Bateryjny blitzkrieg na rynku mocy. Czy magazyny energii odetną węglowych gigantów od miliardowych dotacji?

Prawie 6,73 GW mocy zamówi państwo w aukcji uzupełniającej na 2027 r. Maksymalna cena wyniesie 558 zł za kW, więc teoretyczna wartość rocznych kontraktów może przekroczyć 3,7 mld zł. Jednak tym razem o pieniądze potrzebne do utrzymania starych bloków węglowych mogą zawalczyć także bateryjne magazyny energii. Choć same w sobie nie zastąpią elektrowni pracujących przez wiele dni, to mogą okazać się wystarczające, by wyraźnie obniżyć cenę aukcji.

Wrześniowa aukcja rozstrzygnie, kto dostanie pieniądze za gotowość

Rynek mocy nie płaci elektrowniom przede wszystkim za wyprodukowaną energię. Wynagradza je za pozostawanie w gotowości, czyli za możliwość dostarczenia określonej mocy w chwili, gdy operator systemu jej potrzebuje.

Taki mechanizm można porównać do polisy ubezpieczeniowej. Na co dzień ubezpieczony płaci składkę, a w krytycznej sytuacji ma dostęp do stosownego świadczenia. Podobnie jest z zakontraktowanymi zasobami. W energetyce rachunek za tę „polisę” trafia do odbiorców w opłacie mocowej. I tutaj płynnie przechodzimy o aukcji uzupełniającej na rok dostaw 2027, która odbędzie się 3 września 2026 r.

Minister Energii określił zapotrzebowanie na dokładnie 6725,763 MW. Cena wejścia na rynek nowej jednostki, będąca jednocześnie ceną maksymalną aukcji wynosi 558 zł/kW na rok. Dla jednostek, które zgodnie z regulaminem muszą zaakceptować cenę wyznaczoną przez przebieg aukcji, obowiązuje niższy limit, a mianowicie 306 zł/kW na rok. Aukcja może się odbyć w maksymalnie dwunastu rundach.

Skala środków jest ogromna. Gdyby całość zamawianej mocy rozliczono po maksymalnej cenie, roczna wartość obowiązków mocowych przekroczyłaby 3,75 mld zł. To scenariusz teoretyczny, ponieważ cena spada w kolejnych rundach aukcji, a część uczestników akceptuje ograniczenie cenowe, jednak to pokazuje, jak duża jest stawka.

Aukcja ma szczególne znaczenie dla jednostek emitujących powyżej 550 g CO₂/kWh. Standardowo takie elektrownie nie mogą już otrzymać nowych płatności z rynku mocy. Aczkolwiek unijne przepisy dopuściły czasowe odstępstwo w sytuacji, gdy państwo wykaże ryzyko niedoboru mocy. Graniczą datą stosowania tego wyjątku jest koniec 2028 r.

W praktyce derogacja w polskim prawie otworzyła dodatkowe okno finansowe przede wszystkim dla starych elektrowni węglowych. Aukcja uzupełniająca na 2027 r. może się jednak okazać znacznie mniej komfortowa niż zakładały zarządy tych jednostek.

Baterie dostały 95 proc. Węgiel wcale nie zdeklasowany

Kontrowersje budzi korekcyjny współczynnik dyspozycyjności (KWD). Określa, jaka część technicznej mocy jednostek może zostać zaoferowana na rynku mocy.

Dla magazynów energii w postaci akumulatorów, zasobników kinetycznych i superkondensatorów KWD w aukcji uzupełniającej na 2027 r. wynosi 95 proc. Oznacza to, że bateria o mocy 100 MW może, po zastosowaniu samego współczynnika, oferować obowiązek mocowy odpowiadający 95 MW.

Wartość jest więc wysoka. Natomiast należy powstrzymać się od zbyt daleko idących wniosków w tej sprawie. Dla turbin parowych, do których zalicza się zdecydowana większość bloków węglowych, współczynnik wynosi 92,67 proc. Dla układów gazowo-parowych jest to 93,48 proc., a dla turbin gazowych pracujących w cyklu prostym i silników tłokowych 93,31 proc.

W tej konkretnej aukcji regulacyjna przewaga baterii nad elektrownią z turbiną parową wynosi zatem zaledwie 2,33 proc. Jest realna, ale nieznaczna. Na każde 100 MW mocy technicznej bateria może zaoferować o niewiele ponad 2 MW obowiązku mocowego więcej niż blok parowy.

