Jak magazynowanie energii w bateriach wpływa na ceny energii elektrycznej?

Opublikowany: Szacowany czas czytania: 19 minut
magazyny energii ceny
Źródło: Shutterstock

Eksperckim okiem

Paweł Biegajski, specjalista z zakresu finansowania projektów energetycznych

Transformacja energetyczna wywołuje fundamentalne przekształcenia w sposobie działania systemów elektroenergetycznych oraz w mechanizmach kształtowania cen energii elektrycznej. W erze dominującego udziału odnawialnych źródeł energii tradycyjna architektura rynku ulega zmianie. Dotychczas była ona oparta na stałej produkcji oraz kosztach krańcowych paliw kopalnych. Obecnie zastępuje ją system, w którym podstawowym zasobem staje się elastyczność podaży. W tym ekosystemie bateryjne magazyny energii przestają być techniczną ciekawostką i narzędziem przyszłości. To centralny element nowej infrastruktury energetycznej, który wpływa na fundamentalne mechanizmy formowania cen energii elektrycznej. W tym artykule pokażemy, jak to wygląda od strony teoretycznej. Pokażemy też praktyczne przypadki z ostatnich lat.

Od podaży energii do podaży elastyczności – nowy paradygmat rynku

W klasycznym ujęciu bezpieczeństwo energetyczne oraz stabilność systemu elektroenergetycznego były definiowane przede wszystkim przez zdolność do zapewnienia wystarczającej i niezawodnej podaży energii elektrycznej. W systemach opartych na źródłach konwencjonalnych najważniejszą rolę odgrywały jednostki wytwórcze:

  • wysokiej sterowalności,
  • przewidywalnych profilach pracy,
  • relatywnie stabilnych kosztach krańcowych, wynikających głównie z cen paliw kopalnych.

W tym paradygmacie podstawowe pytania dotyczyły ilości dostępnej mocy wytwórczej oraz jej zdolności do pokrycia bieżącego i prognozowanego popytu. Bilansowanie systemu polegało na dostosowywaniu produkcji do zapotrzebowania poprzez uruchamianie lub redukowanie pracy elektrowni cieplnych, gazowych lub jądrowych. Centralne planowanie pracy jednostek oraz hierarchiczna struktura systemu umożliwiały względnie proste zarządzanie równowagą między podażą a popytem, a rynek energii pełnił głównie funkcję optymalizacji kosztowej.

Nowa architektura systemu z dominującym udziałem OZE

Wraz ze wzrostem udziału odnawialnych źródeł energii, tradycyjny model bezpieczeństwa energetycznego ulega fundamentalnej erozji. Produkcja energii elektrycznej z OZE charakteryzuje się wysoką zmiennością, silnym uzależnieniem od warunków pogodowych oraz ograniczoną sterowalnością w krótkim horyzoncie czasowym. Ponadto generacja ta jest często skoncentrowana w określonych porach dnia, sezonach oraz lokalizacjach geograficznych, które nie zawsze pokrywają się z centrami zapotrzebowania.

W takich warunkach samo pytanie o ilość dostępnej energii przestaje być wystarczające. Fundamentem staje się nie to, ile energii jest wytwarzane w skali rocznej, lecz czy energia ta jest dostępna w odpowiednim miejscu i czasie. Nadwyżki produkcji w okresach wysokiej generacji OZE mogą prowadzić do spadków cen, a nawet ich ujemnych wartości, podczas gdy w okresach niskiej produkcji system narażony jest na deficyty mocy i wzrost ryzyka niedoborów.

W konsekwencji bezpieczeństwo energetyczne i efektywność rynku coraz bardziej zależą od zdolności systemu do adaptacji do zmiennych warunków podaży. Obejmuje to zarówno możliwość przesuwania energii w czasie, jak i szybkie reagowanie na krótkoterminowe fluktuacje produkcji.

Elastyczność jako zasób rynkowy

W nowym paradygmacie dekarbonizacja sektora elektroenergetycznego to zdecydowanie coś więcej niż dążenie do maksymalizacji mocy zainstalowanej w OZE. Eksperci podkreślają, że aktualnie największy nacisk kładziony jest na zapewnienie wystarczających zasobów elastyczności. Obejmuje ona szerokie spektrum rozwiązań, takich jak:

  • magazynowanie energii,
  • zarządzanie popytem,
  • elastyczne źródła wytwórcze,
  • integracja sektorów energii elektrycznej, ciepła i transportu.

