Rynek mocy 2028: Ministerstwo Energii proponuje minimalne zakupy w aukcjach dodatkowych

Ministerstwo Energii przygotowało projekt rozporządzenia określającego parametry aukcji dodatkowych dla roku dostaw 2028 oraz poprzedzających je aukcji wstępnych. Projekt zakłada zakup łącznie co najmniej 1,2 GW mocy, przy czym największe wolumeny przewidziano na pierwszy i czwarty kwartał. Regulacja wyznacza również ceny referencyjne, współczynniki dyspozycyjności poszczególnych technologii oraz maksymalny udział mocy zagranicznych.

Projekt rozporządzenia Ministra Energii z 22 lipca 2026 r. wykonuje upoważnienie wynikające z art. 34 ust. 1 ustawy o rynku mocy. W 2026 r. nie jest planowana aukcja główna, dlatego dokument koncentruje się na aukcjach dodatkowych, które mają zostać przeprowadzone w 2027 r. na potrzeby dostaw mocy w czterech kwartałach 2028 r.

Minimalne wolumeny w każdym kwartale

Zgodnie z projektem zapotrzebowanie na moc w aukcjach dodatkowych ma wynosić:

• 500 MW w pierwszym kwartale,
• 100 MW w drugim kwartale,
• 100 MW w trzecim kwartale,
• 500 MW w czwartym kwartale.

Łączny wolumen przewidziany do zakontraktowania wynosi zatem 1,2 GW. Są to wartości minimalne, stosowane w sytuacji, gdy wyniki analiz wystarczalności wskazują na niższe zapotrzebowanie niż minimalne wielkości obowiązków mocowych przyjmowane dla aukcji dodatkowych.

Operator systemu przesyłowego oszacował zapotrzebowanie sieci w 2028 r. na 25 860 MW w pierwszym kwartale, 21 123 MW w drugim, 21 489 MW w trzecim oraz 25 175 MW w czwartym kwartale. Od tych wielkości odjęto 20 949 MW mocy zakontraktowanej wcześniej w aukcjach głównych obejmujących rok dostaw 2028. Uwzględniono także niepewność związaną z udziałem magazynów energii oraz możliwość pracy poza rynkiem mocy jednostek konwencjonalnych o łącznej mocy szacowanej na 5 459 MW.

Analizy uwzględniają elektryfikację i pogodę

Prognoza zapotrzebowania została przygotowana z wykorzystaniem modelu dobowego zużycia energii, opartego na danych historycznych sprowadzonych do wspólnego kalendarza i roku klimatycznego. W obliczeniach uwzględniono również rozwój pomp ciepła, elektromobilności, centrów przetwarzania danych, elektryfikację ciepłownictwa oraz zużycie energii elektrycznej na potrzeby produkcji wodoru.

Podstawą wyznaczenia zapotrzebowania była probabilistyczna ocena wystarczalności zasobów. Analizowano między innymi dostępność źródeł pozostających poza rynkiem mocy, trwałe niedyspozycyjności jednostek oraz ograniczenia sieciowe. Osobne scenariusze obejmowały różne lata klimatyczne, profile temperatur, zapotrzebowanie na energię oraz godzinową produkcję elektrowni wiatrowych i fotowoltaicznych.

Cena wejścia na rynek: 583 zł/kW/rok

Projekt ustala cenę wejścia na rynek nowej jednostki wytwórczej, określaną jako CeWe, na poziomie 583 zł/kW/rok dla każdego kwartału. Jest to wartość roczna, mimo że aukcje dodatkowe dotyczą poszczególnych kwartałów.

Przy kalkulacji analizowano trzy typy nowych jednostek: turbinę gazową w cyklu prostym lub silnik tłokowy zasilany paliwem ciekłym, analogiczną jednostkę zasilaną gazem oraz układ gazowo-parowy. Najniższy koszt po zastosowaniu korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności uzyskano dla turbiny gazowej lub silnika tłokowego zasilanego paliwem ciekłym — właśnie 583 zł/kW/rok. Dla jednostki gazowej w cyklu prostym wartość wyniosła 888 zł/kW/rok, a dla układu gazowo-parowego 727 zł/kW/rok. Tabela na stronie 3 uzasadnienia pokazuje przyjęte nakłady inwestycyjne, koszty stałe, koszty kapitału i oczekiwaną marżę na rynku energii.

Współczynnik zwiększający cenę wejścia, wykorzystywany do obliczenia ceny maksymalnej, ustalono na poziomie 1,0. Oznacza to brak dodatkowego podwyższenia ceny referencyjnej.

Cenobiorca z limitem 189 zł/kW/rok

Maksymalna cena dla cenobiorcy, czyli CeCe, ma wynosić 189 zł/kW/rok. Parametr ten ma odzwierciedlać koszty stałe istniejących jednostek wytwórczych.

W kalkulacji uwzględniono między innymi amortyzację, koszty materiałów, pracy, usług obcych, podatki, opłaty oraz inne koszty działalności podstawowej. Ze względu na unijne limity emisji przyjęto, że jednostki wykorzystujące węgiel kamienny lub brunatny nie będą spełniały warunków udziału w aukcjach dodatkowych dla 2028 r. Punktem odniesienia stały się więc koszty zawodowych elektrociepłowni gazowych.

