Subskrybuj nas na Youtube
Zapisz się na newsletter
- 16 aukcji dodatkowych w ramach rynku mocy przed nami
- Rosnąca rola gazu na rynku mocy
- Złe planowanie transformacji energetycznej podnosi jej koszty
- Prawie 190 mld zł za rynek mocy
- Konstrukcja opłaty mocowej wymaga reformy?
„Po niemal dekadzie funkcjonowania mechanizmu rynku mocy nadal nie jest jasne, jaka jest jego długoterminowa strategia” – wskazuje Forum Energii w analizie „Moce za wszelką cenę? Co osiągnęła Polska przez 10 lat pracy nad rynkiem mocy”. Autorzy dostrzegają potrzebę jednoznacznego wskazania celu rynku mocy - tak, aby uporządkować system i uniknąć jego przewymiarowania.
Rynek mocy polega na wynagradzaniu instalacji za gotowość do produkcji prądu – a nie za rzeczywistą generację. To ma pomóc w zapewnieniu stabilności systemu i utrzymaniu m.in. jednostek konwencjonalnych, które są potrzebne przez coraz mniejszą część roku. Mechanizm stanowił też impuls inwestycyjny dla powstania nowych jednostek gazowych i magazynów energii elektrycznej czy zainteresowania mechanizmami redukcji zapotrzebowania (DSR). Wsparcie jest uznawane za pomoc publiczną, a jest przyznawane na podstawie aukcji, w ramach których wygrywają najtańsze oferty zapewnienia mocy. Autorzy wskazują, że choć mechanizm pomógł w zasypaniu luki mocowej, to konieczne są analizy, dzięki którym koszty systemu nie będą zbyt wysokie – tak, aby uniknąć strategii „mocy za wszelką cenę”.
16 aukcji dodatkowych w ramach rynku mocy przed nami
Ustawa dotycząca rynku mocy została przyjęta w 2017 r. Dotychczas w Polsce odbyło się 10 aukcji głównych, 24 aukcje uzupełniające, dwie pierwotnie nieplanowane aukcje uzupełniające i jedna pierwotnie nieplanowana aukcja dogrywkowa. Planowanych jest jeszcze 16 aukcji dodatkowych w latach 2027-2030 i dwie aukcje uzupełniające na lata 2027 i 2028. Możliwa jest także aukcja dogrywkowa 2030 r., jeśli PSE uzna, że aukcja główna nie przyniosła mocy pozwalających na wystarczające pokrycie zapotrzebowania.
/>
Według ekspertów Forum Energii, choć rynek mocy teoretycznie ma wspierać transformację, w praktyce utrwala status quo polskiej elektroenergetyki. Podtrzymuje bowiem pracę starych i mało elastycznych bloków konwencjonalnych, a także wspiera budowę nowych mocy gazowych. W pierwszych latach funkcjonowania mechanizmu aukcje wygrywały przede wszystkim jednostki węglowe. Ich udział będzie jednak spadał – w 2029 r. moce węglowe objęte mechanizmem zmniejszą się o 68 proc. w porównaniu z 2026 r. W 2035 r. wsparcie dla nich wygaśnie całkowicie.
Rosnąca rola gazu na rynku mocy
Dominującą rolę w rynku mocy przejmą bloki gazowe, których moc zakontraktowana wzrośnie z 3,8 GW w 2025 r. do 11,6 GW w 2030 r. Ma do nich trafić ok. 50,7 proc. wsparcia w rynku mocy, czyli 95,1 mld zł. Analitycy Forum Energii zauważają jednak, że większość jednostek, które mają powstać dzięki mechanizmowi stanowią jednostki CCGT, które – w porównaniu do jednostek OCGT – są gorzej przystosowane do pracy w systemie zdominowanym przez OZE. Wynika to z tego, że są mniej elastyczne, a ich uruchomienie trwa dłużej. „Zimny start” zajmuje 2-2,5 godziny, podczas gdy w przypadku OCGT jest to 10-30 minut; z kolei „gorący start” to ok. 60-90 minut, podczas gdy dla CCGT jest to 5-15 minut.
W aukcjach rynku mocy wygrywały także bateryjne magazyny energii elektrycznej (BESS). Pierwsze z nich otrzymają wsparcie w 2027 r., choć szczyt przypadnie na lata 2028-2030, kiedy przybędzie ok. 5,1 GW obowiązków mocowych (mocy, którą będą musiały dostarczyć; uwzględniającej dyspozycyjność), czyli ok. 11,3 GW mocy osiągalnej.
Złe planowanie transformacji energetycznej podnosi jej koszty
Forum Energii przyznaje, że mechanizm rynku mocy jest dla Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE), czyli operatora systemu przesyłowego, ważnym narzędziem zapewniania wystarczalności mocy. W końcu chodzi o to, żeby zwiększyć rentowność elektrowni węglowych czy gazowych, które są potrzebne do zachowania bezpieczeństwa systemu, a w szczególności – do dostarczenia prądu w momentach, w których OZE nie mogą pracować przez pochmurną i bezwietrzną pogodę.