W tym kontekście magazyny energii przestają być postrzegane wyłącznie jako narzędzie techniczne służące bilansowaniu systemu. Stają się one pełnoprawnym uczestnikiem rynku, który dostarcza usługi przesuwania energii w czasie, redukcji zmienności cen oraz stabilizacji systemu. Ich obecność wpływa także bezpośrednio na mechanizmy formowania cen energii elektrycznej.

W rezultacie rynek energii ewoluuje od modelu opartego na podaży energii do modelu, w którym kluczowym dobrem staje się podaż elastyczności. To przesunięcie paradygmatu ma istotne implikacje zarówno dla projektowania rynków energii, jak i dla polityki energetycznej oraz inwestycji w infrastrukturę systemową.

Teoretyczne podstawy formowania cen energii elektrycznej

Rynek energii elektrycznej posiada cechy, które istotnie odróżniają go od klasycznych rynków towarowych i finansowych. Przede wszystkim energia elektryczna musi być zużywana w momencie jej wytworzenia, ponieważ jej magazynowanie przez wiele lat było technologicznie ograniczone i ekonomicznie nieopłacalne.

W konsekwencji bilansowanie podaży i popytu odbywa się w czasie rzeczywistym, a operatorzy systemów elektroenergetycznych muszą nieustannie dbać o zachowanie równowagi między generacją a zapotrzebowaniem. Nawet niewielkie odchylenia mogą prowadzić do zakłóceń stabilności systemu.

Brak powszechnie dostępnych magazynów energii sprawiał, że ceny energii elektrycznej przez dekady miały charakter głównie cen krótkoterminowych (spotowych), silnie zależnych od bieżących warunków popytowych, dostępności mocy wytwórczych oraz sytuacji w sieci przesyłowej.

Zasada merit order i koszty krańcowe

Podstawowym mechanizmem formowania cen energii elektrycznej na rynku hurtowym jest zasada merit order. Polega ona na szeregowaniu jednostek wytwórczych według rosnących kosztów krańcowych, czyli kosztów wytworzenia dodatkowej jednostki energii[1].

W pierwszej kolejności do pracy włączane są źródła o najniższych kosztach krańcowych (elektrownie wiatrowe, fotowoltaiczne czy wodne). Następnie uruchamiane są jednostki konwencjonalne (elektrownie węglowe, gazowe czy olejowe), charakteryzujące się wyższymi kosztami zmiennymi.

Cena rynkowa energii w danym okresie jest wyznaczana przez koszt krańcowy najdroższej jednostki niezbędnej do pokrycia aktualnego zapotrzebowania. Wszystkie wytwarzające jednostki otrzymują zatem tę samą cenę, niezależnie od własnych kosztów produkcji.

W systemach o wysokim udziale OZE prowadzi to do charakterystycznych zjawisk, a więc bardzo niskich cen energii w okresach wysokiej produkcji odnawialnej oraz gwałtownych wzrostów cen w momentach niskiej generacji.

Efekt kanibalizacji

Wraz z rosnącym udziałem odnawialnych źródeł energii pojawia się zjawisko określane jako efekt kanibalizacji. Na czym on polega? Otóż skumulowana produkcja energii z OZE w tych samych okresach czasowych prowadzi do obniżenia cen rynkowych właśnie wtedy, gdy OZE generują najwięcej energii.

Im większa jednoczesna podaż energii z wiatru lub słońca, tym niższa staje się średnia cena uzyskiwana przez te źródła. W efekcie, mimo rosnącej całkowitej produkcji energii odnawialnej, jednostkowe przychody producentów OZE spadają.

Zjawisko to ogranicza opłacalność nowych inwestycji odnawialnych w warunkach rynkowych i zwiększa znaczenie mechanizmów wspierających elastyczność systemu (w tym magazynów energii).

Mechanizmy wpływu bateryjnych magazynów energii na ceny energii – analiza procesowa

Aby właściwie zrozumieć wpływ wielkoskalowych bateryjnych magazynów energii na kształtowanie się cen energii elektrycznej, konieczne jest odejście od intuicyjnych ocen i prześledzenie ich działania w kontekście mechaniki rynkowej.

