BLOG

O Wielmożni Efendi!

Publikując tutaj, mam zawsze rozdarte serce pomiędzy inżynierską precyzją i siłą rzeczy dość hermetycznym językiem, a wartością edukacyjną publicznej dyskusji. I zawsze, ale to zawsze mam wątpliwości, którym kursem posterować.

Dziś wybrałem jednak wariant bardziej publicystyczny - dlatego wybaczcie, jeżeli spłyciłem niektóre wątki, zbliżając się do form ulubionych przez płatnych lobbystów. Jeżeli jakiś fragment uznacie za szczególnie uproszczony (nie bójmy się tego słowa - prostacki) - piszcie w komentarzach, a ja złoże bardziej dokładne i profesjonalne wyjaśnienia. Inspiracją do jego napisania były wcześniejsze, precyzyjne wyjaśnienia by Bartosz Fedurek , którego bardzo cenię,  jego wizji kosztów 1MWh godziny farm wiatrowych, którą wraz ze swoją drużyną stawia na Bałtyku.

Otóż o Czcigodni, współczesna debata o kosztach offshore wind bardzo często opiera się na uproszczeniu metodologicznym polegającym na utożsamianiu kosztu pojedynczej farmy wiatrowej z kosztem produktu (usługi) oferowanej odbiorcy końcowemu. 

W praktyce system elektroenergetyczny nie kupuje jednak samej produkcji energii elektrycznej w sprzyjających warunkach pogodowych. System kupuje zdolność do dostarczania energii elektrycznej w wymaganym miejscu, czasie i standardzie jakościowym. Przy zachowaniu stabilności częstotliwościowej, adekwatności mocy oraz bezpieczeństwa dostaw. Oznacza to, że poprawna analiza ekonomiczna offshore wind musi obejmować cały łańcuch wartości dostawy energii elektrycznej, a nie wyłącznie koszt pojedynczego aktywa wytwórczego.

Punktem wyjścia dla Polski do rzetelnej kalkulacji są wyniki pierwszej aukcji offshore opublikowane przez Urząd Regulacji Energetyki. Zwycięskie oferty osiągnęły poziom od 476,88 do 492,32 zł/MWh.[1]. Jest to cena energii elektrycznej na wejściu do systemu, jeszcze przed uwzględnieniem kosztów integracji systemowej.

Liczba ta zgadza się z tą policzoną bardzo rzetelnie przez Bartka, z którym nawet jeżeli w wielu kwestiach się pięknie różnimy, to cenię sobie nad wyraz jego entuzjastyczne podejście do zawodu energetyka i niekwestionowaną skuteczność działania. Zawsze uważałem dopinanie rzeczy do końca mimo wielu obiektywnych trudności, za kluczową cechę dojrzałych menedżerów.

Ale wracając na szlak. Sama wartość ta jest już istotnie wyższa od wielu historycznych kosztów energii konwencjonalnej oraz wyższa od często przywoływanych uproszczonych narracji o „bardzo tanim wietrze” - wywołującej dla sprawy morskiej energetyki wiatrowej wiele niepotrzebnego złego. Dane międzynarodowe potwierdzają wysoką kapitałochłonność offshore wind - i nie powinno w tym być niczego dziwnego. To cecha immanentna morskich konstrukcji hydrotechnicznych, które wbrew temu co sądzą laicy, nie są prostą analogią piaskowych zamków na słonecznej plaży.

Fraunhofer ISE podaje dla Europy przedział 55–103 EUR/MWh dla offshore wind [2], natomiast amerykański NREL oszacował koszt fixed-bottom offshore wind dla rynku USA na około 117 USD/MWh oraz floating offshore wind na około 181 USD/MWh.[3] A więc z punktu widzenia inżyniera systemowego są to te same liczby. Tym niemniej, widać okiem nieuzbrojonym, że już na poziomie samego aktywa wytwórczego offshore wind należy więc do technologii zdecydowanie kosztownych inwestycyjnie.

Ale na tym rachunek ciągniony się nie kończy. Offshore wind jest technologią silnie zależną od infrastruktury przesyłowej. Reuters, powołując się na dane PSE, podał, że polski operator planuje ponad 64 mld zł inwestycji sieciowych do 2034 r., obejmujących między innymi około 4700 km nowych linii 400 kV, budowę nowych stacji elektroenergetycznych oraz rozbudowę zdolności przyłączeniowych dla około 18 GW offshore wind.[4] Tutaj jednak muszę stanąć po stronie Bartka w opozycji do zagorzałych przeciwników morskiej energetyki wiatrowej, którzy chcieliby ją obarczyć całością tych kosztów.

Moim zdaniem, jest to metodologicznie absolutnie wadliwe (unikam słowa manipulacyjne), ponieważ infrastruktura ta będzie służyła również innym technologiom. Jednocześnie jednak trudno zaprzeczyć, że znacząca część rozbudowy krajowego systemu przesyłowego jest bezpośrednio związana z koniecznością transportu energii z północnych regionów kraju do południowych centrów zużycia energii. Ale wciąż nie są wszystkie koszty. Kolejnym elementem rachunku ciągnionego, czyli takiego, którym posługuje się twardy biznes, są koszty bilansowania oraz ograniczeń generacji.

