Kraje nordyckie – Dania, Finlandia, Islandia, Norwegia i Szwecja – od lat postrzegane są jako globalni liderzy transformacji energetycznej. Ponad 90 procent ich produkcji energii elektrycznej pochodzi ze źródeł niskoemisyjnych, a region zmierza w kierunku całkowicie zeroemisyjnego systemu około 2030 roku. Norwegia opiera się niemal wyłącznie na energetyce wodnej, Szwecja i Finlandia łączą hydroenergię z energią jądrową i dynamicznie rozwijającą się energetyką wiatrową, a Dania jest światowym pionierem w morskiej energetyce wiatrowej, z blisko 60 procentowym udziałem wiatru w miksie energetycznym.
- W Finlandii i Szwecji nowe farmy wiatrowe (po 2017 i 2021 roku) nie otrzymują już dotacji i muszą konkurować wyłącznie na rynku spot. Efekt? Ceny uzyskiwane przez producentów spadły o 60 proc. po szczycie kryzysu energetycznego, a region notuje ponad 700 godzin ujemnych cen rocznie – najwięcej w Europie. Badania z International Journal of Energy Research potwierdzają, że przy obecnych kosztach kapitału i kanibalizacji zysków nowe projekty nie są w stanie się utrzymać.
- Wokół nordyckiego rynku narosły mity, które dziś trzeba obalić. Mit pierwszy: w Skandynawii bez słońca OZE nie ma sensu – tymczasem firmy solarne jak Otovo odnoszą sukcesy właśnie dzięki trudnym warunkom, oferując długoterminowe PPA. Mit drugi: wiatr wieje cały czas, więc OZE musi być opłacalne – problem w tym, że gdy wszystkie turbiny pracują jednocześnie przy słabym popycie, ceny spadają poniżej zera. Mit trzeci: państwa nordyckie hojnie dotują OZE – to nieprawda, nowe inwestycje nie dostają wsparcia.
- Przyszłość OZE w Nordics leży w hybrydyzacji źródeł, magazynach energii i długoterminowych umowach PPA. Już 40 proc. klientów Otovo decyduje się na zakup paneli z bateriami, a projekty Power-to-X (jak szwedzka stal wodorowa) mogą zagospodarować nadwyżki energii. Raport Copenhagen Economics rekomenduje wdrożenie mechanizmów mocowych i dwukierunkowych kontraktów różnicowych, by ustabilizować rynek. Skandynawia testuje rozwiązania, które za kilka lat będą potrzebne w całej Europie.
Nordycki rynek energii działa w ramach giełdy Nord Pool, gdzie ceny kształtowane są w modelu merit order – najtańsze źródła, w tym OZE o zerowych kosztach krańcowych, są uruchamiane jako pierwsze. To, co przez lata było zaletą, dziś staje się źródłem poważnych wyzwań ekonomicznych. Pytanie o opłacalność odnawialnych źródeł energii w Skandynawii nie ma prostej odpowiedzi. Dla inwestorów, którzy weszli na rynek w okresie wysokich cen i systemów wsparcia – tak. Dla nowych projektów opartych wyłącznie na rynku spot – w tej chwili często nie. Jednocześnie rozwój hybryd, magazynów, długoterminowych umów PPA i technologii Power-to-X otwiera nowe ścieżki do komercyjnego sukcesu.
Kluczowym zjawiskiem wpływającym na opłacalność OZE w regionie nordyckim jest tak zwana kanibalizacja zysków. Polega ono na tym, że im więcej energii z OZE trafia do systemu, tym niższe są ceny rynkowe w godzinach jej największej produkcji, co bezpośrednio obniża przychody producentów. W efekcie wskaźnik capture rate – czyli stosunek ceny uzyskanej przez producenta OZE do średniej ceny rynkowej – systematycznie spada. Badania przeprowadzone na danych z Nord Pool z lat 2020-2024 potwierdzają, że wraz ze wzrostem penetracji OZE, capture rates maleją, a rentowność projektów wiatrowych i słonecznych pogarsza się.
Najnowsze i najbardziej miarodajne badanie opublikowane w International Journal of Energy Research w 2025 roku przynosi jednoznaczne wnioski: ze względu na kanibalizację zysków i wysokie koszty kapitału, elektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne w Finlandii i Szwecji nie są obecnie rentowne, z wyjątkiem obszarów o wyjątkowo wysokich cenach spot. Co kluczowe, badanie to dotyczy nowych inwestycji oddawanych po wygaszeniu systemów wsparcia – w Finlandii dotyczy to projektów po 2017 roku, w Szwecji po 2021 roku. Oznacza to, że nowe farmy muszą opierać się wyłącznie na przychodach z rynku energii, bez feed-in tariffs czy zielonych certyfikatów.
