Rosnący udział odnawialnych źródeł energii w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) coraz silniej wpływa na mechanizmy kształtowania cen na rynku hurtowym energii elektrycznej. Zjawisko to jest szczególnie widoczne w Europie, gdzie dynamiczny rozwój fotowoltaiki i energetyki wiatrowej zmienia sposób pracy jednostek konwencjonalnych, profil obciążenia sieci oraz relacje pomiędzy uczestnikami rynku. Dla przedsiębiorstw sektora energetycznego, operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych, a także dla dużych odbiorców przemysłowych, zrozumienie mechanizmów oddziaływania OZE na ceny energii ma kluczowe znaczenie dla podejmowania decyzji inwestycyjnych, zarządzania ryzykiem cenowym oraz projektowania nowych modeli biznesowych.

Mechanizmy kształtowania cen energii na rynku hurtowym

Rynek hurtowy energii elektrycznej w Europie, w tym w Polsce, funkcjonuje w oparciu o zasadę tzw. merit order, czyli kolejności uruchamiania jednostek wytwórczych według rosnących kosztów zmiennych wytwarzania. Na rynku dnia następnego (spot) uczestnicy składają oferty sprzedaży energii, które odpowiadają ich kosztom krańcowym, obejmującym głównie paliwo, koszty uprawnień do emisji CO₂ oraz koszty zmienne eksploatacji. Operator giełdy energii, na przykład TGE w Polsce, zestawia oferty sprzedaży z ofertami zakupu, tworząc krzywe podaży i popytu, a przecięcie tych krzywych wyznacza cenę rozliczeniową na daną godzinę doby następnej.

W tradycyjnym, silnie scentralizowanym systemie energetycznym, strukturę podaży kształtowały przede wszystkim elektrownie węglowe, gazowe, wodne i jądrowe. Jednostki o najniższych kosztach zmiennych, takie jak elektrownie jądrowe czy duże elektrownie wodne, pracowały jako źródła podstawowe (base load), natomiast elektrownie węglowe i gazowe różnicowały swoją pracę zależnie od zapotrzebowania, pełniąc funkcję jednostek średnio- i szczytowych. Ceny hurtowe były więc w dużej mierze pochodną kosztów ostatniej, najdroższej jednostki, która musiała zostać uruchomiona, aby pokryć popyt w danej godzinie.

Wprowadzenie do tego systemu dużych wolumenów energii z OZE, takich jak farmy wiatrowe i fotowoltaiczne, wywołało serię zmian o charakterze zarówno technicznym, jak i ekonomicznym. Po pierwsze, źródła te mają bardzo niskie koszty krańcowe – w praktyce bliskie zeru, ponieważ nie zużywają paliwa, a główny koszt stanowi inwestycja początkowa oraz późniejsza eksploatacja i serwis. Po drugie, ich produkcja jest zależna od warunków pogodowych, co wprowadza do systemu wysoki poziom zmienności i nieprzewidywalności. Po trzecie, ze względu na priorytetowe podejście do wytwarzania ze źródeł odnawialnych, wynikające z unijnych regulacji klimatycznych oraz krajowych systemów wsparcia, energia z OZE jest w pierwszej kolejności wprowadzana do systemu, a dopiero następnie uzupełniana przez konwencjonalne źródła wytwórcze.

Mechanizm merit order w otoczeniu rosnącego udziału OZE ulega wyraźnej ewolucji. W godzinach wysokiej generacji z wiatru lub słońca, wolumen energii dostępnej po bardzo niskich kosztach zmiennych zwiększa się, co przesuwa krzywą podaży w prawo i wypycha z rynku jednostki o wyższych kosztach wytwarzania, głównie bloki węglowe i gazowe o niskiej efektywności. W efekcie cena hurtowa, będąca ceną krańcowej jednostki, spada. Zjawisko to jest szczególnie widoczne na rynkach o wysokim nasyceniu OZE, takich jak Niemcy, Dania czy Hiszpania, gdzie w określonych godzinach dochodzi nawet do pojawienia się ujemnych cen energii.

Dodatkową rolę w kształtowaniu cen na rynku hurtowym odgrywają instrumenty rynku bilansującego oraz rynku usług systemowych. Im większy udział generacji niesterowalnej, tym większe znaczenie mają zasoby rezerw wirujących, zdolności regulacyjnych bloków konwencjonalnych, magazynów energii i redukcji zapotrzebowania (Demand Side Response). Ich koszty pośrednio wbudowują się w cenę energii, czy to poprzez taryfy dystrybucyjne, czy opłaty systemowe, wpływając na całkowity koszt energii dla odbiorcy końcowego, choć nie zawsze bezpośrednio w cenie hurtowej.