Analitycy przedstawiają PSE jako głównego projektanta rynku mocy, który przejął inicjatywę w obliczu braku kompleksowej koncepcji transformacji energetyki na poziomie rządowym. Według Forum Energii, straty jednostek konwencjonalnych wynikały m.in. właśnie z powodu przewlekłości prac nad dokumentami strategicznymi i ich nieadekwatnością, przejawiającą się m.in. ze zbyt niskimi prognozami rozwoju OZE, przez co dokumenty szybko się dezaktualizowały.
„Złe planowanie transformacji energetycznej podnosi jej koszty i zwiększa obciążenia dla odbiorców” – wskazują autorzy raportu. Trzeba według nich uważać, by nie przewymiarować systemu i nie zwiększyć nadmiernie jego kosztów. Autorzy analizy zauważają, że bezpieczeństwo systemu może być także zapewniana przez lepsze wykorzystanie połączeń transgranicznych czy wykorzystanie elastyczności innych sektorów (przemysłu, ciepłownictwa). Konieczne jest także doszacowanie potencjału OZE.
Prawie 190 mld zł za rynek mocy
Problemem rynku mocy jest także to, że jest drogi. Forum Energii szacuje, że w latach 2021-2046 koszty z nim związane wyniosą co najmniej 187,9 mld zł w cenach bieżących. Koszt ostatniej, dziesiątej aukcji głównej, która odbyła się w grudniu 2025 r., wyniesie na przestrzeni lat ok. 29,4 mld zł. Koszty rynku mocy są coraz wyższe przez rosnące ceny wywoławcze aukcji i niską dostępność nowych projektów.
W dodatku kontrakty wieloletnie są waloryzowane. To sprawia, że jednostkowy koszt mocy gazowych może wzrosnąć z 281,0 zł/kW w 2025 r. do 778,6 zł/kW w 2045 r. w cenach bieżących. Dla magazynów będzie to 454,2 zł za kW.
/>
Konstrukcja opłaty mocowej wymaga reformy?
Mechanizm przełoży się na rachunki odbiorców energii elektrycznej. Mechanizm jest bowiem finansowany dzięki opłacie mocowej, która jest jednym z elementów rachunku za prąd. W przypadku gospodarstw domowych, ma ona na ten moment stałą, ryczałtową wartość. W 2026 r. jest to 17,2 zł, czyli 8,1 proc. rachunku za prąd dla gospodarstwa zużywającego 2 MWh rocznie. Natomiast dla przedsiębiorstw przemysłowych, handlowo-usługowych czy instytucji publicznych jest rozliczana za każdą kWh. Stawki są uzależnione od wielkości zużycia energii w godzinach szczytowego zapotrzebowania ogłaszanych corocznie przez Prezesa URE. Miedzy 7.00 a 21.59 mali i średni przedsiębiorcy płacą za każdą MWh 219,4 zł, co stanowi ok. 9,3 proc. rachunku za prąd. Niektóre zakłady przemysłowe płacą tyle samo, a te, które mają stały dobowy profil zużycia płacą mniej – obniżka może wynieść nawet 83 proc. Wtedy płaciłyby zaledwie 37,3 zł za MWh, czyli 2,5 proc. rachunku za prąd.
Według Forum Energii, konstrukcja opłaty mocowej wymaga reformy – tak, by uwzględniać zmiany na rynku energii. Chodzi o coraz wyraźniejsze przesunięcie dłuższego szczytu między 7 a 22 w stronę krótszych porannych i wieczornych szczytów zapotrzebowania. „Opłata mocowa premiuje równomierny profil poboru energii elektrycznej, podczas gdy inne instrumenty zachęcają odbiorców do elastycznego zużycia – zmiennego w ciągu doby i dostosowanego do warunków panujących w danym czasie w systemie” – zauważa Forum Energii.
W dodatku sposób, w jaki jest skonstruowana opłata mocowa nie sprzyja zwiększaniu elastyczności. Premiowani są bowiem odbiorcy z płaskim profilem zużycia energii, czyli takim, którzy pobierają podobne ilości energii na przestrzeni doby. „Premiowanie płaskiego profilu zużycia jest sprzeczne z koniecznością uelastycznienia popytu i przesuwania poboru energii na godziny największej generacji z OZE, często w szczycie dnia” – wskazują autorzy raportu. Według nich, rynek mocy daje szansę na wsparcie elastyczności, czyli dostosowywania poziomu popytu na energię i jej podaży.
Rynek mocy ma być kontynuowany po 2030 r.
Przedstawiciele PSE i Ministerstwa Energii w ostatnich miesiącach wskazywali na konieczność kontynuacji rynku mocy po 2030 r. Aktualnie trwają na ten temat negocjacje z Komisją Europejską. Jednocześnie rozważana jest reforma systemu, w tym wprowadzenie modelu rynku dwutowarowego – mocy i elastyczności. Grzegorz Onichimowski, prezes PSE, mówił we wrześniu, że jednym z pomysłów jest też ograniczenie wpływu mechanizmu na rachunki odbiorców końcowych. Dodatkowe koszty mogą być bowiem „bardzo wysokie”.