National Energy System Operator w Wielkiej Brytanii (bardzo rzetelne źródło danych) podał, że w roku 2024/25 koszty bilansowania systemu osiągnęły około 2,7 mld GBP, natomiast koszty ograniczeń sieciowych wzrosły do około 1,7 mld GBP.[5] Raport wskazuje również, że ograniczenia generacji wiatrowej to około 13% hipotetycznej produkcji energii wiatrowej. Oznacza to przykrą sytuację dla naszych portfeli, w której infrastruktura wytwórcza istnieje, kapitał został wniesiony, lecz część energii nie może zostać wykorzystana przez system elektroenergetyczny z powodu ograniczeń przesyłowych lub nadmiaru generacji w określonych regionach.

Ale najważniejszym i jednocześnie najczęściej pomijanym elementem rachunku ekonomicznego przez radosnych publicystów pozostaje wciąż problem dyspozycyjności mocy. Faktem jest, że offshore wind posiada relatywnie wysoki współczynnik wykorzystania mocy w skali roku (za to go kochamy wśród źródeł pogodozależnych).

ALE PRZY CAŁEJ NASZEJ SYMPATII DLA SŁONOWODNYCH SKRZYDLAKÓW- NIE JEST ŹRÓDŁEM O MOCY GWARANTOWANEJ - A TYLKO TE SĄ FUNDAMENTEM KAŻDEGO WSPÓŁCZESNEGO SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO.

A ewidentnie magazyny energii, akceptowalne w sensie nakładów inwestycyjnych niewiele tutaj zmienią. W konsekwencji system elektroenergetyczny musi równolegle utrzymywać zdolność do produkcji energii elektrycznej przez inne źródła: elektrownie gazowe, wodne, węglowe, jądrowe, magazyny energii lub import interwencyjny. Co oczywiście nie jest żadnym odkryciem - ciekawe jest jak w sposób rzetelny policzyć koszty tego buforowania. O tym - niżej.

W Polsce mechanizmem finansującym utrzymywanie adekwatności mocy jest między innymi rynek mocy. Krótkie wyjaśnienie dla mniej energiczno-energetycznych Czytelników. Rynek mocy jest wyrafinowanym mechanizmem ekonomicznym służącym finansowaniu samej gotowości do produkcji energii elektrycznej, a nie wyłącznie sprzedaży energii jako takiej. W klasycznym rynku energii mojej młodości elektrownie otrzymują wynagrodzenie głównie za faktycznie wyprodukowane megawatogodziny. Jednak w systemach z rosnącym udziałem źródeł pogodowo-czależnych pojawia się problem utrzymywania wystarczającej liczby źródeł dyspozycyjnych zdolnych do pracy w okresach niskiej generacji OZE, wysokiego zapotrzebowania, jak również awarii systemowych.

Zatem Wasze przywiązanie do myśli, że w pochmurne dni Waszego życia światło stale świeci, rozjaśniając przyszłość, a prąd w gniazdku nieprzerwanie karmi Wasze pożyteczne urządzenia - na 100% nie jest bynajmniej eskalacją oczekiwań.

Rynek mocy ma zapewnić, że określona liczba elektrowni, magazynów energii lub innych zasobów pozostanie dostępna operacyjnie nawet wtedy, gdy ekonomika samej sprzedaży energii nie dawałaby wystarczających bodźców do utrzymywania tych aktywów. To bolesne, że sami się zapakowaliśmy w taką sytuację. W praktyce oznacza to, że operator systemu lub państwo organizuje aukcje mocy, w których uczestnicy otrzymują wynagrodzenie za utrzymywanie na wezwanie określonej zdolności do dostarczenia energii w momentach krytycznych dla systemu. Koszt tego mechanizmu jest następnie przenoszony na odbiorców energii w formie opłaty mocowej. W Polsce mechanizm ten funkcjonuje od 2021 r. i stanowi jeden z instrumentów utrzymywania adekwatności mocy w systemie elektroenergetycznym przy rosnącym udziale źródeł niesterowalnych.

Innymi słowy, rynek mocy to taka taksówka, która z włączonym taxometrem czeka na Was gdy na chwile wpadliście po dziecko do przedszkola. Bulić trzeba, ale jaka radość, że jest w co wskoczyć, gdy z nieba leje się rzęsisty deszcz! Z oficjalnych danych (Urząd Regulacji Energetyki) podał, że wartość obowiązków mocowych na rok 2025 przekracza 6,4 mld zł.[6]. Przyznacie, że to nieco ciężkawa sakiewka...

Forum Energii wskazywało jednocześnie, że ceny aukcyjne rynku mocy osiągały poziomy około 400 zł/kW/rok.[7]. Żeby być zupełnie ścisłym - 6,4 mld zł dotyczy roku dostaw 2025, a przybliżone 400 zł/kW/rok dotyczy wybranej późniejszej aukcji jako przykład rosnącego kosztu mocy dyspozycyjnej. Zatem kontynuując nasze obliczenie, przy współczynniku wykorzystania offshore wind równym około 40% sam koszt utrzymywania dyspozycyjnego backupu odpowiada około 114 zł/MWh energii offshore:

400 zł/kW/rok × 1000 / (8760 h × 0,40) ≈ 114 zł/MWh.