Okresy niskich cen – ładowanie BESS w warunkach nadpodaży

W godzinach wysokiej generacji OZE rynek energii elektrycznej regularnie doświadcza:

  • strukturalnej nadpodaży energii,
  • gwałtownego spadku cen hurtowych,
  • występowania cen zerowych lub ujemnych,
  • rosnącego ryzyka ograniczeń generacji OZE.

W takich warunkach bateryjne magazyny energii funkcjonują jako elastyczny odbiorca, absorbujący nadwyżki produkcji. Z punktu widzenia ekonomiki rynku oznacza to chwilowy wzrost popytu, jednak jego wpływ na cenę jest ograniczony przez fakt, że system już znajduje się głęboko po stronie nadpodaży.

Analiza empiryczna danych z rynku EPEX Spot pokazuje, że dodatkowe zapotrzebowanie rzędu 100 MW w godzinach niskich cen skutkuje wzrostem ceny jedynie o około 9 €/MWh. Jest to efekt marginalny w porównaniu z całkowitym wolumenem obrotu i skalą nadwyżek generowanych przez OZE. Innymi słowy, BESS nie windują cen w dołkach, a raczej spłaszczają je na bardzo ograniczonym poziomie.

Okresy wysokich cen – rozładowanie BESS i wypieranie jednostek szczytowych

Zupełnie odmienny mechanizm obserwujemy w godzinach, gdy popyt przewyższa podaż energii z OZE. W takich okresach:

  • ceny energii rosną gwałtownie,
  • do pracy wchodzą drogie jednostki konwencjonalne,
  • kształtują się szczyty cenowe determinujące koszty dla całego rynku.

W tym momencie BESS przechodzą w tryb rozładowania. Dostarczają energię elektryczną bezpośrednio do systemu. Ekonomicznie oznacza to zastępowanie najbardziej kosztownych jednostek szczytowych, które w klasycznym modelu merit order ustalałyby cenę krańcową.

Dane empiryczne z rynku EPEX SPOT (strefa cenowa Niemcy–Austria) jednoznacznie wskazują, że efekt ten jest znacząco silniejszy niż wpływ ładowania na ceny niskie. Przykładowo, w wybranych dniach wysokiej zmienności (m.in. 31 października 2022 roku), operacje magazynów energii skutkowały obniżeniem ceny hurtowej nawet o 16 €/MWh w godzinach szczytowych. Oczywiście obniżka ta dotyczy całego wolumenu energii rozliczanego w danej godzinie, a nie wyłącznie energii pochodzącej z magazynu.

Efekt netto – redukcja rozpiętości cen i stabilizacja rynku

Sumaryczny wpływ BESS na rynek nie polega na trwałym obniżaniu cen w każdej godzinie, lecz na zmniejszaniu ich zmienności. Najważniejszym rezultatem jest redukcja rozpiętości cen pomiędzy godzinami skrajnie tanimi i skrajnie drogimi.

Empiryczne analizy rynku EPEX z lat 2020–2022 pokazują, że wdrożenie magazynu energii o mocy 100 MW i pojemności 100 MWh prowadziło do zmniejszenia dziennej rozpiętości cen średnio o ponad 5%. Efekt ten ma istotne znaczenie nie tylko dla odbiorców końcowych, ale także dla stabilności inwestycyjnej rynku energii.

Mechanizm ten jest szczególnie istotny w kontekście rosnącej liczby godzin z cenami ujemnymi. W 2024 roku na rynku EPEX odnotowano 459 godzin z cenami ujemnymi (około 5% całego roku). Trend ten przyspiesza. W pierwszej połowie 2025 roku liczba takich godzin wyniosła już 389, czyli o około 80% więcej rok do roku[2].

Długoterminowe efekty strukturalne na rynku energii

Wpływ BESS nie ogranicza się do krótkoterminowego arbitrażu cenowego. Modele długoterminowe wskazują na głębokie, strukturalne konsekwencje rozbudowy magazynów energii.