Dane Aurora Energy Research są alarmujące: ceny uzyskiwane przez producentów energii wiatrowej spadły o 60 procent w okresie po szczycie kryzysu energetycznego. Finlandia i Szwecja notują obecnie ponad 700 godzin ujemnych cen rocznie – to najwyższe wartości w całej Europie. W praktyce oznacza to, że w wielu godzinach producenci muszą płacić za oddawanie energii do sieci. Paradoksalnie, choć fotowoltaika w Nordics wciąż ma niski udział, około 0,5-1 procent produkcji, to korzysta jeszcze z relatywnie wyższych cen. Jednak badacze z Aalto University ostrzegają, że wraz z planowanym wzrostem PV do 5-7 procent udziału w systemie do 2030 roku, kanibalizacja zysków dotknie również ten sektor.
Mit 1. W Skandynawii bez słońca OZE nie ma sensu
To jeden z najbardziej rozpowszechnionych mitów. Rzeczywistość jest odwrotna – skandynawskie firmy solarne, takie jak norweskie Otovo czy szwedzkie Alight, odnoszą sukcesy komercyjne właśnie dzięki trudnym warunkom. CEO Otovo ujął to w charakterystyczny dla skandynawskich przedsiębiorców sposób.
– Skandynawia to najgorsze miejsce na świecie do zakładania firmy solarnej – najgorsze nasłonecznienie, najtańszy prąd i najdroższa siła robocza. Ale jeśli potrafisz działać tutaj, możesz działać wszędzie – mówi szef Otovo.
Sukces opiera się na oferowaniu klientom długoterminowych umów PPA, które uniezależniają ich od zmiennych cen rynkowych i zapewniają stabilność kosztów energii na 10-20 lat. To model czysto komercyjny, bez dotacji. Norweska firma udowodniła, że nawet w ekstremalnych warunkach rynkowych można zbudować dochodowy biznes w oparciu o fotowoltaikę, jeśli tylko odpowiednio skonstruuje się ofertę dla klientów.
Mit 2. OZE w krajach nordyckich jest opłacalne, bo wiatr wieje cały czas
To prawda, że warunki wiatrowe w regionie są dobre – średnie roczne prędkości wiatru w Danii i na obszarach morskich przekraczają 8 metrów na sekundę, co przy odpowiednich kosztach komponentów pozwala osiągać koszt energii na poziomie 0,02 dolara za kWh. Jednak sama dostępność wiatru nie przekłada się automatycznie na opłacalność. Kluczowy jest moment, w którym energia trafia do systemu. Jeśli wszystkie turbiny produkują jednocześnie przy słabym popycie, ceny spadają poniżej zera.
W praktyce oznacza to, że wiatr wiejący w nieodpowiednim momencie nie przynosi zysku, a wręcz generuje straty. Dlatego tak ważne staje się nie tylko to, ile energii produkuje farma wiatrowa, ale kiedy to robi i czy potrafi dostosować swoją pracę do sygnałów rynkowych. To fundamentalna zmiana w myśleniu o opłacalności OZE – od maksymalizacji produkcji do optymalizacji przychodów.
Mit 3. Państwa nordyckie hojnie dotują OZE
To mit, który w kontekście nowych inwestycji w Finlandii i Szwecji jest już nieaktualny. Systemy wsparcia zostały wygaszone, a nowe projekty muszą konkurować wyłącznie na warunkach rynkowych. W Szwecji elektrownie wiatrowe uruchomione po 2021 roku nie otrzymują już dotacji, w Finlandii granicą jest 2017 rok.
Oznacza to, że Skandynawia stała się swoistym poligonem doświadczalnym dla OZE bez wsparcia publicznego. To, czy nowe inwestycje powstaną, zależy wyłącznie od ich zdolności do generowania zysków w warunkach rynkowych. Dotychczasowe doświadczenia pokazują, że bez równoległego rozwoju magazynów energii i elastyczności popytu, same OZE nie są w stanie konkurować.
Mit 4. Rozwój OZE rozwiązuje problemy sam w sobie
W rzeczywistości sam wzrost mocy OZE bez równoległego rozwoju magazynów energii, elastyczności popytu i sieci przesyłowych prowadzi do paradoksalnych sytuacji. Nordic Energy Research szacuje, że w najbardziej ambitnych scenariuszach elektryfikacji zapotrzebowanie na energię wzrośnie o 40-100 procent do 2050 roku, ale wymaga to ogromnych inwestycji w infrastrukturę. Obecnie inwestycje w magazyny energii nie nadążają za wzrostem mocy OZE, co potęguje problem ujemnych cen.
Jednym z kierunków poprawy opłacalności jest łączenie wiatru i fotowoltaiki w jednej lokalizacji w tak zwanych elektrowniach hybrydowych. Niższa korelacja między produkcją z wiatru i słońca pozwala uzyskać bardziej stabilny profil wytwarzania i ograniczyć kanibalizację. Dodatkową korzyścią jest współdzielenie infrastruktury przyłączeniowej, co obniża koszty inwestycyjne.
W praktyce oznacza to, że gdy wieje wiatr, ale nie ma słońca, pracują turbiny. Gdy świeci słońce, ale wiatr ucichł, pracują panele. Połączenie tych dwóch źródeł w jednym punkcie przyłączenia do sieci pozwala na bardziej efektywne wykorzystanie mocy przyłączeniowej i uzyskanie wyższych cen średnich niż w przypadku pojedynczych technologii.