Tym niemniej, przyjęte założenie wymaga wyjaśnienia. Dla zachowania ostrożności przyjęto capacity factor offshore wind równy 40%, mimo że część analiz dla Morza Bałtyckiego wskazuje wartości wyższe. Artykuł Ziemowita Malechy opublikowany w czasopiśmie Instal [14] wskazuje dla analizowanej lokalizacji offshore na Bałtyku współczynnik wykorzystania mocy całej farmy na poziomie około 46%, przy czym dla pojedynczych turbin w tej samej analizie wartości CF sięgają około 54–55%. Z kolei odrębne symulacje Olczaka i Surmy dla planowanych polskich farm offshore, oparte na danych ERA5 dla warunków wietrznych z 2022 r., wskazują wartość nawet około 55,6%. [15]. Tu ważna uwaga metodyczna. 46% i 55,6% nie są dokładnie tym samym typem wyniku. U Malechy 46% dotyczy farmy po uwzględnieniu strat układu turbin, natomiast 55,6% u Olczaka i Surmy wynika z modelowania potencjału planowanych farm przy określonych warunkach wiatrowych

Oznacza to, że przyjęcie wartości 40% należy traktować jako konserwatywne założenie rachunku kosztowego, a nie jako parametr technicznej dostępności farmy offshore. Dostępność techniczna opisuje procent czasu, w którym urządzenia pozostają sprawne i zdolne do pracy. Capacity factor opisuje natomiast relację rzeczywistej lub modelowanej rocznej produkcji energii do produkcji teoretycznie możliwej, gdyby instalacja pracowała przez cały rok z mocą znamionową. Czyli mówiąc obrazowo: Dostępność techniczna odpowiada nam czy urządzenie jest sprawne i może pracować. Natomiast Capacity factor - ile energii faktycznie lub modelowo wyprodukowano względem maksimum teoretycznego.

Czyli farma offshore może mieć np. dostępność techniczną 95–98%, ale capacity factor 40–55%, ponieważ nawet sprawna turbina nie zawsze pracuje z mocą znamionową. Wynik zależy od wietrzności, ograniczeń sieciowych, strat wewnętrznych farmy, konieczności jej serwisowania, curtailmentu, Również charakterystki samych turbin - na przykład minimalnej prędkości wiatru od której zaczyna się użyteczna generacja.

Należy jednak podkreślić, że obliczona wyżej wartość wyłącznie kosztem pozostawania mocy w gotowości do jej uruchomienia w zadanym czasie po jej przywołaniu przez operatora. Koszt ten nie obejmuje realnej produkcji energii przez źródła backupowe. To uściślenie uważam za ważne.

I właśnie tutaj pojawia się pewien problem metodologiczny, nad którym nie powinniśmy się łatwo prześlizgnąć. Jeżeli offshore wind ma być analizowany wyłącznie jako źródło energii produkujące energię wtedy, gdy warunki pogodowe są korzystne, wówczas koszt pracy backupu nie powinien być do niego w ogóle przypisywany. O tym często piszą fani morskiej energetyki wiatrowej pokazując ewidentnie zaniżone koszty. A tak to już jest w modelowaniu matematycznym, co odkryli już w epoce pierwszych lapmpwych komputerów ukuwając zręczne powiedzonko: garbage in - garbage out. Cóż - życie...

Jeżeli jednak ma być analizowany rzeczywisty produkt systemowy, czyli energia elektryczna dostarczana odbiorcy z określoną pewnością i dyspozycyjnością, koszt pracy backupu musi się stać integralną częścią rachunku ekonomicznego.

Tym tropem poszedł Lazard podając w raporcie LCOE+ 2025 koszt energii z nowoczesnych bloków gazowych CCGT na poziomie 48–109 USD/MWh, natomiast dla źródeł szczytowych 149–251 USD/MWh.[8]. Przy kursie około 4 zł/USD odpowiada to mniej więcej 192–436 zł/MWh dla CCGT oraz 596–1004 zł/MWh dla źródeł szczytowych.

Jeżeli przyjąć uproszczony model, w którym offshore wind o współczynniku wykorzystania około 40% wymaga uzupełnienia znaczącej części profilu przez źródła dyspozycyjne, koszt pracy backupu może osiągać rząd wielkości:

0,60 × 596–1004 zł/MWh = około 358–602 zł/MWh.

W tym miejscu jako projektanci systemu energetyczne koniecznie musimy doprecyzować sposób alokacji tych kosztów do naszych farm. Absolutnie nie byłoby poprawne przypisanie całości kosztów sieci, bilansowania, rynku mocy i backupu wyłącznie offshore wind. System elektroenergetyczny pozostaje strukturą współdzieloną przez wiele technologii: offshore wind, onshore wind, PV. Również energetykę jądrową, źródła gazowe, elektrownie wodne, magazyny energii lub połączenia transgraniczne - ważny element bilansujący systemu. Patrz głębokie analizy miksu energetycznego Danii. Z tego powodu właściwy klucz alokacji powinien być funkcjonalny, a nie czysto księgowy - co jest, moim zdaniem częstym błędem metodycznym. Innymi słowy, do offshore powinniśmy alokować wyłącznie tę część kosztów, która ma charakter przyrostowy -  czyli pojawia się wyłącznie dlatego, że do systemu wprowadzany jest duży wolumen zmiennej generacji zlokalizowanej głównie na północy naszego Kraju.

