Usługi sieciowe, peak shaving i handel energią: jak magazyny energii BESS działają na nowoczesnym rynku?

Jak pracują magazyny energii na nowoczesnym rynku

W poprzednim artykule naszego cyklu wyjaśniliśmy, jak taki system działa. Teraz przejdźmy krok dalej i zobaczmy, jak BESS może pracować na współczesnym rynku energii i jakie role może na nim pełnić.

Systemy bateryjne (ze względu na miejsce zastosowania i rolę jaką mają pełnić) dzielimy na przedlicznikowe (FTM – front of the meter) i zalicznikowe BTM (behind the meter). Do tych drugich zaliczyć można również bateryjne systemy przydomowe (z punktu widzenia operatora są za licznikiem – stanowią część instalacji elektrycznej już po stronie właściciela, czyli na przykład posiadacza domu). Poniższy rysunek pomoże zrozumieć różnicę.

Rysunek 1. A) Przedlicznikowe (FTM) i b) zalicznikowe (BTM) systemy BESS.

W warunkach przemysłowych BESS BTM służą głównie do tego, aby:

• zmaksymalizować autokonsumpcję z odnawialnych źródeł energii (OZE, jeśli dom/zakład/firma/farma takie źródła posiada): w połączeniu z lokalną instalacją fotowoltaiczną, BESS BTM gromadzi nadwyżki energii wyprodukowane w ciągu dnia lub na przykład w weekend, zamiast oddawać je do sieci po niekorzystnych cenach rynkowych lub po prostu tej energii w ogóle nie wyprodukować. Energia ta jest zużywana, gdy jest potrzebna, na przykład wieczorem lub w kolejnym dniu.

• zredukować opłaty za moc szczytową (Peak Shaving): jest to jedna z kluczowych ról w przemyśle. BESS BTM rozładowuje się w momentach najwyższego (szczytowego, stąd angielski termin „peak”) poboru prądu przez firmę, zakład, co pozwala obniżyć maksymalną moc pobieraną z sieci (BESS + sieć zasilają potrzeby zakładu więc z sieci pobiorę o tyle mniej, ile wziąłem z BESS) i zmniejszyć stałe opłaty dystrybucyjne lub po prostu pozostać w zakresie mocy, na którą ma się umowę z operatorem systemu dystrybucyjnego i nie płacić kar.

• zarządzać cenami: (Energy Arbitrage / Load Shifting – dla firm, które decydują się na umowę zakupu energii w taryfach dynamicznych): System ładuje baterie, gdy prąd z sieci jest najtańszy (np. w taryfie nocnej lub w godzinach nadpodaży rynkowej), a oddaje energię do obiektu, gdy stawki za prąd drastycznie rosną.

• zapewnić zasilanie awaryjne i ciągłość działania : BESS działa jak zaawansowany system UPS o dużej skali. W przypadku awarii sieci zewnętrznej chroni przedsiębiorstwo przed kosztownymi przestojami produkcyjnymi i uszkodzeniem maszyn.

• Kompensować moc bierną: nowoczesne systemy BESS pozwalają decydować o jakości energii, mogą więc być źródłem bądź obciążeniem o wskazanym charakterze. W przypadku przedsiębiorstw o znacznym udziale składowej indukcyjnej (np. duża liczba napędów elektrycznych) czy też pojemnościowej (na przykład centra danych czy też obiekty wielkopowierzchniowe) taka funkcja jest istotna z punktu widzenia ograniczenia kosztów energii elektrycznej.

To jedynie lista potencjalnych zastosowań, ale zawiera najważniejsze funkcje, na które pozwala zalicznikowy BESS. Jednym z ostatnich trendów jest zastosowanie BESS BTM w lokalizacjach stacji szybkiego ładowania pojazdów elektrycznych – w tym przypadku również najczęściej chodzi o „peak shaving” oraz możliwość ładowania z dużą mocą kilku aut jednocześnie. Ładowanie takie nie trwa długo, ale zapotrzebowania na moc jest znaczne – BESS pozwala uchronić się przed podpisywaniem umowy z operatorem na pełną moc stacji lub umożliwia budowę takiej stacji w lokalizacji, która nie ma potrzebnej szczytowej mocy w punkcie przyłączenia. Drugim argumentem jest zarządzanie cenami. Ale o tym więcej w kolejnych odcinkach.

