Rynek mocy kosztuje miliardy. Za co płacimy w rachunkach za prąd?

W rachunku za prąd uwzględniona jest nie tylko sama energia i jej dystrybucja, ale także opłata mocowa, z której finansowane są koszty rynku mocy, w tym wynagrodzenie za wykonywanie obowiązków mocowych. Mechanizmy mocowe w całej Unii Europejskiej kosztowały w 2024 r. 6,5 mld euro, tj. ponad dwukrotnie więcej niż w 2020 r. Ma to na celu ograniczenie ryzyka niedoborów, ale takie rozwiązania wymagają kontroli kosztów i zasad konkurencji.

Jak działa rynek mocy?

Wg Agencji UE ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) łącznie wydatki na niemal 40 instrumentów wspierających bezpieczeństwo dostaw wyniosły w 2024 r. prawie 11 mld euro. Mechanizmy mocowe były częścią tej sumy. Nie chodzi jednak o jeden program finansowany z unijnego budżetu, lecz o rozwiązania stosowane w państwach członkowskich.

Na rynku energii sprzedaje się megawatogodziny. Rynek mocy wynagradza dostępność zasobów potrzebnych do pokrycia zapotrzebowania elektrowni, magazynów czy odbiorców zdolnych ograniczyć pobór. Stanowi to odpowiedź na problem inwestycyjny. Jednostka potrzebna przez niewiele godzin może nie uzyskiwać wystarczających przychodów ze sprzedaży energii, choć jej brak zwiększałby ryzyko niedoboru. Kontrakt mocowy zapewnia dodatkowy strumień przychodów za określone zobowiązanie.

W Polsce takie zobowiązanie obejmuje zarówno gotowość, jak i dostarczenie wymaganej mocy w okresie przywołania. Samo posiadanie elektrowni lub baterii nie wystarcza. Podstawą jest tutaj art. 2 ust. 1 pkt 23 ustawy o rynku mocy.

Mechanizm przypomina ubezpieczenie od niedoboru zasobów, ale nie chroni przed każdą przyczyną przerwy w dostawach. Nie zastąpi sprawnej sieci ani zabezpieczeń. Polski rynek jest jednym z rodzajów mechanizmów mocowych. W innych państwach funkcjonują również odmienne rozwiązania, w tym rezerwy strategiczne. Ich kosztów i zasad nie należy traktować identycznie.

Ile wynosi opłata mocowa w 2026 roku?

Dla gospodarstw domowych opłata ma charakter ryczałtowy. Dwa wyższe przedziały stawek wyglądają następująco:

Roczne zużycie energii	Miesięczna opłata netto	Rocznie netto przy takiej samej stawce przez 12 miesięcy
> 1200 do 2800 kWh	17,18 zł	206,16 zł
> 2800 kWh	24,05 zł	288,60 zł

Są to kwoty bez VAT, naliczane za punkt poboru energii. Dla niższego zużycia obowiązują niższe stawki, zgodnie z Informacją Prezesa URE Nr 58/2025. Dla odbiorców rozliczanych poza ryczałtem stawka podstawowa wynosi 219,40 zł/MWh. Dot. poboru energii w godz. 7:00-22:00 od poniedziałku do piątku, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy.

Rzeczywista opłata uwzględnia również współczynnik A zależny od profilu zużycia. Nie wystarczy więc pomnożyć całego poboru firmy przez stawkę podstawową. Znaczenie ma zarówno ilość energii zużywanej w określonych godzinach, jak i rozkład poboru w ciągu doby. Mówi o tym art. 70a ustawy o rynku mocy.

Osobne rozliczenie opłaty mocowej nie oznacza, że rynek mocy nie wpływa na hurtowe ceny energii. Finansowanie dostępności jednostek może zmieniać podaż i warunki konkurencji. Cena energii oraz koszt zapewnienia mocy są rozliczane oddzielnie, ale pozostają ze sobą ekonomicznie powiązane.

Państwo musi wykazać potrzebę interwencji

Podstawą wprowadzenia mechanizmu mocowego powinna być analiza ryzyka niedoboru zasobów. Jednym z najważniejszych narzędzi jest tutaj ERAA, czyli europejska ocena wystarczalności zasobów przygotowywana rocznie przez ENTSO-E, organizację operatorów systemów przesyłowych. Analiza obejmuje perspektywę do 10 lat. Uwzględnia m.in. zapotrzebowanie, dostępne zasoby i wymianę między państwami. Kraje określają standardy niezawodności i mogą przygotowywać także oceny państwowe. ACER ocenia i zatwierdza analizę europejską. Agencja pisała o tym na swojej stronie internetowej 8 maja 2024 r.