Możemy to dość precyzyjnie oszacować badając wpływ analizowanej technologii na potrzebę budowy nowych linii, stacji i zdolności przesyłowych. Offshore wind ma tu w naturalny sposób wysoki współczynnik alokacji, ponieważ jego lokalizacja jest silnie skoncentrowana geograficznie, a energia musi być przesyłana do odległych centrów zużycia. Podkreślę to jeszcze raz. Nie oznacza to jednak manipulacyjnej alokacji 100% - co się niekiedy przytrafia zagorzałym przeciwnikom tej technologii OZE.

Rozsądny przedział alokacji kosztu sieci do offshore można oszacować na 40–70% kosztu integracyjnego przypisanego wcześniej do tej kategorii, ponieważ infrastruktura będzie służyła również PV, onshore wind, energetyce jądrowej, importowi, odbiorcom przemysłowym. No i oczywiście wymuszonej starzeniem się sieci ogólnej modernizacji systemu. W jaki sposób na potrzeby modelu oszacowałem ten przedział zmienności?

Otóż wartość 40–70% można uzasadnić przez połączenie dwóch kluczy alokacyjnych: udziału offshore w nowych mocach integrowanych przez sieć oraz korekty lokalizacyjnej. Stoimy tutaj na twardym gruncie - porównywalnym z osadzeniem monopali. Według planu rozwoju sieci przesyłowej PSE do 2034 r. ma ona umożliwić integrację około 18 GW offshore wind, 45 GW PV oraz 19 GW onshore wind. Zatem czysty udział mocy offshore w tej grupie wynosi około 22%. To ważne.

Nie jest jednak poprawne metodycznie traktowanie 1 GW offshore tak samo jak 1 GW PV lub onshore wind, ponieważ offshore  nie tylko, jak pisałem wyżej, jest skoncentrowany geograficznie na północy kraju, ale też przyłączany jest dużymi blokami mocy i wymaga wyprowadzenia energii do odległych centrów zużycia. Dlatego do udziału mocy należy zastosować współczynnik lokalizacyjno-sieciowy rzędu 2,0–3,0. Po jego zastosowaniu udział offshore w kosztach integracyjnych sieci wynosi około 44–66%, co uzasadnia przyjęcie przez nas konserwatywnego przedziału niepewności właśnie w granicach 40–70%.

Przywołany przeze mnie współczynnik lokalizacyjno-sieciowy 2,0–3,0 nie jest parametrem normatywnym publikowanym przez pojedynczą instytucję regulacyjną, lecz heurystycznym współczynnikiem wagowym zastosowanym do odzwierciedlenia większego wpływu offshore wind na potrzebę rozbudowy sieci przesyłowej w porównaniu z bardziej rozproszonymi technologiami, takimi jak PV. Jego uzasadnieniem są trzy zjawiska systemowe.

1. Po pierwsze, offshore wind jest przyłączany w bardzo dużych blokach mocy do ograniczonej liczby punktów przyłączenia, co powoduje wysoką koncentrację przepływów mocy. Jako energetyków zawsze nas to boli.

2. Po drugie, energia z offshore musi być przesyłana na duże odległości z północy Kraju do centralnych i południowych regionów wysokiego zapotzrebowania na moc energię, co zwiększa nam wymagania dla sieci przesyłowej wysokich napięć.

3. Po trzecie, farmy offshore charakteryzują się relatywnie wysoką jednoczesnością generacji i wyższym capacity factor niż wiele źródeł lądowych, co powoduje większe wymagania dla przekrojów linii, transformatorów oraz kryteriów bezpieczeństwa typu N-1. W praktyce oznacza to, że 1 GW offshore wind generuje większy ciężar sieciowy (w sensie wyzwań topologiczno-technologicznych) niż 1 GW bardziej rozproszonej fotowoltaiki.

Dla mniej wtajemniczonych Czytelników wyjaśnię, co znaczy użyte przeze mnie pojęcie „kryterium N-1”, które używamy w projektowaniu systemów paliwowo-energetycznych? Otóż, mówiąc prostym, żołnierskim językiem,  kryterium N-1 oznacza, że system powinien zachować stabilność pracy nawet po awarii pojedynczego kluczowego elementu infrastruktury, takiego jak linia przesyłowa, transformator, kabel lub stacja elektroenergetyczna.

W przypadku offshore wind problem ten nabiera szczególnego znaczenia, ponieważ bardzo duże moce są skoncentrowane w ograniczonej liczbie punktów przyłączenia. A energie musimy wysłać na drugi koniec Polski. Oznacza to, że awaria pojedynczej linii lub stacji może powodować konieczność natychmiastowego przejęcia bardzo dużych przepływów mocy przez pozostałą infrastrukturę. I tego nie wolno nam pominąć - bo konsekwencje dla projektantów stają się od razu oczywiste. Aby spełnić kryteria N-1, operator systemu musi po prostu budować dodatkowe zdolności przesyłowe, większe rezerwy infrastrukturalne, równoległe ciągi przesyłowe oraz bardziej rozbudowane układy transformatorowe. W praktyce powoduje to, że koszt integracji 1 GW offshore wind z systemem przesyłowym może być istotnie wyższy niż w przypadku bardziej rozproszonych technologii, takich jak fotowoltaika lub część źródeł lądowych. I nie jest to żadna negatywna cecha off-shore - po prostu ten model tak ma, jak mówią sprzedawcy używanych samochodów. Mam nadzieje, że profesjonaliści wybaczą mi pisanie o oczywistościach z punktu widzenia każdego inżyniera systemowego.