Skąd więc bierze się przekonanie, że bateryjne magazyny energii dostały wyjątkowy bonus? W aukcjach głównych magazyny są zazwyczaj korygowane znacznie silniej, m.in. ze względu na ograniczoną pojemność i czas rozładowania. Aukcja uzupełniająca została skonstruowana inaczej. Jej parametry premiują zdolność do krótkoterminowego, pewnego dostarczania mocy, a nie nieprzerwaną produkcję przez wiele dni. A to już jest istotna różnica.

Bateria może w ciągu ułamka sekundy przejść od ładowania do oddawania energii, ale po kilku godzinach jej zapas zostanie wyczerpany. Elektrownia węglowa uruchamia się wolniej, za to (o ile ma paliwo i pozostaje sprawna) może pracować przez znacznie dłuższy okres.

KWD nie odpowiada na pytanie, która technologia jest lepsza dla całego systemu. Określa jedynie, jaka część jej mocy może dopuścić do konkretnego mechanizmu aukcyjnego.

Bateryjny blitzkrieg nie musi być wielki, by wpłynąć na cenę

Aukcje rynku mocy mają charakter holenderski. Tzn. rozpoczynają się od wysokiej ceny, która spada w kolejnych rundach. Uczestnik pozostaje w aukcji tak długo, jak oferowana stawka pokrywa jego oczekiwane koszty. Gdy cena schodzi za nisko, podmiot wycofuje część albo całość wolumenu.

O wyniku decyduje jednostka krańcowa. Bez niej operator nie zebrały wymaganej ilości mocy. Jeśli do aukcji wejdzie dodatkowe kilkaset MW relatywnie tanich zasobów, może to wypchnąć z rynku część droższych ofert albo wymusić na nich pozostanie w licytacji przy niższej cenie.

Nie ma więc takiej potrzeby, by baterie przejmowały kontrakty na kilka GW. Nawet kilkaset MW może zmienić punkt przecięcia krzywej popytu i podaży. Dokładnego efektu nie da się jednak wiarygodnie policzyć bez wiedzy o ofertach pozostałych uczestników, ich cenach wejścia oraz wielkości certyfikowanego wolumenu.

Właśnie dlatego twierdzenia, że określona liczba MW na pewno obniży cenę o 10-20 proc. należy traktować jako jeden z możliwych scenariuszy, a nie realną prognozę. Dane ofertowe są poufne, a aukcję mogą zmienić pojedyncze, duże jednostki.

Przykład widzimy w aukcji uzupełniającej na rok dostaw 2026. Jej cena zamknięcia wyniosła 346,37 zł/kW na rok. Dla porównania ceny aukcji dodatkowych na 2026 r. sięgały maksymalnie 400,39 zł/kW na rok.

Baterie mogą wchodzić do aukcji agresywnie nie dlatego, że nic nie kosztują, lecz dlatego, że rynek mocy jest dla nich tylko jednym ze strumieni przychodów. Zarabiają także na arbitrażu cenowym, usługach bilansujących, regulacji częstotliwości oraz ograniczaniu przeciążeń. Przychód mocowy może więc być uzupełnieniem modelu biznesowego, podczas gdy dla starego bloku węglowego bywa warunkiem dalszego istnienia.

Elektrownia ponosi koszty personelu, remontów, utrzymania układów nawęglania, gospodarki wodnej, instalacji środowiskowych oraz całej infrastruktury pomocniczej. Bateria nie kupuje węgla i nie potrzebuje uprawnień do emisji CO₂. Za to płaci za degradację ogniw, straty energii, serwis, ubezpieczenia i przyszłą wymianę części modułów.

To asymetria modeli kosztowych, a nie sam KWD może być najważniejszą bronią magazynów.

Kto rzeczywiście ma baterie gotowe na 2027 r.?

Polski portfel projektów magazynowych urósł w ostatnich latach do wielu GW. Nie oznacza to jednak, że wszystkie zapowiedziane instalacje będą gotowe do świadczenia obowiązku mocowego już w 2027 r.

Istnieje zasadnicza różnica między projektem z uzyskanymi warunkami przyłączenia, projektem z kontraktem mocowym, rozpoczętą budową oraz instalacją, która przeszła odbiory i może pracować komercyjnie. W medialnych zestawieniach kategorie te bywają wrzucane do jednego worka.

Wśród największych inwestycji znajduje się magazyn PGE w Żarnowcu o mocy 262 MW i pojemności ok. 981 MWh. Spółka informowała, że projekt znajduje się w fazie realizacji. Jego pojemność wystarcza na oddawanie pełnej mocy przez niespełna cztery godziny.