Wpływ OZE na poziom i zmienność cen hurtowych

Bezpośredni wpływ rosnącego udziału źródeł odnawialnych na rynek hurtowy energii można opisać poprzez dwa główne zjawiska: obniżanie średnich cen energii oraz zwiększanie ich krótkoterminowej zmienności. Zjawiska te są ze sobą ściśle powiązane i wynikają z charakteru pracy źródeł wiatrowych i fotowoltaicznych.

Obniżanie średniego poziomu cen jest przede wszystkim rezultatem wspomnianego wcześniej efektu merit order. Gdy do systemu wprowadzana jest dodatkowa podaż energii o niskim koszcie krańcowym, krzywa podaży przesuwa się w prawo. Dla tego samego poziomu zapotrzebowania popyt przecina krzywą podaży w punkcie o niższej cenie. Innymi słowy, zastępowanie generacji konwencjonalnej produkcją z OZE zmniejsza zapotrzebowanie na energię z droższych jednostek szczytowych, głównie elektrowni gazowych lub mało efektywnych bloków węglowych. W warunkach rynku konkurencyjnego prowadzi to do statystycznego obniżenia cen na rynku dnia następnego oraz na rynku dnia bieżącego.

Z ekonomicznego punktu widzenia korzyści z tego procesu odczuwają przede wszystkim odbiorcy hurtowi oraz przedsiębiorstwa energochłonne, dla których koszt zakupu energii na rynku odgrywa istotną rolę w kształtowaniu marży. Niższe ceny hurtowe sprzyjają także rozwojowi nowych modeli kontraktowych, takich jak długoterminowe umowy PPA (Power Purchase Agreement), które opierają się na założeniu, że energia z instalacji odnawialnych może być sprzedawana po konkurencyjnych cenach w stosunku do energii z rynku spot.

Jednocześnie rosnący udział OZE powoduje wzrost krótkoterminowej zmienności cen, rozumianej jako amplituda wahań cenowych w ciągu doby czy tygodnia. Zmienność ta wynika z niestabilności generacji wiatrowej i słonecznej, która jest uzależniona od warunków meteorologicznych. Godziny o wysokiej produkcji słonecznej, zwykle w środku dnia, charakteryzują się znaczną podażą energii i tendencją do obniżania cen, natomiast w godzinach wieczornego szczytu, gdy produkcja PV gwałtownie spada, zapotrzebowanie musi być pokryte przez źródła konwencjonalne, co prowadzi do wzrostu cen. Podobne efekty obserwuje się w przypadku silnych wiatrów, kiedy generacja z farm wiatrowych może istotnie przewyższać prognozy, powodując wyraźne obniżenie cen w niektórych godzinach.

Zwiększona zmienność cen jest zarówno wyzwaniem, jak i szansą dla uczestników rynku. Dla wytwórców konwencjonalnych oznacza konieczność elastycznej pracy bloków, częstsze uruchomienia i zatrzymania, a tym samym wyższe koszty eksploatacyjne. Dla podmiotów handlowych i dużych odbiorców przemysłowych stanowi bodziec do wdrażania zaawansowanych strategii zarządzania ryzykiem cenowym, w tym hedgingu na rynku terminowym, stosowania instrumentów pochodnych oraz rozwijania usług elastyczności popytu. Z kolei dla inwestorów w OZE, zmienność cen może prowadzić do okresów bardzo niskich przychodów w godzinach dużej produkcji, co wymaga dywersyfikacji przychodów, np. poprzez sprzedaż gwarancji pochodzenia, udział w rynku bilansującym oraz integrację z magazynami energii.

Szczególnym przypadkiem wpływu OZE na ceny są sytuacje występowania ujemnych cen energii na rynku hurtowym. Dochodzi do nich wtedy, gdy podaż energii, w szczególności z OZE i źródeł o wysokiej elastyczności, przewyższa zapotrzebowanie, a możliwości eksportu lub magazynowania energii są ograniczone. W takich warunkach niektórzy wytwórcy są skłonni dopłacać do sprzedaży energii, byle tylko utrzymać pracę jednostek, unikając kosztów wyłączenia i ponownego uruchomienia lub korzystając z subsydiów uzależnionych od ilości wyprodukowanej energii. Zjawisko ujemnych cen, choć trudne do akceptacji dla tradycyjnej logiki rynkowej, jest sygnałem dla regulatorów i inwestorów, że konieczne jest zwiększanie zdolności elastyczności systemu – zarówno po stronie wytwarzania, jak i po stronie konsumentów.