Prezes PSE, Grzegorz Onichimowski, krytykuje sposób prawnego traktowania rynku mocy:

– Komisja Europejska traktuje tzw. mechanizmy zdolności wytwórczych jako pomoc publiczną. Oznacza to, że państwa członkowskie muszą notyfikować KE, czyli uzyskać jej zgodę na wydatkowanie środków. To duży błąd, bo rynek mocy nie jest wsparciem dla zasobów w systemie, lecz usługą, w ramach której kupowana jest moc dyspozycyjna.

Obecnie obowiązuje zakaz finansowania z rynku mocy źródeł wytwórczych o emisji ponad 550 kg CO2 na MWh wyprodukowanej energii elektrycznej, co eliminuje z tego wsparcia jednostki węglowe. Polska uzyskała jednak derogację, czyli zgodę na pozostanie węgla w rynku mocy do końca 2028 roku. Dodatkowo pierwotna decyzja Komisji zezwala, aby wsparcie takie otrzymywały jednostki węglowe, które w 2018 roku uzyskały wieloletnie kontrakty mocowe. Będą mogły z nich korzystać do połowy lat 30.

Tak sprawę ocenia nasz rozmówca. Wynagradzanie usługi nie wyklucza objęcia mechanizmu kontrolą pomocy publicznej. Komisja bada jego zgodność z unijnymi zasadami.

W Polsce osobną kwestią jest czasowe dopuszczenie określonych jednostek niespełniających limitów emisyjnych. Decyzja Komisji dot. odstępstwa dla polskiego mechanizmu, a ustawa przewiduje aukcje uzupełniające, obejmujące okresy dostaw do 2028 r. Nie jest to automatyczne przedłużenie finansowania wszystkich elektrowni węglowych. Podstawą prawną jest Decyzja Komisji (UE) 2026/341 z dnia 11 sierpnia 2025 r, przyznająca Rzeczypospolitej Polskiej odstępstwo od art. 22 ust. 4 lit b) rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 w odniesieniu do polskiego mechanizmu zdolności wytwórczych.

Elektrownia, magazyn i DSR wykonują różne zadania

W okresie niedoboru system może potrzebować zarówno dodatkowej produkcji, jak i zmniejszenia zużycia. Temu drugiemu służy DSR, czyli odpowiedź odbioru.

Na polskim rynku mocy jednostka redukcji zapotrzebowania ogranicza pobór z sieci. Może wykorzystać do tego sterowanie odbiorcami albo własne zasoby za licznikiem. Zwiększenie poboru podczas nadwyżki energii jest natomiast innym zastosowaniem elastyczności odbiorców. Uwagę zwraca też zasada dopuszczania różnych technologii.

– Regulacje europejskie narzucają neutralność technologiczną rynków mocy. Dlatego operatorzy muszą dopuszczać do aukcji różne technologie, czyli źródła wytwórcze, jednostki DSR i magazyny energii. Dopuszczalne jest stosowanie przez operatora tzw. korekcyjnych współczynników dyspozycyjności z których wynika, jaki jest maksymalny poziom obowiązku mocowego, jaki może zaoferować dana jednostka. Współczynnik jest wyliczany na bazie charakterystyki pracy danej jednostki oraz na prognozach zapotrzebowania na moc – wskazuje Grzegorz Onichimowski.

Neutralność nie oznacza identycznych możliwości technicznych. Elektrownia wymaga m.in. dostępności paliwa. Magazyn potrzebuje odpowiedniego poziomu naładowania, a odbiorca DSR musi być zdolny do redukcji poboru przez wymagany czas.

Znaczenie ma również korekcyjny współczynnik dyspozycyjności, czyli KWD. Ustala się go dla grup technologii, z uwzględnieniem danych historycznych i prognozowanego udziału w bezpieczeństwie dostaw. Wpływa on na maksymalny obowiązek mocowy oferowany przez jednostkę. Ustawa o rynku mocy porusza te kwestie w art. 18 i 19.

W przypadku baterii trzeba odróżnić moc w MW od pojemności energetycznej w MWh. Przykładowy magazyn 100 MW/200 MWh mógłby teoretycznie oddawać pełną moc przez dwie godziny. Rzeczywisty czas zależy m.in. od energii użytecznej i strat. Sama liczba megawatów nie mówi więc, czy magazyn zabezpieczy długotrwały niedobór. Z tego samego powodu elektrownia gazowa może produkować mniej energii w ciągu roku, a nadal być potrzebna w krytycznych godzinach. O zasadności płatności powinna decydować jej przydatność dla systemu oraz koszt dostępnych alternatyw.