Zgodnie z tymi badaniami, rozbudowa mocy magazynowych do około 15 GW i 60 GWh do 2030 roku mogłaby:

  • obniżyć średnie hurtowe ceny energii elektrycznej o około 1 €/MWh,
  • wyeliminować potrzebę budowy około 9 GW nowych elektrowni gazowych,
  • istotnie ograniczyć koszty systemowe związane z redispatchingiem i rezerwami mocy.

W horyzoncie 2050 roku, przy rozwoju BESS do poziomu około 72 GW, prognozowane korzyści dobrobytu społecznego przekraczają 12 mld euro.

Rynek i system – efekt synergii

Poza rynkiem hurtowym BESS pełnią coraz ważniejszą rolę w świadczeniu usług systemowych:

  • regulacji częstotliwości,
  • stabilizacji napięcia,
  • redukcji przeciążeń sieciowych[3].

Badania ECO STOR wskazują, że każdy 1 kW zainstalowanej mocy magazynu może obniżyć koszty interwencyjnej regulacji pracy elektrowni o 3–6 € rocznie. To powinno przełożyć się na niższe opłaty sieciowe dla odbiorców.

Studia przypadku – rynek niemiecki

Rynek niemiecki stanowi jedno z najbardziej reprezentatywnych studiów przypadku dla analizy wpływu magazynów energii na ceny energii elektrycznej w Europie. Wynika to z kilku nakładających się czynników:

  • bardzo wysokiego udziału odnawialnych źródeł energii,
  • zaawansowanej liberalizacji rynku hurtowego,
  • dużej płynności handlu na giełdzie EPEX Spot,
  • relatywnie szybkiego rozwoju bateryjnych magazynów energii w segmencie systemowym i komercyjnym.

Nasi zachodni sąsiedzi są jednocześnie rynkiem, na którym napięcia między rosnącą podażą energii o zerowych kosztach krańcowych a ograniczoną elastycznością systemu są szczególnie widoczne w danych cenowych. Czyni to ten rynek wyjątkowo użytecznym do analizy empirycznej mechanizmów, które w innych krajach dopiero (w tym Polsce) zaczynają się ujawniać.

Dane cenowe i narastająca presja nadpodaży OZE

Analiza danych cenowych z rynku dnia następnego giełdy EPEX Spot pokazuje wyraźną eskalację zjawisk świadczących o strukturalnym niedopasowaniu podaży i popytu w niemieckim systemie elektroenergetycznym.

Jak już wspomnieliśmy, w ostatnich latach na rynku niemieckim widzimy rekordową liczbę godzin z ujemnymi cenami energii (w Polsce pojawiły się one pierwszy raz 11 czerwca 2023 roku). Zjawisko to ma kilka istotnych implikacji ekonomicznych i systemowych. Po pierwsze, ceny ujemne nie są jedynie anomalią rynkową, lecz sygnałem strukturalnego braku elastyczności. Oznaczają one, że w określonych godzinach system nie jest w stanie efektywnie zagospodarować dostępnej energii, mimo że jest ona produkowana przy zerowych kosztach krańcowych.

Po drugie, wysoka liczba godzin z cenami ujemnymi obniża średnie ceny. W praktyce zatem dalszy rozwój OZE bez równoległego rozwoju elastyczności prowadzi do samokanibalizacji przychodów.

Po trzecie, ceny ujemne generują koszty systemowe, które nie są bezpośrednio widoczne w cenach hurtowych:

  • koszty ograniczeń produkcji,
  • koszty interwencyjnej regulacji pracy elektrowni,
  • rosnące obciążenie operatorów systemu przesyłowego.

Rynek niemiecki dostarcza więc empirycznego potwierdzenia tezy, że sama rozbudowa mocy OZE nie rozwiązuje problemu transformacji energetycznej. Ba, ona może go wręcz pogłębiać w warunkach niedostatecznej elastyczności.

Wyniki modelowania cen

Aby ocenić, w jakim stopniu magazyny energii mogą zmienić opisane powyżej zjawiska, warto przeprowadzić analizy modelowe. To one pozwalają oddzielić wpływ BESS od innych czynników, takich jak popyt, ceny paliw czy polityka klimatyczna.

Modelowanie przeprowadzone przez Montel Analytics dla rynku niemieckiego obejmuje porównanie dwóch scenariuszy długoterminowych:

  • „Central scenario”, w którym rozwój bateryjnych magazynów energii postępuje zgodnie z prognozami rynkowymi,
  • „NoBESS sensitivity”, w którym zakłada się brak istotnego przyrostu pojemności magazynów energii.