W dłuższym horyzoncie czasowym wzrost udziału OZE i wynikające z niego obniżenie średnich cen hurtowych oddziałuje na opłacalność inwestycji w tradycyjne źródła wytwórcze. Jednostki konwencjonalne pracują mniej godzin w roku, częściej pełniąc funkcję rezerwy lub mocy interwencyjnej, co zmniejsza ich przychody z rynku energii. Prowadzi to do powstania luki inwestycyjnej w zakresie mocy regulacyjnych i szczytowych, co z kolei skłania regulatorów do wprowadzania dodatkowych mechanizmów, takich jak rynek mocy, kontrakty różnicowe (CfD) dla stabilnych jednostek niskoemisyjnych czy dedykowane aukcje na moce elastyczne i magazyny energii. W ten sposób struktura przychodów w sektorze energetycznym ulega głębokiej transformacji.

Konsekwencje dla przemysłu energetycznego i modele adaptacji

Wpływ OZE na ceny energii na rynku hurtowym przekłada się bezpośrednio na strategię działania przedsiębiorstw energetycznych. Dotyczy to zarówno tradycyjnych spółek wytwórczych, operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych, jak i nowych podmiotów, takich jak agregatorzy elastyczności czy inwestorzy w magazyny energii. Transformacja ta nie ogranicza się do zmiany technologii wytwarzania, ale obejmuje całą architekturę rynku, modele kontraktowe, strukturę przychodów i mechanizmy podziału ryzyka.

Dla przedsiębiorstw posiadających portfele elektrowni konwencjonalnych, w tym węglowych i gazowych, rosnący udział OZE oznacza konieczność przestawienia się z roli źródeł podstawowych na funkcję jednostek regulacyjnych. Bloki te coraz rzadziej pracują w sposób ciągły, a coraz częściej uruchamiane są na okresy wysokich cen związanych z niedoborem generacji odnawialnej. Oznacza to mniejszą liczbę godzin pracy, ale też potencjalnie wyższe przychody w okresach szczytowych. Taki model wymaga jednak wysokiej elastyczności technicznej jednostek – zdolności do szybkiego rozruchu, częstych zmian obciążenia oraz pracy przy obniżonej mocy minimalnej. Elektrownie zaprojektowane do stabilnej pracy podstawowej często nie są do tego dostosowane, co generuje presję inwestycyjną na modernizacje lub prowadzi do przedwczesnego wycofywania z eksploatacji najstarszych bloków.

Dla operatorów systemów dystrybucyjnych rosnąca obecność rozproszonych OZE, w szczególności mikroinstalacji fotowoltaicznych, oznacza konieczność przebudowy zarządzania siecią. Tradycyjnie sieci dystrybucyjne były projektowane do jednokierunkowego przepływu energii – z sieci przesyłowej do odbiorcy końcowego. Duża liczba źródeł rozproszonych powoduje jednak lokalne nadwyżki generacji, które muszą być odprowadzane w górę sieci, co generuje nowe wyzwania w zakresie utrzymania odpowiednich napięć, zapobiegania przeciążeniom oraz zapewnienia jakości energii. Konieczne jest wdrażanie funkcjonalności sieci inteligentnych (smart grid), takich jak regulacja napięcia za pomocą automatycznych transformatorów, sterowanie generacją OZE, wprowadzanie taryf dynamicznych i rozwój usług DSR. Wszystkie te elementy mają wpływ pośredni na koszty systemowe i tym samym na ostateczny kształt cen energii.

Dla sektora energetycznego istotnym kierunkiem adaptacji jest rozwój magazynów energii. Magazyny, zarówno w skali przemysłowej (baterie litowo-jonowe, elektrownie szczytowo-pompowe, magazyny wodorowe), jak i w skali lokalnej lub prosumenckiej, pozwalają na przesuwanie generacji z okresów nadwyżki do okresów niedoboru. Z perspektywy rynku hurtowego oznacza to ograniczenie skrajnych wahań cen i zmniejszenie ryzyka występowania ujemnych cen w godzinach dużej generacji z OZE. Dla właścicieli magazynów otwiera się natomiast możliwość arbitrażu cenowego – zakupu energii w okresach niskich cen i sprzedaży w okresach wysokich. Rozwój technologii magazynowania i spadek ich kosztów inwestycyjnych będą w kolejnych latach jednym z kluczowych czynników wpływających na stabilizację rynku hurtowego w warunkach rosnącego udziału źródeł odnawialnych.