Po pierwszym kwartale 2026 r. TAURON podał, że realizuje bateryjne magazyny o łącznej mocy 558 MW. Na początku roku do eksploatacji weszły instalacje Przewóz i Dąbie o łącznej mocy 8 MW. Startegiczny cel grupy wynosi 700 MW magazynów do 2030 r. i 1,4 GW do 2035 r. W portfelu TAURONA znajdują się między innymi planowane instalacje w Laryszowie, Ogrodzieńcu, Bałkowie, Twardogórze, Dąbrowie Środkowej, Starych Bagoczowicach, Bytomiu i Kuźni Raciborskiej. Projekty wspierane z Funduszu Modernizacyjnego mają powstawać w latach 2026-2028.

Z kolei Enea określa magazyny energii jako jeden z priorytetów inwestycyjnych na 2026 r. Grupa rozwija zarówno projekty wielkoskalowe, jak i mniejsze instalacje powiązane z OZE oraz siecią dystrybucyjną. Publicznie komunikowała m.in. plan rozwoju ok. 320 MW instalacji hybrydowych do końca 2028 r.

Duże projekty realizują także prywatni inwestorzy. Greenvolt rozwija np. magazyny w Turośni Kościelnej i rejonie Ełku, obydwa o mocy 200 MW. Dokumentacja projektowa wskazuje pojemność rzędu 800 MWh, a więc ok. czterech godzin pracy z mocą znamionową.

Nie każda z tych jednostek pojawi się jednak w aukcji uzupełniającej. Część ma już obowiązki zakontraktowane w innych aukcjach, część nie osiągnie gotowości przed 2027 r., a pozostali inwestorzy mogą uznać, że ryzyko kar i przyspieszenia harmonogramu przewyższa spodziewany przychód.

Najważniejszą informacją po zakończeniu certyfikacji będzie zatem nie łączna moc całego polskiego pipeline’u, lecz suma instalacji faktycznie dopuszczonych do aukcji i gotowych przyjąć roczny obowiązek.

Certyfikat nie naładuje baterii ani nie ukończy budowy

Dla PSE bardziej niż deklaracja inwestora liczy się fizyczna dostępność mocy w 2027 r. Zwycięstwo niedokończonego projektu w aukcji może poprawić bilans na papierze, ale nie pomoże podczas rzeczywistego niedoboru.

Regulamin rynku mocy (dokument PSE) przewiduje certyfikację jednostek, obowiązki dotyczące danych technicznych, zabezpieczenia finansowe oraz kary za niewykonanie obowiązku. Aukcja uzupełniająca korzysta przy tym częściowo z parametrów określonych specjalnie dla niej, a częściowo z parametrów obowiązujących w aukcjach dodatkowych dla tego samego okresu dostaw.

Proces certyfikacji do aukcji na 2027 r. rozpoczął się 29 czerwca 2026 r. Dopiero jego rezultat pokaże, ile magazynów spełniło wymagania formalne i techniczne. Ryzyko dotyczy nie tylko opóźnień budowlanych. Magazyn musi zapewnić przyłączenie, układy pomiarowe, komunikację z operatorem, odpowiedni system sterowania i zdolność do utrzymywania wymaganej ilości energii przed potencjalnym okresem przywołania.

Pojawia się też problem stanu naładowania. Bateria może być technicznie sprawna, a jednocześnie nie mieć wystarczającej energii, jeśli wcześniej wykorzystano ją do arbitrażu albo świadczenia innych usług. Operator i inwestor muszą więc pogodzić kilka rynków korzystających z tego samego urządzenia.

Właśnie w tym miejscu kończy się prosta narracja o 95-procentowej dyspozycyjności. Moc wyrażona w MW mówi, jak szybko magazyn może oddawać energię. Pojemność w MWh z kolei informuje, jak długo będzie to trwało. Bez drugiej wartości pierwsza nie daje pełnego obrazu sytuacji.

Bloki węglowe walczą nie tylko o kontrakt, ale o dalsze istnienie

Dla państwowych grup energetycznych niższa cena rynku mocy oznacza mniej pieniędzy na utrzymywanie jednostek, które coraz rzadziej zarabiają na samej sprzedaży energii.

Rozwój fotowoltaiki i energetyki wiatrowej wypiera elektrownie węglowe z cześci godzin. Bloki pracują krócej, częściej zmieniają obciążenie, a ich koszty stałe rozkładają się na mniejszą produkcję. Równocześnie starzejące się urządzenia wymagają remontów i coraz trudniej utrzymać dla nich personel.