Przechodząc do następnego składnika w rachunku ciągnionym, bardzo ciekawym poznawczo zagadnieniem jest sposób, w jaki możemy wiarygodnie uwzględnić koszty bilansowania. Znów moja dusza buntuje się, aby z morskiej energetyki wiatrowej robić Czarnego Luda i tendencyjnie obciążać ją całymi kosztami bilansowania. Wiem, wiem - to pokuśne, ale musimy jednak maksymalnie odsuwać w czasie moment, kiedy damy się zwariować. To też jest coś warte…

Prawidłowo koszt bilansowania należy przypisywać według udziału technologii w zmienności netto systemu, błędach prognozowania i potrzebach redispatchu - mówiąc czystym językiem polskim. I nawet na chwile nie zapominając, że offshore zwykle ma dużo korzystniejszy profil niż PV i wyższy capacity factor nawet niż onshore wind. Tym nie mniej nie jest to Cape Town gdzie wiatr ciągle wieje (ach jakże rozkosznie było tam żeglować!) i czy chcemy, czy nie chcemy - nadal pozostaje źródłem pogodowo-zależnym. Dlatego w prowadzonej analizie zasadne jest przypisanie mu tylko części kosztów bilansowania i ograniczeń generacji, lecz definitywnie - nie całości. Metodycznie najbliższe jest tu podejście oparte na kosztach integracji źródeł zmiennych, które w literaturze dzieli się zwykle na koszty sieciowe, koszty bilansowania oraz koszty adekwatności lub profilu. Taką strukturę opisują między innymi Hirth, Ueckerdt i Edenhofer oraz prace IEA Wind Task 25[9]. To solidny i dobrze wygrzany kawałek ekonomii systemów elektroenergetycznych.

Poprawnie koszt mocy dyspozycyjnej powinien być alokowany według wartości mocy gwarantowanej, czyli capacity credit lub ELCC (patrz moja wcześniejsza publikacja: https://www.linkedin.com/posts/tadeusz-lis-467705292_miary-niezawodno%C5%9Bci-sieci-elektroenergetycznych-propozycja-activity-7459926527468789760-PrO0?utm_source=social_share_send&utm_medium=member_desktop_web&rcm=ACoAAEbwmE8B46L_QSi5V2FCtJTzr3oOnrgydq4)

Źródła dyspozycyjne, takie jak atom, gaz, hydro lub węgiel, mają z natury wyższą wartość adekwatnościową niż źródła pogodowo-zależne. Wybaczcie, że nieco mi się skundlił język, ale nie wiem jak lepiej to napisać. NREL wskazuje jednoznacznie, że to właśnie ELCC i capacity credit są właściwymi miarami zdolności źródła do zapewnienia adekwatności jego funkcjonowania w systemie. Ale dla źródeł wiatrowych wartość ta jest w oczywisty sposób istotnie niższa niż moc zainstalowana [10]. Oznacza to, że offshore nie powinien być obciążany całym kosztem rynku mocy, ale powinien otrzymać tę część kosztu, która wynika z różnicy między jego mocą zainstalowaną - a realną wartością mocy gwarantowanej. Oczywiście nie chce po tym stwierdzeniu, abyście od razu nanizali mnie na pal braku inżynierskiej precyzji. Uwierzcie, że wiem, że mówimy o procesach stochastycznych modeli pogodowych, a występowanie Dunkelflaute uważam za zjawisko naturalne.

Koszt pracy backupu dla morskiej energetyki wiatrowej należy natomiast traktować jeszcze ostrożniej. Nie jest on kosztem samej farmy offshore. Jest kosztem usługi energetycznej, jeśli chcemy z offshore zbudować dostawę o charakterze bardziej dyspozycyjnym. Innymi słowy: jeśli analizujemy tylko energię produkowaną wtedy, gdy wieje, koszt pracy backupu nie powinien być doliczany. Jeśli jednak zgodnie ze zdrowym rozsądkiem analizujemy energię dostarczaną odbiorcy z wysoką pewnością, backup pracujący w okresach niskiej generacji staje się elementem łańcucha wartości.

Dlatego w rachunku skorygowanym koszt pracy backupu powinien być w pierwszym przybliżeniu ujęty częściowo, zgodnie z udziałem brakującego profilu, a nie jako pełne zastąpienie całej produkcji offshore. Podkreślam. W pierwszym przybliżeniu, nie uważałbym tego za rażący błąd modelu łańcucha wartości. Ale uczciwie powinniśmy wykonać dwojakie obliczenia.

Pierwszy wariant można określić jako rachunek pierwotny lub maksymalny, w którym większość kosztów integracji systemowej przypisywana jest offshore wind. To tradycyjne podejście operatorów systemów energetycznych realizujących swoje cele statutowe.