Magazyny energii kluczem do przyszłości. 40 procent klientów kupuje baterie
Analizy wskazują, że bateryjne systemy magazynowania mogą przesuwać produkcję na godziny o wyższych cenach, poprawiając rentowność. Otovo raportuje, że już 40 procent jego klientów decyduje się na zakup paneli PV z bateriami, a w ciągu 2-3 lat ma to być standard. Aurora Energy Research prognozuje, że ujemne ceny będą utrzymywać się do około 2027 roku, a następnie sytuacja zacznie się poprawiać wraz z rozwojem magazynów i elastycznego popytu.
Magazyny energii pełnią w systemie kilka kluczowych funkcji. Po pierwsze, pozwalają na gromadzenie nadwyżek energii produkowanej w godzinach niskiego zapotrzebowania i sprzedaż jej w godzinach szczytu. Po drugie, umożliwiają świadczenie usług systemowych na rzecz operatora sieci. Po trzecie, zwiększają autokonsumpcję w przypadku prosumentów. Wszystkie te funkcje przekładają się na dodatkowe przychody i poprawę rentowności całego systemu.
PPA, czyli jak ustabilizować przychody na 20 lat
Długoterminowe umowy PPA stają się podstawowym narzędziem stabilizacji przychodów. Pozwalają producentom zabezpieczyć finansowanie, a odbiorcom – zagwarantować sobie cenę energii na 10-20 lat. W przemyśle energochłonnym, takim jak huty czy centra danych, to dziś standard. Umowy PPA mają tę przewagę nad rynkiem spot, że zapewniają przewidywalność cen zarówno dla sprzedającego, jak i kupującego. Producent wie, po jakiej cenie będzie sprzedawał energię przez kolejne lata, co umożliwia mu zaciągnięcie kredytu na budowę farmy. Odbiorca zyskuje stabilne koszty energii, co jest kluczowe w branżach, gdzie energia stanowi znaczącą część kosztów operacyjnych.
Power-to-X. Wodór ratunkiem dla nadwyżek energii
Wodorowe projekty Power-to-X są postrzegane jako sposób na zagospodarowanie nadwyżek energii w godzinach niskich cen. Dania stawia na zielone paliwa dla lotnictwa i żeglugi, a w Szwecji działają już pilotażowe instalacje produkcji stali z wykorzystaniem wodoru. Projekty takie jak HYBRIT czy Stegra w Szwecji pokazują, że możliwa jest dekarbonizacja nawet najbardziej emisyjnych gałęzi przemysłu, pod warunkiem dostępu do taniej, zielonej energii.
Power-to-X polega na wykorzystaniu nadwyżek energii do produkcji wodoru poprzez elektrolizę, a następnie do wytwarzania paliw syntetycznych lub bezpośredniego wykorzystania wodoru w przemyśle. To technologia, która może pochłonąć ogromne ilości energii w godzinach jej nadpodaży, jednocześnie dostarczając zeroemisyjne paliwa dla sektorów, które trudno zelektryfikować.
Rekomendacje zmian. Mechanizmy mocowe i kontrakty różnicowe
Raport Copenhagen Economics, przygotowany na zlecenie Fortum, wskazuje, że obecny projekt rynku energii nie służy efektywnej elektryfikacji. Rekomendowane zmiany to wdrożenie mechanizmów mocowych, publicznie wspieranych PPA oraz dwukierunkowych kontraktów różnicowych.
Mechanizmy mocowe miałyby wynagradzać moc dyspozycyjną, a nie tylko wyprodukowaną energię. Publicznie wspierane PPA mogłyby pomóc w rozwoju projektów, które na razie nie są rentowne, ale są potrzebne z perspektywy systemowej. Dwukierunkowe kontrakty różnicowe chroniłyby producentów przed zbyt niskimi cenami, ale jednocześnie zabezpieczały odbiorców przed zbyt wysokimi.
Eksperci z Nordea identyfikują kluczowe ryzyka dla dalszego rozwoju OZE w regionie. Ryzyko hydrologiczne i klimatyczne – zmieniające się wzorce pogodowe wpływają na dostępność hydroenergii i infrastrukturę. Konflikty społeczne i środowiskowe – rozwój OZE napotyka opór lokalnych społeczności, w tym konflikty o prawa ludności rdzennej, czego przykładem jest wyrok w sprawie Fosen w Norwegii. Opóźnienia w przyłączaniu do sieci – starzejąca się infrastruktura i ograniczenia przepustowości powodują zatory. Ryzyko geopolityczne i cyberbezpieczeństwo – 65 procent menedżerów sektora energetycznego uznaje cyberataki za główne ryzyko operacyjne.
Opracowano na podstawie: publikacji w International Journal of Energy Research z 2025 roku, danych Aurora Energy Research, analiz Nordic Energy Research, badań Aalto University, raportu Copenhagen Economics dla Fortum, analiz Nordea, danych rynkowych z Nord Pool, informacji prasowych Otovo oraz materiałów dotyczących projektów HYBRIT i Stegra.