Wyniki tych analiz są szczególnie interesujące, ponieważ podważają uproszczone przekonanie, że magazyny energii jednoznacznie obniżają ceny energii elektrycznej.

Model wskazuje, że w scenariuszu z rozwiniętymi BESS[4]:

  • średnia cena bazowa wzrasta o około 2% do 2040 roku w porównaniu do scenariusza bez magazynów,
  • ceny szczytowe w ujęciu średnim wzrastają nawet o 7%,
  • ceny uchwycone rosną znacząco:
    • dla fotowoltaiki nawet o ~19%,
    • dla wiatru onshore o ~5%.

Na pierwszy rzut oka może to wydawać się sprzeczne z intuicją, jednak po głębszej analizie mechanizmów rynkowych staje się logiczne.

Dlaczego ceny rosną w scenariuszu z BESS?

Klucz do zrozumienia tych wyników leży w asymetrii wpływu BESS na różne segmenty krzywej cenowej. Magazyny energii działają w sposób sekwencyjny i selektywny:

  • w okresach niskich cen (często bliskich zera lub ujemnych) BESS ładują się. W ten sposób zwiększają popyt i podnoszą ceny w tych godzinach,
  • w okresach wysokich cen BESS rozładowują się. Następuje zwiększenie podaży i ograniczenie ekstremalnych wzrostów cen. Te jednak nie są eliminowane całkowicie.

Efektem netto jest spłaszczenie rozkładu cen, a nie ich jednokierunkowy spadek. Skrajnie niskie ceny są eliminowane lub występują rzadziej, natomiast ceny w pozostałych godzinach przesuwają się w górę.

Z ekonomicznego punktu widzenia oznacza to:

  • poprawę sygnałów cenowych,
  • zmniejszenie liczby godzin, w których energia ma zerową lub ujemną wartość rynkową,
  • wzrost średniej wartości energii w systemie.

Mechanizm ten prowadzi do przesunięcia rozkładu cen energii elektrycznej.

Wpływ na efekt kanibalizacji OZE

Jednym z najważniejszych rezultatów rozwoju magazynów energii w Niemczech jest osłabienie efektu kanibalizacji, szczególnie w segmencie fotowoltaiki. Jak to się dzieje?

W warunkach braku istotnej pojemności magazynowej profil generacji energii z fotowoltaiki jest silnie skorelowany z godzinami najniższych cen hurtowych. Szczyt produkcji przypada na godziny południowe, kiedy jednocześnie występuje wysoka generacja z innych instalacji PV oraz relatywnie umiarkowany poziom zapotrzebowania. Skutkuje to strukturalną nadpodażą energii w tych okresach, a w konsekwencji obniżeniem cen rynkowych. Wprowadzenie bateryjnych magazynów energii zmienia ten mechanizm w sposób strukturalny. Magazyny absorbują część nadwyżkowej produkcji fotowoltaicznej w godzinach największej podaży. Energia, która w systemie bez magazynów byłaby sprzedawana przy bardzo niskich lub ujemnych cenach, zostaje przesunięta w czasie i wprowadzona na rynek w godzinach późniejszych. Tak właśnie zmienia się nie tylko poziom cen w poszczególnych godzinach, ale również rozkład czasowy przychodów fotowoltaiki[5].

Z perspektywy statystycznej oznacza to, że źródła PV sprzedają mniejszą część swojej energii w godzinach skrajnie niskich cen, a większą w okresach o umiarkowanych lub wysokich cenach rynkowych. Średnia cena uchwycona przez fotowoltaikę rośnie, mimo że całkowita produkcja energii pozostaje niezmieniona.

Modelowanie rynku niemieckiego wskazuje, że w scenariuszu z rozwiniętymi magazynami energii capture price dla PV może wzrosnąć nawet o około 19% w porównaniu do wariantu bez BESS.