Innym ważnym elementem adaptacji przemysłu energetycznego jest rozwój mechanizmów długoterminowego zabezpieczenia cen, w tym wspomnianych już kontraktów PPA, aukcji OZE z gwarantowaną ceną (np. system aukcyjny w Polsce) oraz kontraktów różnicowych. W warunkach wysokiej zmienności cen na rynku spot, inwestorzy w nowe moce wytwórcze – zarówno odnawialne, jak i konwencjonalne – potrzebują przewidywalnego strumienia przychodów, aby uzasadnić decyzje inwestycyjne i pozyskać finansowanie. Z kolei odbiorcy przemysłowi poszukują stabilności kosztów energii, aby planować swoją działalność w perspektywie kilku lub kilkunastu lat. Długoterminowe umowy sprzedaży energii bezpośrednio powiązane z konkretnymi instalacjami OZE stają się więc narzędziem przenoszenia ryzyka cenowego z jednych uczestników rynku na innych, przy jednoczesnym wspieraniu rozwoju nowych mocy odnawialnych.

Znaczącą rolę w nowej architekturze rynku odgrywają również podmioty pełniące funkcję agregatorów elastyczności. Ich zadaniem jest łączenie wielu rozproszonych odbiorców i małych źródeł w jedną wirtualną jednostkę, zdolną do reagowania na sygnały cenowe z rynku hurtowego oraz na potrzeby operatorów systemu. Poprzez koordynację pracy magazynów energii, instalacji OZE, odbiorników przemysłowych i komunalnych, agregatorzy mogą świadczyć usługi redukcji zapotrzebowania, przesuwania obciążenia oraz szybkiej rezerwy mocy. Otrzymują za to wynagrodzenie z rynku usług systemowych i rynku bilansującego, a ich działania przyczyniają się do stabilizacji cen na rynku spot. Wraz z rosnącym udziałem OZE rola takich podmiotów będzie stale rosnąć, ponieważ elastyczność po stronie popytu staje się równie cenna jak elastyczność po stronie wytwarzania.

Nie można też pominąć wpływu polityki klimatyczno-energetycznej oraz systemu EU ETS na relacje pomiędzy OZE a cenami hurtowymi. Wzrost cen uprawnień do emisji CO₂ istotnie podnosi koszty krańcowe jednostek węglowych i gazowych, co zwiększa konkurencyjność źródeł odnawialnych, nawet gdy ich koszt całkowity (LCOE) pozostaje wyższy. W praktyce oznacza to, że im wyższe są koszty emisji, tym silniejszy jest efekt wypierania generacji konwencjonalnej przez OZE z rynku dnia następnego. Jednocześnie wysokie koszty CO₂ przenoszone są na ceny energii w okresach niskiej generacji OZE, kiedy to elektrownie konwencjonalne pozostają niezbędne do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw. W konsekwencji obserwujemy coraz głębszą sezonowość i dzienną zmienność cen, zależną od warunków pogodowych i poziomu generacji odnawialnej.

Z perspektywy dużych odbiorców przemysłowych i instytucjonalnych zmiany te wymuszają rozwój zaawansowanych strategii zakupowych. Coraz większe znaczenie mają modele hybrydowe, łączące zakupy na rynku spot, kontrakty terminowe, umowy PPA oraz wykorzystanie własnych instalacji OZE i magazynów energii. Odbiorcy ci stają się de facto aktywnymi uczestnikami rynku, a nie tylko biernymi konsumentami. Wprowadzanie taryf dynamicznych, powiązanych z godzinowymi cenami hurtowymi, może dodatkowo skłaniać do optymalizacji zużycia energii w czasie, np. poprzez przenoszenie energochłonnych procesów produkcyjnych na godziny niższych cen. Tego typu działania nie tylko ograniczają koszty odbiorcy, ale także wspierają stabilizację systemu i efektywne wykorzystanie generacji z OZE.