Rynek mocy nie jest formalnie dotacją do węgla. Jest mechanizmem neutralnym technologicznie, w którym płaci się za zdolność do dostarczania mocy. Jednak w przypadku wielu starych bloków przychód mocowy pełni funkcję finansowej kroplówki.

W latach 2021-2024 dostawcy mocy otrzymali łącznie ponad 22,3 mld zł. Koszt mechanizmu wyniósł ok. 6,4 mld zł w 2025 r., natomiast na 2026 r. przewidziano ok. 9,9 mld zł. Pieniądze pochodzą z opłaty doliczanej do rachunku odbiorców.

Gdy bateryjny magazyn przejmuje kontrakt mocowy, nie oznacza to automatycznie, że odpowiadający mu blok węglowy zostanie następnego dnia zamknięty. Grupa energetyczna może pozostawić go w eksploatacji bez kontraktu, ograniczyć remonty, przesunąć koszty na inne segmenty albo rozpocząć negocjacje z państwem w sprawie nowego mechanizmu.

Jednak presja rośnie. Każdy MW zakontraktowany przez magazyn, DSR, elektrownię gazową czy źródło zagraniczne zmniejsza przestrzeń dla najdroższych jednostek węglowych.

Baterie gaszą pożary, ale nie ogrzeją systemu przez tydzień

Rywalizacja aukcyjna może stworzyć fałszywe wrażenie, że magazyn i blok węglowy są pełnymi zamiennikami. W rzeczywistości wygląda to inaczej. Bateria jest znakomita podczas krótkiego wieczornego szczytu, nagłego ubytku dużej jednostki, gwałtownego spadku produkcji OZE albo potrzeby szybkiej regulacji częstotliwości. Może reagować szybciej niż elektrociepłownia i z dużą precyzją wykonywać polecenia operatora.

Problem pojawia się podczas wielogodzinnego lub wielodniowego okresu niskiej produkcji wiatrowej lub słonecznej. Magazyn musi najpierw się naładować. Jeśli deficyt trwa długo, samo zwiększanie mocy baterii bez odpowiedniej pojemności nie rozwiązuje problemu.

Czterogodzinny magazyn o mocy 200 MW przechowuje ok. 800 MWh. Dla porównania blok o mocy 200 MW może w ciągu doby wyprodukować ok. 4800 MWh, o ile pracuje bez przerwy. Bateria wygrywa szybkością i sprawnością operacyjną, ale przegrywa długością nieprzerwanej dostawy.

Nie oznacza to, że Polska ma wybór – albo baterie albo elektrownie dyspozycyjne. System potrzebuje kilku warstwa zabezpieczenia. Wymienić należy zatem:

• krótkoterminowe magazyny,
• DSR,
• połączenia transgraniczne,
• elektrownie szczytowo-pompowe,
• jednostki gazowe,
• elastyczne ciepłownictwo,
• część źródeł węglowych (w okresie przejściowym).

Ma to swoje odzwierciedlenie w rzeczywistości. 30 czerwca 2026 r. PSE ogłosiły cztery kolejne okresy przywołania rynku mocy, od godz. 18:00 do 22:00. W takich czterogodzinnych okresach dobrze dobrany magazyn może być szczególnie użyteczny.

Mamy tu jednak do czynienia z innym rodzajem wyzwania niż kilkudniowa zimowa flauta, połączona z wysokim zapotrzebowaniem i ograniczonym importem.

Blackout nie zaczyna się od braku węgla, lecz od braku całego portfela zabezpieczeń

Nie należy pytać, czy po wyłączeniu starych bloków Polsce grozi blackout. Bezpieczeństwo systemu nie zależy od jednej technologii, lecz od tego, czy dostępny portfel zasobów poradzi sobie także w niekorzystnych warunkach pogodowych i awaryjnych.

W krajowej ocenie wystarczalności PSE standard bezpieczeństwa został określony na poziomie trzech godzin oczekiwanego niedoboru mocy rocznie. W scenariuszu uwzględniającym mechanizm zdolności wytwórczych średni wskaźnik LOLE dla 2027 r. wyniósł 3,9 godziny, czyli przekraczał przyjęty limit. Dla wariantu P95, reprezentującego trudniejsze warunki, było to 10,6 godziny.

Ta prognoza nie mówi, że przez dokładnie 3 godziny i 54 minuty zabraknie prądu. LOLE jest probabilistyczną miarą ryzyka. Pokazuje, że margines bezpieczeństwa jest napięty i wymaga utrzymywania dodatkowych zasobów.