Konsekwencje systemowe i inwestycyjne

Rozbudowa BESS na rynku niemieckim ma również istotne implikacje długoterminowe:

  • Po pierwsze, zmniejsza zapotrzebowanie na nowe moce konwencjonalne. Mowa tu przede wszystkim o gazowych jednostkach szczytowych, które w scenariuszu bez magazynów byłyby niezbędne do pokrycia krótkotrwałych niedoborów podaży.
  • Po drugie, stabilizuje oczekiwania inwestorów. Rynek o mniejszej zmienności i bardziej przewidywalnych cenach jest mniej ryzykowny kapitałowo.
  • Po trzecie, poprawia efektywność alokacyjną rynku. W tym modelu ceny lepiej odzwierciedlają rzeczywistą wartość energii w czasie, a nie jedynie chwilowe ograniczenia techniczne systemu.

Rynek niemiecki pokazuje w sposób empiryczny, że bateryjne magazyny energii nie są prostym narzędziem obniżania cen. One w sposób pośredni zwiększają wartość energii odnawialnej oraz poprawiają stabilność i jakość sygnałów inwestycyjnych

Rozwój bateryjnych magazynów energii nie wpływa na rynek energii elektrycznej w sposób jednorodny. Jego skutki są silnie zróżnicowane w zależności od pozycji danego podmiotu w łańcuchu wartości. Poniżej przedstawiono ich wpływ na redystrybucję korzyści i kosztów pomiędzy konsumentów, wytwórców oraz nowych uczestników rynku elastyczności[6].

Uczestnik rynkuZmiana mechanizmu rynkowego wywołana przez BESSBezpośredni wpływ ekonomicznyDługoterminowe konsekwencje systemowe i inwestycyjne
Konsumenci końcowi  Magazyny energii redukują ekstremalne wahania cen poprzez absorpcję nadwyżek energii w okresach niskich cen oraz dostarczanie energii w okresach niedoboru. Skutkuje to spłaszczeniem rozkładu cen hurtowych i ograniczeniem nagłych skoków cenowych.Mniejsza zmienność cen hurtowych przekłada się na bardziej stabilne i przewidywalne ceny detaliczne, szczególnie w taryfach indeksowanych lub dynamicznych. Ograniczenie ekstremalnych cen szczytowych redukuje ryzyko bardzo wysokich rachunków w okresach napięć systemowych.W długim horyzoncie czasowym obniżeniu ulegają koszty systemowe. To zmniejsza presję na wzrost opłat sieciowych i parafiskalnych składników rachunku za energię. System staje się bardziej odporny na szoki cenowe.
Producenci OZEBESS ograniczają efekt kanibalizacji, przesuwając część energii OZE z godzin nadpodaży do godzin wyższych cen. Zmniejsza się liczba godzin z cenami zerowymi i ujemnymi.Wzrost cen uchwyconych poprawia bieżącą rentowność projektów OZE. Przychody stają się mniej zależne od skrajnie niekorzystnych warunków cenowych w godzinach szczytu generacji.Poprawa stabilności przychodów redukuje ryzyko inwestycyjne oraz umożliwia rozwój OZE w większym stopniu w modelach rynkowych (merchant, PPA), z mniejszą zależnością od subsydiów i mechanizmów wsparcia publicznego.
ujemElektrownie konwencjonalneMagazyny energii przejmują część funkcji bilansujących. Ograniczają zapotrzebowanie na częste uruchamianie jednostek konwencjonalnych w krótkich okresach niedoboru energii.Spadek liczby godzin pracy oznacza niższy wolumen sprzedanej energii, jednak w godzinach wysokiego zapotrzebowania ceny pozostają relatywnie wysokie. Przychody są bardziej skoncentrowane, ale jednostkowo wyższe.Rola elektrowni konwencjonalnych przesuwa się z podstawy systemu w kierunku funkcji rezerwowej i zabezpieczającej. Zwiększa się znaczenie mechanizmów mocowych lub kontraktów dostępności, a zmniejsza rola przychodów stricte wolumenowych.
Inwestorzy i operatorzy BESSMagazyny energii aktywnie uczestniczą w rynku energii oraz rynkach usług systemowych. Oprócz arbitrażu cenowego mogą świadczyć regulację częstotliwości, usługi bilansujące oraz wsparcie lokalnych sieci.Dywersyfikacja strumieni przychodów zwiększa stabilność finansową projektów BESS. Przychody nie są uzależnione wyłącznie od spreadów cenowych, lecz również od płatności za usługi systemowe.Powstają nowe modele biznesowe łączące kilka rynków jednocześnie. Magazyny energii stają się pełnoprawnym aktywem infrastrukturalnym, a nie jedynie narzędziem optymalizacji krótkoterminowej.