Transformacja rynku hurtowego energii, napędzana rosnącym udziałem odnawialnych źródeł energii, stanowi więc złożony proces, w którym technologia, ekonomia i regulacje wzajemnie na siebie oddziałują. Z jednej strony OZE obniżają średnie ceny energii i przyczyniają się do realizacji celów klimatycznych, z drugiej – zwiększają zmienność cen, komplikują planowanie pracy systemu i wymagają rozwoju nowych narzędzi zarządzania elastycznością. Dla przemysłu energetycznego oznacza to konieczność głębokiej przebudowy modeli biznesowych, intensywnych inwestycji w nową infrastrukturę – w tym w sieci przesyłowe i dystrybucyjne – oraz stałego dostosowywania się do zmieniającego się otoczenia regulacyjnego i technologicznego.

Perspektywy rozwoju rynku i dalsza rola OZE w kształtowaniu cen

W perspektywie kolejnych dekad OZE będą coraz silniej determinować sposób funkcjonowania rynku hurtowego energii elektrycznej. Scenariusze transformacji energetycznej zakładają znaczący wzrost mocy zainstalowanej w wietrze i fotowoltaice, jak również rozwój nowych technologii, takich jak morskie farmy wiatrowe, energetyka słoneczna w skali przemysłowej czy systemy hybrydowe łączące OZE z magazynowaniem i generacją gazową. Wzrost ten będzie prawdopodobnie towarzyszył dalszemu spadkowi kosztów inwestycyjnych OZE oraz wzrostowi efektywności instalacji, co uczyni je jednym z najtańszych źródeł nowej mocy na rynku.

Jednym z kluczowych trendów będzie coraz większa rola regionalnej integracji rynków oraz transgranicznych połączeń międzysystemowych. Im większa jest przestrzeń rynkowa, tym łatwiej jest zbilansować wahania generacji OZE w poszczególnych krajach i regionach. Nadwyżki w jednym kraju mogą być eksportowane do sąsiadów, co łagodzi lokalne spadki cen i zmniejsza ryzyko występowania ujemnych cen. Jednocześnie import energii w okresach niskiej generacji krajowej zwiększa bezpieczeństwo dostaw i ogranicza konieczność utrzymywania drogich rezerw krajowych. W tym kontekście rozbudowa połączeń transgranicznych i harmonizacja zasad rynku hurtowego stają się istotnym elementem strategii Unii Europejskiej w zakresie integracji rynku energii.

Kolejnym istotnym czynnikiem jest cyfryzacja sektora energetycznego i rozwój narzędzi zaawansowanej analityki danych. Prognozowanie generacji z OZE, szczególnie w krótkich horyzontach czasowych, staje się coraz bardziej precyzyjne dzięki wykorzystaniu modeli meteorologicznych, sztucznej inteligencji i uczenia maszynowego. Lepsze prognozy ograniczają niepewność uczestników rynku, pozwalają na bardziej efektywne planowanie pracy jednostek regulacyjnych i redukują koszty bilansowania systemu. W efekcie mogą one pośrednio łagodzić zmienność cen na rynku dnia bieżącego oraz na rynku bilansującym, co jest korzystne zarówno dla operatorów, jak i dla uczestników rynku.

W dłuższej perspektywie rosnąca rola OZE na rynku hurtowym będzie także coraz silniej powiązana z rozwojem sektorowego podejścia do energii, określanego często mianem sector coupling. Chodzi o łączenie sektora elektroenergetycznego z ciepłownictwem, transportem i przemysłem poprzez elektryfikację procesów, zastosowanie pomp ciepła, elektromobilności czy produkcji zielonego wodoru. Wykorzystanie nadwyżek energii odnawialnej do produkcji ciepła, napędzania pojazdów elektrycznych lub generowania wodoru stwarza dodatkowy popyt na energię w okresach wysokiej generacji OZE. Zwiększa to elastyczność całego systemu energetycznego, zmniejsza presję na spadek cen w godzinach nadwyżki oraz poprawia efektywność wykorzystania zasobów odnawialnych.

Nie można jednak pomijać wyzwań regulacyjnych, które będą towarzyszyć dalszemu wzrostowi OZE. Z jednej strony regulatorzy muszą zapewnić odpowiednie bodźce inwestycyjne dla nowych mocy odnawialnych, z drugiej zaś – zadbać o utrzymanie wystarczającej ilości stabilnych i elastycznych mocy konwencjonalnych lub innych technologii zdolnych do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw w okresach niskiej generacji odnawialnej. Będzie to wymagało stopniowego odchodzenia od prostych systemów wsparcia w postaci stałych taryf, na rzecz bardziej złożonych instrumentów, które integrują OZE z rynkiem i zachęcają do inwestycji w elastyczność systemu, takich jak mechanizmy wynagradzania mocy dyspozycyjnej, usługi regulacyjne czy programy DSR.