Obejmuje on:

1. cenę energii offshore według aukcji URE na poziomie około 490 zł/MWh,

2. gotowość mocy dyspozycyjnej około 114 zł/MWh,

3. koszty sieci około 60–120 zł/MWh,

4. koszty bilansowania i ograniczeń generacji około 50–120 zł/MWh.

5. koszt pracy źródeł backupowych około 358–602 zł/MWh.

 Daje to przedział realnego kosztu, który musi być pokryty z naszych kieszeni na poziomie 1072–1446 zł/MWh.

Drugi wariant można określić jako rachunek skorygowany, bardziej konserwatywny metodologicznie, w którym offshore wind przypisywana jest jedynie część kosztów integracji systemowej. Co postuluje.

Obejmuje on:

1. energię offshore według aukcji URE na poziomie około 490 zł/MWh,

2. częściowo alokowany koszt gotowości mocy około 40–70 zł/MWh,

3. częściowo alokowany koszt sieci około 30–70 zł/MWh,

4. częściowo alokowany koszt bilansowania i ograniczeń generacji około 30–80 zł/MWh

5. i na koniec listy - częściowo alokowany koszt pracy źródeł backupowych około 450–550 zł/MWh.

Daje to przedział 1040–1260 zł/MWh.

Dlatego licząc to pospiesznie w rozumie w komentarzu do wcześniejszej wypowiedzi Bartka napisałem, że realny koszt 1MWh z konstrukcji które stawia na Bałtyku ciężko będzie zamknąć poniżej 1000 zł za 1MWh.

Warto wyjaśnić, dlaczego w rachunku skorygowanym, który wykonałem, koszt pracy backupu pozostaje wysoki, mimo że pozostałe koszty systemowe są alokowane tylko częściowo. To ciekawe pytanie. Wynika to z charakteru produktu energetycznego analizowanego w tym rachunku. Nie jest nim megawatogodzina wyprodukowana przez turbinę offshore w korzystnych warunkach wietrznych, lecz megawatogodzina produktu dostarczalnego, w którym offshore jest tylko częścią portfela zapewniającego odbiorcy pewność dostawy.

Jeżeli odbiorca ma otrzymać energię wtedy, gdy jej potrzebuje, a nie tylko wtedy, gdy wieje, brakujący profil musi zostać uzupełniony przez technologie dyspozycyjne. To właśnie dlatego koszt pracy backupu jest najbardziej wrażliwym i najbardziej kontrowersyjnym elementem całej kalkulacji. Dlatego w tym punkcie, musicie Państwo weryfikując poprawność moich obliczeń, być szczególnie ostrożni. Pogłębiona analiza źródeł pokazuje istotną rozbieżność już na poziomie samego kosztu offshore. IRENA podaje globalny ważony LCOE offshore wind w 2024 r. na poziomie 79 USD/MWh, czyli około 316 zł/MWh przy kursie 4 zł/USD.[11] Fraunhofer ISE podaje dla Niemiec zakres 55–103 EUR/MWh, czyli około 240–450 zł/MWh przy kursie 4,35 zł/EUR [2]. Z kolei NREL dla rynku amerykańskiego szacuje fixed-bottom offshore wind na około 117 USD/MWh, czyli około 468 zł/MWh, a floating offshore na około 181 USD/MWh, czyli około 724 zł/MWh [3].

Polska aukcja offshore wyceniła to w stosunkowo małym przedziale zmienności na poziomie 476,88–492,32 zł/MWh [1].

I teraz uwaga. Rozbieżność między dolnym punktem globalnym IRENA, około 316 zł/MWh, a polską ceną aukcyjną około 490 zł/MWh wynosi około 55%. Rozbieżność między NREL fixed-bottom, około 468 zł/MWh, a polską ceną aukcyjną około 490 zł/MWh wynosi jedynie około 5%. To pokazuje, że polski offshore nie jest anomalią wobec danych amerykańskich, lecz mieści się blisko kosztu fixed-bottom offshore szacowanego przez NREL. Dlatego zdecydowanie protestowałbym przeciwko stwierdzeniom, że Bartek buduje farmy drogo. Zdecydowanie nie. Po prostu tyle to kosztuje.

Natomiast faktem jest, że nasza morska energetyka wiatrowa jest znacznie droższa  od globalnej średniej IRENA, która obejmuje projekty w różnych warunkach finansowych, technologicznych i geograficznych. Tyle tylko, że próby równania do średniej moim zdaniem nie mają tutaj żadnego odniesienia. Rozrzut współczynników wykorzystania mocy offshore wind na świecie jest bardzo duży, co dodatkowo ogranicza wartość prostych porównań ze średnią globalną IRENA. Dla starszych lub słabszych lokalizacji offshore capacity factor może wynosić około 30–35%, natomiast dla najlepszych lokalizacji Morza Północnego i części nowoczesnych projektów offshore przekracza 50%, a w niektórych analizach i okresach operacyjnych zbliża się nawet do około 60%.[13]

Dla polskiej części Bałtyku literatura wskazuje zwykle wartości około 46–55,6%.[14] Oznacza to, że globalna średnia IRENA, wynosząca około 42%, agreguje projekty funkcjonujące w skrajnie różnych warunkach wietrzności. W praktyce więc nawet niewielkie różnice średniej prędkości wiatru przekładają się na bardzo duże różnice produkcji energii, ponieważ moc turbiny rośnie w przybliżeniu wraz z trzecią potęgą prędkości wiatru. Dlatego capacity factor pozostaje jednym z najważniejszych parametrów determinujących ekonomikę offshore wind i jednocześnie jednym z głównych powodów, dla których proste porównania kosztów między krajami bywają metodologicznie mylące.