Te cechy BESS powodują, iż dla wielu inwestorów taki produkt zaczyna być atrakcyjny – według Agencji Rynku Energii łączna pojemność magazynów energii w Polsce wyniosła 8,85 GWh (to tak jakby nasza największa elektrownia w Bełchatowie pracowała z pełną mocą przez prawie 2 godziny). Według danych na sierpień 2026 r. tej agencji w Polsce działa 114 418 instalacji magazynowania energii elektrycznej, większość w systemach prosumenckich (112 465 jednostek). Magazynów przemysłowych (średnich, o mocy 0,05 – 10MW) mamy w Polsce 1 948, a więc sporo. Jednak zarówno ich sumaryczna moc jak i pojemność świadczyć mogą o tym, że to instalacje dość małe. Zestawienie danych w tabeli poniżej.

Tabela 1. Magazyny energii elektrycznej w Polsce (za: Agencja Rynku Energii S.A.)

Pięć wymienionych w raporcie ARE dużych systemów magazynowania energii to to elektrownie szczytowo – pompowe (w tym największa 716 MW/3,6 GWh w Żarnowcu). Dziwić może niewielka liczba systemów BESS w tym segmencie – ale pamiętajmy, że w kolejce po warunki przyłączenia, odbiory itd. czeka 1 GW / 4 GWh BESS tylko w roku 2026. Według „Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu” przyjętego przez Radę Ministrów (dokument opracowało Ministerstwo Energii) w roku 2030 mamy mieć w Polsce ok. 6 GW mocy zainstalowanej w bateryjnych magazynach energii w ambitnym scenariuszu WAM (with additional measures, a więc pewnie z wykorzystaniem mechanizmów wsparcia).

Spójrzmy na „przedlicznikowe” FTM – a więc duże systemy BESS, które powinny świadczyć usługi oraz umożliwiać współpracę z systemem zarówno dystrybucyjnym jak i przesyłowym. W przeciwieństwie do systemów domowych/zalicznikowych BTM, te FTM nie są przypisane do konkretnego odbiorcy prądu ani fabryki. Ich zadaniem jest globalne stabilizowanie systemu elektroenergetycznego i zarabianie na obrocie energią w skali makro. Tu możliwości operacyjnych też jest sporo, ale skupmy się na kluczowych:

• Arbitraż cenowy (Market Arbitrage): Magazyn ładuje się z sieci, gdy prądu jest tani (np. w słoneczne południe dzięki fotowoltaice lub w wietrzne noce dzięki turbinom wiatrowym), ceny wtedy są atrakcyjne a bywają nawet ujemne. Następnie oddaje energię do sieci w godzinach największego zapotrzebowania (najczęściej wieczorem), gdy ceny osiągają najwyższe poziomy.

• Udział w rynku mocy (Capacity Market): Właściciel magazynu otrzymuje stałe wynagrodzenie od operatora sieci za samą gotowość do oddania energii w krytycznych momentach (tzw. okresach zagrożenia), gdy potrzeba rezerw mocy.

• Świadczenie usług systemowych i regulacyjnych (Ancillary Services – rynek usług bilansujących): To najbardziej zaawansowana technicznie rola, często również najważniejszy strumień przychodów. Magazyn w ułamku sekundy reaguje na wahania częstotliwości sieci (funkcja FCR i aFRR), stabilizując jej parametry, co zapobiega awariom o charakterze blackoutu (z dużym prawdopodobieństwem złe działanie tego typu mechanizmów plus kilka innych błędów operatora były podstawą blackoutu w Hiszpanii w kwietniu 2025).

Jak przedstawiają się na rynku te możliwości operacyjne? Arbitraż cenowy wydaje się dość łatwy w zrozumieniu, choć z punktu widzenia sterowania i generacji przychodu wcale nie jest to mechanizm prosty. Giełda działa w takcie piętnastominutowym, ceny zmieniają się więc bardzo dynamicznie, a dodatkowo każdy cykl ładowanie – rozładowanie baterii zbliża nas do limitu liczby cykli z warunków gwarancyjnych – liczbą cykli trzeba więc zarządzać rozsądnie. Zarabianie pieniędzy na samym handlu energią jest sporym wyzwaniem.