Najczęstsze mity i błędne interpretacje

Wraz z rosnącą rolą magazynów energii w systemach elektroenergetycznych narasta liczba uproszczonych interpretacji ich wpływu na ceny energii i funkcjonowanie rynku. Poniższe mity wynikają najczęściej z analizy krótkookresowych zjawisk cenowych bez uwzględnienia mechanizmów systemowych oraz długoterminowych efektów ekonomicznych.

„Magazyny zarabiają tylko na wysokich cenach”

To uproszczenie nie oddaje rzeczywistej logiki ekonomicznej działania bateryjnych magazynów energii. BESS nie generują przychodów z samego faktu występowania wysokich cen, lecz z różnic cenowych pomiędzy okresami nadpodaży i niedoboru energii. Ich podstawowym źródłem wartości jest spread cenowy, który odzwierciedla niedobór elastyczności w systemie elektroenergetycznym.

W miarę wzrostu mocy magazynowych oraz poprawy elastyczności systemu, spready cenowe ulegają zawężeniu. Paradoksalnie oznacza to spadek potencjalnych przychodów arbitrażowych, ale jednocześnie wzrost dobrobytu społecznego poprzez stabilizację cen i redukcję kosztów systemowych. Z tego względu modele biznesowe BESS coraz częściej opierają się na dywersyfikacji źródeł przychodów (usługi systemowe, bilansowanie oraz wsparcie sieci).

„Ceny ujemne są korzystne dla konsumentów”

Postrzeganie cen ujemnych jako jednoznacznie korzystnych dla odbiorców końcowych jest mylące i pomija szerszy kontekst funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Choć krótkookresowo mogą one prowadzić do bardzo niskich cen energii na rynku hurtowym, w rzeczywistości są symptomem strukturalnego braku elastyczności.

Ceny ujemne generują dodatkowe koszty, które w dłuższym okresie są przenoszone na wszystkich uczestników rynku. Obejmują one konieczność ograniczania produkcji OZE, koszty działań interwencyjnych podejmowanych przez operatorów systemów przesyłowych oraz zaburzone sygnały inwestycyjne, zniechęcające do rozwoju nowych mocy wytwórczych. Magazyny energii ograniczają skalę tych zjawisk.

„BESS podnoszą ceny energii”

Twierdzenie, że magazyny energii podnoszą ceny energii elektrycznej, wymaga precyzyjnego rozróżnienia pomiędzy różnymi wymiarami cen. BESS mogą prowadzić do wzrostu cen w niektórych godzinach, głównie poprzez eliminację ekstremalnie niskich, zerowych lub ujemnych notowań w okresach nadpodaży energii.

Jednocześnie jednak magazyny energii ograniczają występowanie bardzo wysokich cen w godzinach szczytowego zapotrzebowania, zmniejszają amplitudę oraz redukują całkowite koszty funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. W ujęciu makroekonomicznym i systemowym ich wpływ nie polega na trwałym podnoszeniu poziomu cen, lecz na ich stabilizacji i poprawie jakości sygnałów cenowych.

[1] S. Stoft, Power System Economics: Designing Markets for Electricity, IEEE Press / Wiley.

[2] https://www.ess-news.com/2025/10/31/stable-not-volatile-how-battery-storage-shapes-electricity-prices/

[3] D.S. Kirschen, G. Strbac, Fundamentals of Power System Economics, Wiley.

[4] https://montel.energy/commentary/battery-storage-and-its-impact-on-german-power-prices-a-game-changer

[5] L. Hirth,F. Ueckerdt, O. Edenhofer, Integration Costs Revisited – An Economic Framework for Wind and Solar Variability.

[6] A. J. Canejo, L. B. Morales, S. J. Kazempour, A. S. Siddiqui, Investment in Electricity Generation and Transmission, Springer International.

Paweł Biegajski

Absolwent Uniwersytetu Mikołaja Kopernika w Toruniu. Specjalizuje się w zdobywaniu finansowania dla firm i instytucji realizujących projekty z zakresu zrównoważonego rozwoju oraz energetyki.

Zmień zgody