Dla wszystkich kwartałów parametr określający poziom mocy poniżej zapotrzebowania, przy którym cena osiąga wartość maksymalną, wyniesie 100 proc. Z kolei parametr mocy ponad zapotrzebowanie, przy którym cena spada do minimum wynoszącego 0,01 zł/kW/miesiąc, ustalono na 0 proc.

Tylko sześć rund aukcji

Maksymalna liczba rund w aukcjach dodatkowych została ograniczona do sześciu. Ministerstwo uzasadnia tę zmianę doświadczeniami z wcześniejszych postępowań, w których aukcje dla kwartałów o niewielkim zapotrzebowaniu rozpoczynały się o godz. 8:00 i kończyły nawet około godz. 19:30.

Skrócenie procesu ma poprawić jego efektywność organizacyjną, zwiększyć przewidywalność dla uczestników i ograniczyć czas trwania aukcji bez rezygnacji z mechanizmów bezpieczeństwa.

Magazyny i DSR z najwyższymi współczynnikami

Projekt określa korekcyjne współczynniki dyspozycyjności dla poszczególnych technologii. Najwyższe wartości przyznano jednostkom redukcji zapotrzebowania — 100 proc., elektrowniom wodnym zbiornikowym i pompowym — 97,54 proc., blokom jądrowym — 96,76 proc. oraz magazynom energii elektrycznej — 95 proc.

Dla jednostek gazowych współczynniki wynoszą:

• 93,28 proc. dla turbin gazowych w cyklu prostym i silników tłokowych,
• 93,03 proc. dla układów gazowo-parowych.

Znacznie niższe wartości dotyczą źródeł zależnych od warunków pogodowych: 12,62 proc. dla lądowej energetyki wiatrowej, 17,25 proc. dla morskich farm wiatrowych oraz 1,56 proc. dla fotowoltaiki. Elektrownie wodne przepływowe otrzymały współczynnik 36,15 proc.

Współczynniki są analogiczne do parametrów przyjętych wcześniej dla aukcji głównej na rok dostaw 2028.

Kilka gigawatów dostępnych dla mocy zagranicznych

Projekt określa również maksymalne wolumeny obowiązków mocowych dla stref zagranicznych. Największy potencjalny udział przypada strefie profilu synchronicznego.

W pierwszym kwartale limity wyniosą:

• 2 264 MW dla strefy profilu synchronicznego,
• 103 MW dla Litwy,
• 520 MW dla Szwecji.

W drugim i trzecim kwartale będzie to odpowiednio 1 242 MW, 150 MW i 600 MW. W czwartym kwartale przewidziano 1 366 MW dla profilu synchronicznego, 134 MW dla Litwy oraz 556 MW dla Szwecji.

Wielkości te wyznaczono na podstawie europejskiej oceny wystarczalności zasobów ERAA 2025, wykorzystując symulacje Monte Carlo. Analizowano średnie przepływy transgraniczne w godzinach, w których w Polsce występowałaby niedostarczona energia, czyli deficyt mocy.

Przed przeprowadzeniem aukcji wstępnych limity zostaną pomniejszone o aktywne obowiązki mocowe wynikające z umów zawartych już z jednostkami zagranicznymi podczas aukcji głównej na rok dostaw 2028. Ma to zapobiec podwójnemu uwzględnianiu tej samej mocy.

Co projekt oznacza dla uczestników rynku?

Z perspektywy dostawców mocy najważniejszym sygnałem jest relatywnie niewielki wolumen krajowego zapotrzebowania w aukcjach dodatkowych, zwłaszcza w drugim i trzecim kwartale. Przy minimalnym popycie wynoszącym zaledwie 100 MW konkurencja między istniejącymi jednostkami, magazynami i podmiotami DSR może być duża.

Jednocześnie cena wejścia na poziomie 583 zł/kW/rok wyznacza stosunkowo wysoki pułap dla ofert nowych jednostek, podczas gdy cenobiorcy będą ograniczeni limitem 189 zł/kW/rok. Różnica między tymi parametrami pokazuje, że regulacja nadal rozróżnia warunki udziału istniejących zasobów i nowych inwestycji.

Znaczące limity dla mocy zagranicznych nie przesądzają, że takie wolumeny rzeczywiście zostaną zakontraktowane. Określają jednak maksymalną moc, która może zostać dopuszczona w aukcjach wstępnych. Ostateczna dostępność będzie zależała między innymi od wyników kwalifikacji, istniejących kontraktów oraz dostępności połączeń transgranicznych.

Projekt przewiduje wejście rozporządzenia w życie już następnego dnia po ogłoszeniu. Resort argumentuje, że szybkie przyjęcie parametrów da uczestnikom więcej czasu na przygotowanie ofert i ograniczy ryzyko niskiej frekwencji w aukcjach, które mogłoby przełożyć się na bezpieczeństwo dostaw energii w 2028 r.