych, najczęściej ofiarami curtailmentu padają operatorzy elektrowni PV podłączonych do sieci dystrybucyjnych należących do Enei, podczas gdy instalacje państwowych koncernów energetycznych są wyłączane rzadziej . PSE tłumaczy to ograniczeniami sieciowymi – w niektórych regionach możliwości przesyłowe są mniejsze, więc to tam trzeba redukować. Ale dla przedsiębiorcy, którego farma stoi, podczas gdy konkurencyjna obok pracuje, różnica nie ma znaczenia – liczy się tylko strata.
UOKiK bada właśnie te dysproporcje. Celem postępowania nie jest kwestionowanie samego mechanizmu redysponowania, który jest niezbędny dla stabilności systemu, ale sprawdzenie, czy jest on stosowany w sposób transparentny i niedyskryminacyjny . Wyniki tego postępowania mogą mieć wpływ na przyszłe zasady redysponowania – być może operator będzie musiał bardziej szczegółowo uzasadniać swoje decyzje lub wprowadzić jawniejsze kryteria wyboru instalacji do redukcji.
Rok 2026 przyniesie dalszy wzrost mocy OZE – zarówno fotowoltaiki, jak i wiatru. To oznacza, że curtailment najprawdopodobniej ponownie pobije rekordy. W słoneczne weekendy wiosną i latem można spodziewać się coraz dłuższych okresów redukcji, a ujemne ceny energii będą coraz częstsze. Spółki energetyczne liczą, że magazyny energii zaczną odciążać system, ale na efekty trzeba będzie poczekać jeszcze co najmniej kilka lat.
W międzyczasie jedynym realnym narzędziem pozostaje nierynkowe redysponowanie – i to, jak będzie stosowane, może przesądzić o opłacalności wielu istniejących i planowanych farm OZE. Dla inwestorów, którzy postawili na zieloną energię, curtailment to nie tylko stracone megawatogodziny, ale także zachwiane biznesplany. Dla systemu – sygnał, że transformacja energetyczna wymaga nie tylko budowania nowych źródeł, ale także modernizacji sieci, magazynów i mechanizmów rynkowych. Bez nich nadmiar energii, zamiast być szansą, stanie się balastem, który będzie ciążyć całej branży.
Fot. Unsplash.