Bezpieczeństwo energetyczne to coś, co ciężko przecenić. Stabilne dostawy energii elektrycznej są absolutnie niezbędne dla przemysłu, sektora usług i codziennego funkcjonowania obywateli. W Polsce, wraz z postępującą transformacją energetyczną w kierunku źródeł OZE, oraz sukcesywnym odstawianiem źródeł konwencjonalnych, konieczne stało się zapewnienie rezerw mocy. Mocy, która może być potrzebna, gdy źródła zależne od pogody, nie będą w stanie pokryć całego zapotrzebowania. Właśnie dlatego wprowadzono rynek mocy – mechanizm, który ma zagwarantować dostępność energii w dłuższej perspektywie. Jak działa ten system? Jakie są jego zalety i wady? Czy spełnia swoją rolę?
Czym jest rynek mocy i dlaczego go wprowadzono?
Rynek mocy to rozwiązanie wprowadzone w Polsce ustawą z dniem 8 grudnia 2017 roku, które formalnie zaczęło funkcjonować od 2021 r. Rynek mocy w Polsce jest mechanizmem rynkowym, którego zadaniem jest zapewnienie rezerw mocy sterowalnych w systemie elektroenergetycznym. Jest formą wsparcia publicznego, które ma zapewnić długoterminowe bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych. Towarem nie jest sama energia elektryczna, ale gotowość i zdolność zarówno do jej dostarczania, jak i ograniczania jej poboru lub odbierania. W rynku mocy biorą więc udział nie tylko jednostki wytwórcze, ale też podmioty, które poprzez redukcję albo zwiększanie poboru energii elektrycznej w ramach usług DSR (ang. Demand Side Response – zarządzanie stroną popytową) mogą odpowiedzieć w określonym czasie na żądanie ze strony OSP (Operator Sieci Przesyłowej – w Polsce jest to PSE).
Dlaczego rynek mocy w Polsce jest potrzebny?
Wraz ze wzrostem udziału źródeł energii elektrycznej zależnych od pogody, coraz większa staje się zmienność i nieprzewidywalność jej generacji. Mogą zdarzać się momenty, gdy produkowanej energii jest zbyt dużo, ale coraz częściej mogą wystąpić również sytuacje jej braku. W obu przypadkach występuje zagrożenie przerwami w dostawach prądu u wybranych odbiorców lub nawet blackoutem. Aby te zagrożenie zminimalizować, potrzebne są m.in. sterowalne źródła energii elektrycznej. Problem w tym, że jeśli miałyby być włączane tylko określoną liczbę godzin w roku, ich budowa nie byłaby rentowna. Odpowiedzią na wspomniane trudności jest właśnie rynek mocy, który wynagradza samą gotowość do dostarczenia (lub redukcji albo odbioru) mocy do systemu, na wezwanie operatora. Im więcej źródeł pogodozależnych w miksie energetycznym, tym rola rynku mocy może stawać się ważniejsza.
Celem wprowadzenia rynku mocy było też ratowanie malejących zysków z elektrowni konwencjonalnych. W momencie jego powstania budowane były już bloki węglowe w Jaworznie, Opolu i Turowie, a rynek mocy miał zapewnić zwrot zainwestowanych kosztów. W pierwszych ośmiu aukcjach korzystały z niego głównie stare jednostki węglowe (wykorzystując na to rezerwy mocy), choć w teorii miał inicjować także powstawanie nowych sterowalnych i elastycznych mocy. W praktyce w latach 2018–2024 powstało zaledwie 1,9 MW magazynów bateryjnych, przy aż 7 GW nowych niskoemisyjnych mocy dyspozycyjnych.
Jak działa rynek mocy w Polsce?
Podstawą funkcjonowania rynku mocy w Polsce jest system aukcji organizowanych przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE). W ich ramach wytwórcy energii oraz podmioty oferujące redukcję zapotrzebowania (DSR) rywalizują o kontrakty mocowe. Rynek mocy pozwala na udział dowolnych źródeł energii, które ze sobą wzajemnie konkurują, choć dla każdej z nich istnieje specjalny korekcyjny współczynnik dyspozycyjności KWD.