Czy dotację na magazyn trzeba uwzględniać w płatnościach mocowych?

Magazyn objęty pomocą inwestycyjną może uczestniczyć w rynku mocy. Jeśli jednak pomoc inwestycyjna została udzielona jednostce rynku mocy, jest ona odliczana od płatności mocowych proporcjonalnie przez okres obowiązywania umowy mocowej. Mechanizm ten ma zapobiegać nadmiernej rekompensacie wynikającej z łączenia różnych form wspracia.

Oceniając rzeczywisty poziom wsparcia magazynu, trzeba więc uwzględnić nie tylko wartość dotacji albo wysokość przychodów z rynku mocy, lecz łącznie oba te źródła. Samo zestawienie kwoty dotacji z ceną kontraktu mocowego może prowadzić do mylnego wniosku o skali korzyści otrzymywanej przez inwestora.

Kontrakt zagraniczny nie gwarantuje transportu do Polski

Wspólny rynek pozwala korzystać z zasobów sąsiadów. Nie oznacza jednak, że zagraniczny kontrakt mocowy rezerwuje zdolność przesyłową na granicy. Prezes PSE ocenia tę konstrukcję krytycznie:

– Prawo UE wymaga, by do aukcji dopuścić podmioty zagraniczne. Konstrukcja tego mechanizmu jest jednak w opinii PSE błędna i nie gwarantuje dostaw spoza kraju. Operator nie może bowiem nakazać zagranicznej jednostce uruchomienia się i dostarczenia mocy do Polski. Energia musi jeszcze zostać zakontraktowana handlowo, na co nie ma gwarancji.

W przypadku Polski kontrakty mocowe zdobywają jednostki ze Szwecji i Słowacji. Warunkiem dla ostatnio zatwierdzonego rynku mocy w Czechach także jest udział zagranicznych jednostek.

Warto tutaj przywołać zasadę prawną. Zgodnie z art. 26 ust. 4 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej udział zagranicznego zasobu w mechanizmie mocowym nie zmienia grafików transgranicznych ani fizycznych przepływów. Łączenie rynków, czyli market coupling, kojarzy oferty kupna i sprzedaży, uwzględniając dostępne zdolności przesyłowe. Gdy możliwości wymiany są ograniczone, ceny w sąsiednich strefach mogą się różnić.

Brak gwarancji importu nie dowodzi, że współpraca transgraniczna jest nieprzydatna. Oznacza, że jej wkład w bezpieczeństwo trzeba oceniać z uwzględnieniem ograniczeń sieci i możliwego wystąpienia niedoborów w kilku państwach jednocześnie.

Bezpieczeństwo wymaga także sieci i kontroli kosztów

Dostępna elektrownia nie rozwiąże lokalnego problemu, jeśli energii nie można przesłać do odbiorców. Dlatego zakup mocy i rozwój sieci wymagają koordynacji. Rozbudowa połączenia może zwiększyć dostęp do istniejących zasobów, ale sama nie wytworzy brakującej energii.

Podobnej koordynacji potrzebują krajowe programy wsparcia. ACER w artykule z 20 listopada 2025 r. ostrzega, że nakładanie się mechanizmów mocowych i instrumentów elastyczności może prowadzić do dublowania zasobów oraz nieefektywnych inwestycji.

Rynek mocy uzupełnia przychody ze sprzedaży energii, ale jego istnienie nie zwalnia państwa z oceny, ile dostępnej mocy rzeczywiście potrzeba. Również mierzalną usługę można zamówić w nadmiarze lub kupić za drogo. Dlatego ocena interwencji powinna obejmować trzy kwestie: wykazaną potrzebę, konkurencję między rozwiązaniami oraz łączny koszt dla odbiorców. Dopiero ich zestawienie pozwala stwierdzić, czy opłata za gotowość zapewnia bezpieczeństwo za uzasadnioną cenę.

SPRAWDŹ TAKŻE: Fałszywy czas może zmienić obraz sieci. Jak spoofing GNSS zagraża energetyce?

---

Michał Krajniak

Dziennikarz analityczny, który patrzy na energetykę przez pryzmat polityki i gospodarki. Opisuje wyzwania sektora oraz przygląda się postępującym trendom rynkowym.