Co do zabezpieczenia rezerw mocy – tym systemem w Polsce zarządzają Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE), a nadzór sprawuje Prezes Urzędu Regulacji Energetyki (URE). Aukcje zakupu energii główne na rezerwy odbywają się z dużym wyprzedzeniem, w grudniu 2025 rozstrzygnięto aukcję główną na rezerwy na rok 2030 (Informacja Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki Nr 1/2026, w sprawie ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji głównej na rok dostaw 2030) – zakontraktowano prawie 6,9 GW mocy rezerw w 198 jednostkach, w tym 33 zagranicznych. Cena: 465,02 zł/kW/rok. W danym roku odbywają się jeszcze aukcje uzupełniające, na przykład na rok 2027 taka aukcja odbędzie się we wrześniu 2026. Koszt zapewnienia rezerw ostatecznie spada na odbiorców w ramach tzw. opłaty mocowej (widocznej na fakturach za energię elektryczną). Czyli gdybyśmy zakontraktowali cały system BESS o mocy 100 MW w aukcji na 2030 dostaniemy 46 502 000 zł za rok. Robi wrażenie! No ale tej aukcji już nie wygramy, a do 2030 roku jeszcze ponad 3 lata.

Ostatnim i (w chwili pisania materiału) najważniejszym „produktem” który można proponować rynkowo są usługi systemowe stabilizacji częstotliwości, tak zwane usługi bilansujące. Ponieważ to mechanizm i usługa dość złożona poświęcę jej więcej uwagi.

Rynek usług bilansujących

W naszym pierwszym artykule zwróciliśmy uwagę na złożoność systemów elektroenergetycznych oraz ich bilansowanie. Operator systemu przesyłowego (w Polsce to proste, bo taki operator jest tylko jeden – PSE) na bieżąco monitoruje sytuację, zwracając szczególną uwagę na dwa parametry: częstotliwość i wartość napięcia w systemie. Najogólniej rzecz ujmując: jak zapotrzebowanie na energię elektryczną zaczyna rosnąć i nie pojawią się jej nowe źródła, częstotliwość zacznie spadać. To się może zdarzyć z wielu powodów: do systemu przyłączą się duzi odbiorcy/wielu odbiorców lub znacząco zwiększą moc któregoś z głównych odbiorników (rośnie obciążenie) albo z systemu wyłączy się istotny producent energii (np. na skutek awarii czy też zachmurzenia na dużej farmie fotowoltaicznej). Ten czuły mechanizm działa również w drugą stronę: jeśli w systemie mamy nadpodaż produkcji energii i nie ma jej odbiorców, to częstotliwość zaczyna rosnąć. Operator tę częstotliwość obserwuje bardzo uważnie: w Europie wykorzystujemy 50 Hz, więc operator będzie reagował jak częstotliwość ta spadnie do 49,99 Hz lub przekroczy 50,01 Hz. Wykorzysta on pełną zakontraktowaną moc w przypadkach częstotliwości poniżej 49,8 Hz oraz powyżej 50,2 Hz. W kontekście tego tekstu i usług BESS wartość napięcia nie jest aż tak istotna (lokalnie świadczy o bilansie mocy biernej i stanie sieci przesyłowej).

Jak operator systemu przesyłowego może zabezpieczyć się przed destabilizacją systemu? To proste – trzeba zabezpieczyć sobie rezerwy – czyli zagwarantować sobie rezerwy mocy do świadczenia usług bilansujących, a nie samej produkcji energii. Oznacza to zabezpieczenie dynamicznej równowagi w systemie poprzez zagwarantowanie rezerwy zarówno na „plus” (w górę, czyli posiadanie jednostek gotowych dokładać energię, jak będzie jej za mało) jak i na „minus” (w dół, czyli możliwość ograniczenia produkcji albo spożytkowanie nadwyżki na ładowanie). Nie jest to proces tani – co roku PSE wydaje na ten cel ponad 2 miliardy złotych. Operator będzie informował o tym czy chodzi mu o usługę w górę czy w dół oraz o jaką usługę mu chodzi. Tych usług jest kilka: FCR, aFRR, mFRR oraz RR. Oznaczają one:

• Rezerwa utrzymania częstotliwości oznaczana skrótem FCR (ang. Frequency Containment Reserve, zwana także regulacją pierwotną);

• Rezerwa odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną oznaczana jako aFRR (ang. automatic Frequency Restoration Reserves) – zwana także regulacją wtórną;

• Rezerwa odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną typu bezpośredniego oznaczana jako mFRRd (ang. manual Frequency Restoration Reserves, zwana regulacją trójną;

• Rezerwa zastępcza oznaczana jako RR (ang. Replacement Reserves), każda z nich osobno w górę i osobno w dół.