Wykonawcy usługi na rynku mocy otrzymują wynagrodzenie zgodnie z odbywającymi się w dwóch turach aukcjami na kolejne lata. Pierwsza z nich to aukcja główna (na okresy gotowości do dostawy rozpoczynające się od 5 lat wzwyż), a kolejne to aukcje dodatkowe odbywające się tylko z rocznym wyprzedzeniem, na każdy kwartał osobno (tu biorą udział elektrociepłownie, ponieważ mogą pełnić obowiązek mocowy tylko w określonych porach roku). Co ważne, płatność dotyczy samej gotowości, a nie jej realizacji, więc zwłaszcza w początkowych stadiach rynku mocy może się zdarzać, że dany podmiot będzie wynagradzany, mimo braku działań. Niemniej jednak, odbywają się także wezwania weryfikacyjne i testy – maksymalnie raz na kwartał. Jeśli dany podmiot otrzyma wezwanie, musi je zrealizować. Wezwania OSP (PSE) mogą mieć miejsce tylko w godzinach funkcjonowania rynku mocy, czyli od godz. 7.00 do 22.00 w dni robocze, nie później niż 8 h przed obowiązkiem jego wykonania. Przywołanie trwa maksymalnie 4 godziny. W przypadku niespełnienia obowiązku, podmiot ryzykuje naliczenie kary, która w 2025 roku wynosi 6576,81 zł/MWh.
Czy przedsiębiorca może wziąć udział w rynku mocy?
Rynek mocy został stworzony przede wszystkim o większych jednostkach wytwórczych. Minimalna moc 2 MW dla wielu zainteresowanych podmiotów mogła być zbyt duża, zwłaszcza po uwzględnieniu korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności dla magazynów energii. Jednak poza rynkiem pierwotnym (umowy między OSP i zwycięzcami aukcji), powstał także rynek wtórny, na którym Ci drudzy mogą w pewnym sensie znajdować „podwykonawców” usługi systemowej.
Z punktu widzenia przedsiębiorstwa największy potencjał wydają się mieć usługi DSR: IRP (Interwencyjna Redukcja Poboru) oraz wprowadzona niedawno IZP (Interwencyjne Zwiększenie Poboru). Jeśli przedsiębiorstwo dysponuje magazynem energii elektrycznej lub ma naturalną elastyczność w zakresie przesuwania zapotrzebowania w trakcie dnia – potencjalnie może na tym skorzystać. Wyłączenie linii produkcyjnej lub przesunięcie godzin jej działania może być niemożliwe lub bardzo drogie w niektórych firmach, ale w innych, korzyści mogą przewyższyć potencjalne straty. Warto pamiętać, że do tej pory polecenia redukcji poboru zdarzały się bardzo rzadko, a przedsiębiorca wynagradzany jest za samą gotowość. Podobnie jak w przypadku mocy wytwórczych, przedsiębiorca może próbować świadczyć usługi samodzielnie bądź za pośrednictwem agregatora. W drugim przypadku dochodzą oczywiście dodatkowe koszty, ale z drugiej strony udział w rynku mocy staje się bardziej dostępny, bezpieczniejszy i prostszy.
Czy rynek mocy pozwala zarobić przedsiębiorcom?
Udział w programie DSR umożliwia firmom uzyskanie wynagrodzenia za gotowość do czasowego ograniczenia poboru energii elektrycznej na wezwanie operatora systemu elektroenergetycznego. Wysokość potencjalnych zarobków zależy od deklarowanej mocy redukcji oraz warunków umowy z agregatorem lub operatorem.
Za gotowość do redukcji poboru o 1 MW, przedsiębiorstwo może z reguły otrzymać roczne wynagrodzenie w przedziale od 150 000 do 250 000 zł. Wszystko zależy jednak od cen wyznaczonych w aukcjach na poszczególne lata, a także indywidualnych kontraktów i ustaleń z agregatorem.
Warto podkreślić, że wynagrodzenie jest wypłacane za samą gotowość do redukcji, niezależnie od tego czy wezwanie do ograniczenia poboru energii faktycznie nastąpi. Dodatkowo, uczestnictwo w programie DSR może przynieść korzyści wizerunkowe oraz dostęp do narzędzi monitorowania i optymalizacji zużycia energii.
Ile kosztuje rynek mocy w Polsce i kto za to płaci?
Rynek mocy nie jest darmowy, a koszty z nim związane systematycznie rosną. W 2023 roku wyniosły one 5,3 miliarda złotych, w 2024 roku wzrosły do 6,1 miliarda złotych, a prognozy na 2025 rok wskazują, że przekroczą nawet 6,4 miliarda złotych. Skąd pochodzą te pieniądze? Koszty funkcjonowania rynku mocy ponoszą odbiorcy energii elektrycznej. Opłata mocowa doliczana jest do rachunków odbiorców energii, przy czym jej wysokość oraz sposób naliczania uzależnione są od typu odbiorcy. Dla gospodarstw domowych (grupa taryfowa G) obowiązuje ryczałtowa opłata mocowa, której wysokość zależy od poziomu rocznego zużycia energii, a ściślej mówiąc, od rocznego jej poboru z sieci po zbilansowaniu. Dla odbiorców, którzy zużywają do 500 kWh energii rocznie, opłata mocowa wynosi 2,86 zł miesięcznie. W przypadku osób zużywających od 500 do 1200 kWh rocznie, stawka opłaty wzrasta do 5,72 zł miesięcznie. Dla odbiorców, którzy rocznie zużywają od 1200 do 2800 kWh, opłata jest na poziomie 9,59 zł miesięcznie. Największa stawka, czyli 16,01 zł miesięcznie, będzie dotyczyła odbiorców, którzy zużywają więcej niż 2800 kWh energii rocznie.