Mam nadzieje, że powyższe wyjaśnienie metodyczne jest wystarczające. Pochylmy się zatem raz jeszcze uważnie nad realnymi kosztami backupu systemowego dla morskich farm wiatrowych.

Tu rozbieżności są jeszcze większe. Lazard podaje dla gazu CCGT zakres 48–109 USD/MWh, czyli około 192–436 zł/MWh, a dla gazowych źródeł o szczytowych 149–251 USD/MWh, czyli około 596–1004 zł/MWh [8]. Oznacza to, że koszt energii z backupu szczytowego może być o około 130–210% wyższy niż koszt energii z CCGT, zależnie od przyjętych punktów porównania. Ta rozbieżność jest kluczowa, ponieważ wynik końcowy silnie zależy od tego, czy brakujący profil offshore jest uzupełniany relatywnie sprawnym blokiem CCGT, czy drogą jednostką szczytową pracującą przez małą liczbę godzin. Musicie być Państwo ostrożni w prezentacjach - zawsze pokazując explicite przyjęte założenia dla struktury generacyjnej.

W tym miejscu chciałbym dodać pewne wyjaśnienie, dla Czytelników mniej obeznanych z tematem - choć głowy bym nie położył, że nie jest to rzecz powszechnie znana. Jeżeli tak, to po prostu opuście ten fragment.

Chodzi mi o doprecyzowanie bardzo istotnej różnicy pomiędzy źródłem typu CCGT - a klasycznym źródłem szczytowym. Obie technologie bywają gazowe, ale pełnią zupełnie różne funkcje systemowe i charakteryzują się odmienną ekonomiką pracy. Ewentualnie poprosiłbym Stanisław Kowalik, PhD Eng o wyjaśnienie tego bardziej ludzkim głosem wychodząc wprost z konstrukcji turbozespołów.

Elektrownie CCGT (Combined Cycle Gas Turbine) są wysokosprawnymi blokami gazowo-parowymi wykorzystującymi odzysk ciepła spalin do dodatkowej produkcji energii w części parowej. Dzięki temu osiągają sprawność rzędu 55–62% i relatywnie niski koszt energii elektrycznej. Są projektowane do pracy przez dużą liczbę godzin rocznie oraz do względnie stabilnej generacji średnio- i długookresowej. Inaczej funkcjonują źródła szczytowe, najczęściej oparte na prostych turbinach gazowych OCGT (Open Cycle Gas Turbine), silnikach gazowych lub innych jednostkach szybko startujących. Charakteryzują się one znacznie niższą sprawnością, zwykle około 30–42%, ale bardzo wysoką szybkością reakcji i zdolnością do uruchamiania w krótkim czasie. W właśnie za to kochamy je miłością namiętną i są one obiektem gorącego pożądania przez operatorów KDM, dzięki którym mamy sen spokojny.

Ich rolą (turbozespołów - nie operatorów w KDM) nie jest ekonomiczna produkcja energii przez tysiące godzin rocznie, lecz stabilizacja systemu w momentach nagłych niedoborów mocy lub gwałtownych spadków generacji OZE. W konsekwencji koszt energii z takich źródeł jest znacznie wyższy. Przypomnę, że Lazard podaje dla CCGT koszt około 48–109 USD/MWh, natomiast dla źródeł szczytowych około 149–251 USD/MWh. Kurczę, różnica boli. Wynika ona nie tylko z niższej sprawności, lecz przede wszystkim z małej liczby godzin pracy oraz częstych rozruchów.

Mój portfel w przypadku źródeł szczytowych kaleczą również wysokie koszty utrzymywania gotowości (bo przecież nie rozpuszczam ludzi domów, gdy turbozespół idzie spać) oraz konieczności odzyskania kosztów stałych w relatywnie krótkich okresach pracy. Z punktu widzenia offshore wind rozróżnienie to ma fundamentalne znaczenie. Jeżeli brakujący profil generacji offshore jest uzupełniany głównie przez relatywnie stabilne i wysoko wykorzystane bloki CCGT, koszt backupu pozostaje istotnie niższy. Jeżeli natomiast system wymaga dużego udziału szybko reagujących źródeł szczytowych pracujących nieregularnie podczas okresów niskiej wietrzności, koszt pełnego produktu energetycznego rośnie bardzo gwałtownie. To właśnie dlatego sposób modelowania backupu jest jednym z najważniejszych źródeł rozbieżności w analizach pełnego kosztu systemów opartych na dużym udziale generacji pogodowo-zależnej.