Zestawienie ich najważniejszych cech przedstawiamy poniżej.

Tabela 2. Cechy różnych mechanizmów bilansowania.

Jak widać różne usługi bilansujące muszą wspierać operatora nie tylko zakontraktowaną mocą, ale też zareagować w zadanym czasie. Oczywiście operator też kupuje te usługi osobno, na pewne odcinki czasu i ze wskazaniem kierunku w górę i w dół (oprócz FCR która jest usługą symetryczną) – standardem są sloty 4-godzinowe, choć mowa już o przejściu na rytm rynku energii i sloty 15 – minutowe.

Z powodu ograniczeń technologicznych innych rozwiązań, magazyny BESS mają tu ważną rolę do odegrania – są wystarczająco szybkie, aby pełnić funkcje FCR i aFRR (pozostałe usługi bilansujące mogą być pełnione przez konwencjonalne zasoby oraz OZE) oraz daje możliwości pracy w obydwu kierunkach przepływu energii – a więc umożliwia regulację w górę i w dół. Ceny na dziś za świadczenia takich usług aFRR: ok. 180 zł/MW/h dla regulacji w górę oraz ok. 140 zł/MW/h dla regulacji w dół. A więc jeśli jako dostawca takiej usługi wygrałem aukcję na usługę aFRR w górę, na 4 godziny, dysponując systemem BESS 100 MW mogę liczyć na 56 000 zł. Niezależnie od tego, czy operator z tej mocy skorzysta, czy nie (on tą moc zarezerwował). Jest to tak zwana usługa „capacity” – zabezpieczenia mocy bilansującej. Jeśli operator tę moc wykorzysta jako dostawca tej usługi wystawię jeszcze jedną fakturę – za samą energię, cenę tą muszę pozyskać na rynku energii bilansującej gdzie muszę wystawić moją zakontraktowaną „capacity” którą wcześniej wygrałem. Zostałem (a raczej mój system BESS został i przydzielono mu odpowiedni identyfikator) DUB – dostawcą usług bilansujących. Oczywiście wejście na ten rynek nie jest łatwe – muszę przejść skomplikowany proces kwalifikacji, integracji z systemami operatora itp.

Jak działa rynek usług bilansujących?

Jak działa ten rynek w praktyce? Zacznijmy od tego kim jest DUB. Według definicji ze strony PSE: „Dostawca Usług Bilansujących (DUB) to uczestnik rynku energii elektrycznej, który dostarcza energię bilansującą oraz utrzymuje moce bilansujące na rzecz Operatora Systemu Przesyłowego”. Jeśli dany podmiot jest więc DUBem to może brać udział w aukcjach dotyczących świadczenia usług bilansujących na rzecz operatora systemu przesyłowego (PSE) oferując mu dostępną moc jako moc zarezerwowaną dla usługi bilansowania. Sam rynek ma charakter aukcyjny: PSE przeprowadza aukcje na platformie usług bilansujących, osobno na „pojemność – capacity” czyli samą rezerwację tej mocy a osobno dla samej energii, jeśli będzie musiał z niej skorzystać. Omówmy taki personalny przykład: jeśli zostałem zakwalifikowany jako DUB mogę wystawić na rynku „capacity” swoją ofertę na określony slot czasowy (co najmniej godzinę), określoną jednostkę bilansującą (ten z moich BESSów który dostał już identyfikator jako DUB) i za określoną stawkę za zarezerwowany MW/h. Operator prognozuje swoje zapotrzebowanie na usługi bilansujące i wybiera spośród najkorzystniejszych ofert. Poniżej graficzny przykład rozstrzygnięcia aukcji – pod rysunkiem opis tego przykładu.

Rysunek 2. Przykład rozstrzygnięcia aukcji na usługi bilansujące.