Transformacja miksu wytwórczego i rosnący wpływ OZE na ceny hurtowe wymuszają też nową kulturę zarządzania ryzykiem w przedsiębiorstwach energetycznych. Zmienność cen, choć generuje niepewność, jednocześnie tworzy przestrzeń do budowy bardziej wyspecjalizowanych strategii handlowych, wykorzystujących różnice pomiędzy rynkiem dnia następnego, rynkiem dnia bieżącego i rynkiem bilansującym. Przedsiębiorstwa, które potrafią zintegrować portfel OZE, magazyny energii, elastyczne jednostki konwencjonalne oraz narzędzia analityczne, zyskują przewagę konkurencyjną w postaci zdolności do optymalizacji przychodów i kosztów w dynamicznie zmieniającym się środowisku cenowym.

Z punktu widzenia całego systemu energetycznego rosnący udział OZE i związane z nim zmiany cen hurtowych będą wymagały rozwoju nowych standardów planowania i eksploatacji infrastruktury. Sieci przesyłowe i dystrybucyjne muszą być projektowane z myślą o większej liczbie źródeł rozproszonych, zmiennych przepływach mocy oraz konieczności integracji magazynów energii i odbiorców aktywnych. Planowanie inwestycji w sieć coraz częściej będzie oparte na scenariuszach rozwoju lokalnej generacji odnawialnej, elektromobilności i wytwarzania rozproszonego, a nie wyłącznie na prognozach wzrostu obciążenia. Z kolei eksploatacja sieci będzie wymagała intensywnego wykorzystania systemów sterowania, automatyki i telemetrii, aby na bieżąco reagować na zmiany w generacji i popycie.

Dalszy rozwój OZE będzie też wpływał na strukturę kosztów energii dla odbiorców końcowych. Choć średni poziom cen hurtowych może się obniżać w wyniku efektu merit order, rosnąć będą koszty związane z utrzymaniem elastyczności systemu, rozbudową sieci i zapewnieniem bezpieczeństwa dostaw. Część tych kosztów przenoszona jest poprzez opłaty sieciowe i systemowe na taryfy odbiorców. Ostateczny efekt netto dla rachunków za energię zależeć będzie więc od równowagi pomiędzy spadkiem cen na rynku hurtowym a wzrostem kosztów infrastrukturalnych i regulacyjnych. W krajach, które sprawnie wdrożą rozwiązania zwiększające efektywność wykorzystania sieci, magazynowania i elastyczności popytu, szanse na utrzymanie konkurencyjnych cen energii dla przemysłu i gospodarstw domowych będą większe.

Rola OZE w kształtowaniu cen energii na rynku hurtowym będzie zatem w przyszłości jeszcze bardziej dominująca. W miarę jak tradycyjne jednostki węglowe będą wycofywane z eksploatacji, a nowe inwestycje skupią się na źródłach nisko- i zeroemisyjnych, struktura merit order ulegnie dalszej przebudowie. Coraz częściej krańcową jednostką wyznaczającą cenę będą elastyczne bloki gazowe, magazyny energii lub mechanizmy redukcji popytu. W takich warunkach wycena energii będzie w coraz większym stopniu odzwierciedlać wartość elastyczności i dyspozycyjności w czasie, a nie tylko koszt samego wytworzenia MWh.

Ostatecznie to właśnie zdolność systemu energetycznego do integracji rosnącej ilości energii z OZE przy zachowaniu bezpieczeństwa dostaw i akceptowalnego poziomu cen będzie głównym wyznacznikiem sukcesu transformacji energetycznej. Wymaga to skoordynowanych działań wszystkich uczestników rynku – wytwórców, operatorów, odbiorców, regulatorów i inwestorów finansowych – oraz konsekwentnego wykorzystania potencjału nowych technologii, od fotowoltaiki i wiatru, przez magazyny energii, po narzędzia cyfrowe i mechanizmy rynków lokalnych. W takim otoczeniu ceny energii na rynku hurtowym stają się nie tylko wynikiem bieżącej gry podaży i popytu, ale także odzwierciedleniem stopnia dojrzałości całego systemu energetycznego wobec wyzwań stawianych przez gospodarkę niskoemisyjną.