Zamiast podsumowania. Po uwzględnieniu tej ostatnie niepewności najbardziej defensywny zapis brzmi następująco: pełny koszt produktu energetycznego opartego na offshore wind, po częściowej i funkcjonalnej alokacji kosztów integracji systemowej, a także po uwzględnieniu kosztu pracy backupu, można szacować orientacyjnie na około 1050–1250 zł/MWh, z istotną niepewnością metodologiczną rzędu 10–20%.

Przy bardziej konserwatywnym założeniu, że brakujący profil jest uzupełniany głównie przez CCGT, wynik może spaść nieco poniżej 1000 zł/MWh. Przy większym udziale źródeł szczytowych, ograniczeń sieciowych i kosztów elastyczności długookresowej raczej przekroczy 1300 zł/MWh. Powiedzmy to jasno. To nie oznacza, że offshore wind „kosztuje” oficjalnie 1150 zł/MWh. Oznacza natomiast, że energia z offshore, zamieniona w produkt systemowy o wysokiej pewności dostaw, wymaga pokrycia całego łańcucha kosztów, którego nie widać w prostym LCOE - ani nawet w samej cenie aukcyjnej.

Najważniejszy wniosek metodologiczny pozostaje jednoznaczny.

Offshore wind nie powinien być analizowany wyłącznie jako aktywo wytwórcze. Powinien być analizowany jako element znacznie większego systemu technicznego, którego rzeczywistym produktem jest nie średnia roczna produkcja energii, lecz stabilna i przewidywalna dostawa energii elektrycznej do odbiorcy końcowego. Czy to znaczy, że morska energetyka wiatrowa nie ma sensu ekonomicznego? Raczej nie posunąłbym się do tak mocnego stwierdzenia, ponieważ na 100% jest to głęboko przemyślane przez aktualnych budowniczych farm. Natomiast chętnie poznałbym opinie za jej kontynuacją. Zapewne są poważne i solidne. Państwa zdanie?

Pisane gdy AI spała snem sprawiedliwego w komórce pod schodami, zamknięta na osinowy skobel.

Referencje literaturowe poniżej.

1. Urząd Regulacji Energetyki. “Offshore: First Auction for Offshore Wind Farms Concluded.” December 19, 2025.

2. Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE. Levelized Cost of Electricity Renewable Energy Technologies. Freiburg: Fraunhofer ISE, 2024.

3. Stehly, Tyler, and Patrick Duffy. Cost of Wind Energy Review: 2024 Edition. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory, 2024.

4. Reuters. “Polish Power-Grid Operator Plans $15.4-Billion Investment by 2034.” January 2, 2025.

5. National Energy System Operator. Annual Balancing Costs Report 2025. London: NESO, 2025.

6. Urząd Regulacji Energetyki. “Capacity Levy for 2025 Published by President of URE.” January 1, 2025.

7. Forum Energii. “The Capacity Market in Poland: More Expensive Than Ever.” 2024.

8. Lazard. Lazard’s Levelized Cost of Energy+ 2025. New York: Lazard, 2025.

9. Hirth, Lion, Falko Ueckerdt, and Ottmar Edenhofer. “Integration Costs Revisited: An Economic Framework for Wind and Solar Variability.” Renewable Energy 74 (2015): 925–939. Zob. także: IEA Wind TCP Task 25. Design and Operation of Energy Systems with Large Amounts of Wind Power. 2023.

10. Ibanez, Eduardo, and Michael Milligan. Comparing Resource Adequacy Metrics and Their Influence on Capacity Value. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory, 2014. Zob. także: Jorgenson, Jennie, Sarah Awara, Gord Stephen, and Trieu Mai. Comparing Capacity Credit Calculations for Wind: A Case Study in Texas. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory, 2021.

11. International Renewable Energy Agency. Renewable Power Generation Costs in 2024. Abu Dhabi: IRENA, 2025.

12. Kaldellis, J. K., and D. Apostolou. “Economic Analysis and Power Capacity Factor Estimation for an Offshore Wind Farm in the Baltic Sea.” Informacja Instal (2024).

13. International Renewable Energy Agency. Renewable Power Generation Costs in 2024. Abu Dhabi: IRENA, 2025; National Renewable Energy Laboratory. Annual Technology Baseline 2024: Offshore Wind. Golden, CO: NREL, 2024; WindEurope. Offshore Wind in Europe: Key Trends and Statistics 2024. Brussels: WindEurope, 2025.

14. Kaldellis, J. K., and D. Apostolou. “Economic Analysis and Power Capacity Factor Estimation for an Offshore Wind Farm in the Baltic Sea.” Informacja Instal (2024); Olczak, Paweł, et al. “Energy Productivity Potential of Offshore Wind in Poland.” Applied Sciences 13, no. 7 (2023): 4258.

15. Ziemowit Malecha, „Analiza ekonomiczna oraz wykorzystania mocy dla farmy wiatrowej typu offshore na Morzu Bałtyckim / Economic analysis and power capacity factor estimation for an offshore wind farm in the Baltic Sea”, Instal, nr 1/2023, s. 4–11, DOI: 10.36119/15.2023.1.1.

16. Piotr Olczak, Tomasz Surma, „Energy Productivity Potential of Offshore Wind in Poland and Cooperation with Onshore Wind Farm”, Applied Sciences, 2023, 13(7), 4258, DOI: 10.3390/app13074258.