W naszym przykładzie w aukcji na usługi bilansujące udział wzięło 4 oferentów, w tym ja jako operator BESS kwalifikowany jako DUB. Operator potrzebuje zarezerwować moc bilansującą zaznaczoną linią przerywaną, dla usługi aFRR w kierunku dodatnim (więcej mocy w systemie). Każdy z uczestników aukcji (DUBów) zaproponował na ten slot czasowy pewną cenę za megawat za każdą oferowaną godzinę rezerwacji dostępnej mocy bilansującej (a więc jednostką będzie PLN/MW/h). Operator zamknął aukcję. Wygrała oferta dostawcy DUB 1, moja oferta jako DUBa ulokowała się gdzieś w środku stawki, dostawca DUB 3 też się zakwalifikował. Wszyscy dostaniemy propozycję zarezerwowania deklarowanej mocy na deklarowany czas po stawce dostawcy DUB 3 (pay-as-cleared) DUB 3 dostawnie ofertę, ale nie na całą moc, którą oferował, bo nie ma takiej potrzeby. Oferent DUB 4 nic dziś nie zarobi za samą rezerwację mocy – jego cena była za wysoka. Jeśli jednak (jak na naszym przypadku) aukcję wygrałem – w zadanym slocie czasowym muszę tą moc na żądaną usługę zarezerwować i być gotowym tą usługę świadczyć (a operator ma prawo jej zażądać, jeśli sytuacja w systemie będzie tego wymagała). Oznacza to, że na rynku energii bilansującej będę musiał złożyć ofertę ze stawką za każdą za MWh. Jak operator zażąda tej mocy a ja się nie wywiążę (nie złożę oferty na energię lub nie dostarczę ostatecznie tej energii z innego powodu) – będzie naliczał kary. Podsumowując ten niełatwy mechanizm: startuję w aukcji na zabezpieczenie mocy (rezerwację „capacity” liczoną w rezerwacji PLN/MW/h) i jeśli moja oferta jest w puli wygranych dostanę taką stawkę za rezerwację mocy jaka zamknęła aukcję. Wtedy muszę złożyć ofertę na samą energię bilansującą (jeśli będzie finalnie potrzebna, liczoną pieniądzach za dostarczoną PLN/MWh) po stawce, którą sam ustalam, ponownie operator zamknie aukcję wybierając ostatnią ofertę danej aukcji i po tej stawce rozliczy wszystkich oferentów. Mogę więc stawką za MWh regulować prawdopodobieństwo czy moja oferta zostanie realnie aktywowana i np. ograniczyć liczbę cykli ładowania/rozładowania mojego systemu.

Jak już zostałem zwycięzcą w aukcji „capacity” i wystąpiła potrzeba skorzystania z mojej energii po proponowanej stawce za MWh to lepiej wywiązać się ze zobowiązania częściowo niż wcale (np. z powodu trudności technicznych, z których zresztą trzeba się będzie wytłumaczyć). Nawet gdybym został zmuszony do świadczenia tej usługi innym zasobem, który posiadam, a nie tym wskazanym w ofercie – będę to musiał wytłumaczyć. W przypadku usług mFRR oraz RR najczęściej jednostki konwencjonalne oraz OZE oferują na tyle atrakcyjne ceny, że konkurowanie tam systemami BESS (na dziś) ma mały sens.

Wraz ze wzrostem liczby rozproszonych źródeł energii, rośnie potrzeba, a wręcz konieczność cyfryzacji systemów. Sam system bateryjny BESS wymaga dostępu do wielu danych w czasie rzeczywistym oraz inteligencji platformy operacyjnej która nie tylko wspiera wystawianie różnych ofert na różnych rynkach (energii, bilansującym) ale również umożliwia prognozowanie mocy i dostępności mojej instalacji dla różnych usług w przyszłości. Dobra platforma do zarządzania BESS (zwana często systemem EMS, ang. energy management system – EMS) będzie też wspierała zastosowanie innowacji technologicznych takich jak zaawansowane raportowanie, estymator dostępności, automatyczna realizacja planu pracy, predykcyjne zarządzanie serwisem czy sztuczna inteligencja. Trzeba też zbudować zaplecze do ogromnych ilości danych, w tym historycznych danych o zużyciu energii, liczbie cykli, stanie cel bateryjnych w celu dokonywania bardziej precyzyjnych prognoz dostępności instalacji oraz monitoringu zapisów gwarancyjnych.