Warto zaznaczyć, że w pierwszej połowie 2025 roku (do końca czerwca) opłata mocowa nie będzie pobierana od gospodarstw domowych. Jej przywrócenie opłaty nastąpi dopiero po 1 lipca 2025 roku.
W przypadku odbiorców przemysłowych i przedsiębiorstw opłata mocowa nie jest stała i zależy od rzeczywistego zużycia energii elektrycznej w wybranych godzinach szczytowego zapotrzebowania (dni robocze od 7.00 do 21.59). W 2025 roku stawka dla tej grupy wzrosła do 0,1412 zł/kWh, co oznacza podwyżkę o około 0,015 zł/kWh względem 2024 roku. Firmy i zakłady produkcyjne o dużym poborze energii muszą zatem liczyć się z wyższymi kosztami, zwłaszcza jeśli ich profil zużycia nie jest zoptymalizowany pod kątem godzin szczytowych.
Korzyści i wyzwania
Rynek mocy przynosi kilka istotnych korzyści, w tym zwiększenie bezpieczeństwa dostaw energii i stabilność dla inwestorów, zachęcając do budowy nowych źródeł wytwórczych. Dzięki rozwojowi usług DSR możliwe jest elastyczne zarządzanie popytem, co ogranicza potrzebę budowy nowych elektrowni. Rynek wspiera także transformację energetyczną, powoli uwzględniając OZE, co zwiększa jego elastyczność w kontekście dekarbonizacji.
Jednak istnieją również wyzwania. Wysokie koszty dla odbiorców (ponad 5 miliardów zł rocznie) oraz długi czas trwania umów mogą utrudniać elastyczność sektora. Ponadto, preferowanie elektrowni węglowych w początkowych aukcjach i brak pełnej integracji z OZE stanowią przeszkody w pełnej realizacji celów dekarbonizacyjnych. Raport Najwyższej Izby Kontroli (NIK) wskazuje, że rynek mocy wymaga zmian, by lepiej wspierać transformację energetyczną i nie generować nadmiernych kosztów dla konsumentów.
Unia Europejska warunkowo dopuściła przedłużenie wsparcia w ramach rynku mocy dla jednostek emitujących ponad 550 kg CO₂/MWh, mimo że zgodnie z wcześniejszymi przepisami miało zostać ono zakończone. Nowelizacja ustawy zakłada aukcje uzupełniające na lata 2025–2028, co oznacza dalsze dopłaty do istniejących elektrowni węglowych, ich wydłużenie okresu ich funkcjonowania w systemie elektroenergetycznym.
Wyniki aukcji na 2029 rok są jednak obiecujące z punktu widzenia transformacji energetycznej. Moc oferowana przez dostawców wyniosła 12 GW, ponad dwukrotnie przewyższając zapotrzebowanie zgłoszone przez PSE, a większość mocy stanowiły magazyny energii. Wygląda więc na to, że rynek mocy powoli przestaje wspierać wyłącznie źródła konwencjonalne. Niemniej jednak, rozważane są różne zmiany – m.in. podział mocy na dyspozycyjne i elastyczne.
Zwiększenie roli magazynów energii, elastycznych odbiorców oraz nowoczesnych technologii sieciowych może z czasem zmienić kształt rynku mocy.
Rynek mocy w Polsce w podsumowaniu
Rynek mocy w Polsce powstał jako narzędzie stabilizujące system elektroenergetyczny w obliczu rosnącego udziału zależnych o pogody źródeł OZE i wycofywania starych elektrowni. System oparty na aukcjach miał umożliwić finansowanie nowych sterowalnych źródeł energii oraz usług zarządzania popytem. Jednak jego koszty budzą kontrowersje, zwłaszcza, że pod postacią opłaty mocowej przenoszone są na odbiorców końcowych. Również efekty mogłyby być lepsze, gdyż nadal istnieje zagrożenie powstania tzw. luki węglowej.
Najbliższe lata pokażą, czy rynek mocy pozostanie kluczowym elementem polskiego sektora energetycznego, czy też ulegnie stopniowej ewolucji w kierunku bardziej elastycznych rozwiązań. Działania na rynku mocy są o tyle ważne, że ze względu na długość kontraktów, już dziś kształtują to co będzie działo się w sektorze energetycznym nawet za kilkanaście lat.
Publikacja artykułu: lipiec 2025 r.