Europejska ocena ERAA 2025 również wskazuje, że w wielu państwach ryzyka wystarczalności rosną wraz z oddalaniem się horyzontu analizy, zaś normy niezawodności są przekraczane w licznych regionach. W Polsce problem stanowi nałożenie się kilku procesów:

• odstawienie starych bloków,
• opóźniony rozwój sieci,
• rosnące zapotrzebowanie wynikające z elektryfikacji,
• niepewności dot. tempa budowy jednostek gazowych,
• czasochłonność realizacji energetyki jądrowej.

Pierwszy reaktor w ramach programu jądrowego ma rozpocząć komercyjną pracę w 2036 r. W marcu 2026 r. inwestor złożyć do Państwowej Agencji Atomistyki wniosek o zezwolenie na budowę elektrowni o łącznej mocy 3750 MW. To kamień milowy dla krajowej energetyki, ale nie skraca dekady, którą system musi bezpiecznie przejść bez energii z pierwszego atomu.

Zimna rezerwa może ocalić bloki, ale wystawi nowy rachunek

Do 2028 r. obecna ścieżka wsparcia wysokoemisyjnych jednostek ma się zamknąć. Jeżeli część bloków nadal będzie potrzeba dla bezpieczeństwa energetycznego, rząd stanie przed koniecznością wypracowania propozycji innego mechanizmu zgodnego z prawem unijnym.

Jedną z opcji jest rezerwa strategiczna, zwana także zimną rezerwą. Wybrane elektrownie zostałyby wycofane z normalnego rynku, ale zachowałyby możliwość uruchomienia na polecenie operatora w nadzwyczajnych sytuacjach. Jest to model ograniczający wpływ starych bloków na bieżące ceny energii i może ułatwić kontrolowanie harmonogramu ich zamykania. Ale nie usuwa kosztów. Ktoś nadal musi finansować personel, remonty, zapasy paliwa, ochronę, utrzymanie infrastruktury oraz okresowe testy rozruchowe.

Zimna rezerwa nie może stać się przechowalnią wszystkich nierentownych elektrowni. Operator powinien wybierać jednostki według ich rzeczywistej użyteczności, czyli lokalizacji, czasu uruchomienia, stanu technicznego. dostępu do paliwa i wpływu na pracę sieci.

Co ważne, nie każdy stary blok nadaje się do roli awaryjnego backupu. Jednostka, która potrzebuje wielu godzin na rozruch moe być mało użyteczna podczas nagłego zdarzenia. Może za to pomóc, gdy operator z wyprzedzeniem widzi nachodzącą falę mrozów, długotrwałą bezwietrzną pogodę albo planoane ograniczenie importu.

Węgiel może przegrać bitwę o aukcję, ale baterie nie wygrają całej wojny

Magazyny energii mogą być jednym z największych zaskoczeń wrześniowej aukcji. Wysoki KWD pozwala im zaoferować niemal całą moc techniczną, a wysokoźródłowy model przychodowy może ułatwić akceptowanie niższej stawki niż ta, której potrzebują stare elektrownie.

Jednakże blitzkrieg tym razem nie zakończy się zwycięstwem całej kampanii. Przypomnijmy – regulacyjna przewaga KWD baterii nad blokami parowymi wynosi tylko 2,33 proc. O wyniku zadecydują przede wszystkim koszty ofertowe, faktyczna liczba gotowych projektów i położenie jednostki krańcowej na krzywej aukcyjnej.

Prawdopodobnie baterie odbiorą część kontraktów blokom węglowym i obniżą rachunek rynku mocy. Nie zastąpią jednak wielodniowych zasobów dyspozycyjnych ani nie wypełnią luki między wyłączeniem węgla a uruchomieniem elektrowni jądrowej.

Rozsądnie jest założyć, że nie nastąpi bezterminowe finansowanie całej floty węglowej, jak i nie dojdzie do gwałtownego zamknięcia wszystkich bloków. Za to można się spodziewać szybkiego rozwoju magazynów, DSR, sieci i połączeń transgranicznych, terminowej budowy źródeł gazowych oraz zachowania ściśle wybranych jednostek rezerwowych na okres przejściowy.

Wrzesień tak naprawdę pokaże, czy ten proces rozpocznie się poprzez stopniową konkurencję technologii, czy przez finansowy szok. Dla odbiorcy najważniejsze jest czy każda obniżka ceny kontraktów może zmniejszyć koszt całego całego mechanizmu, ale tylko wtedy, gdy zakontraktowane jednostki rzeczywiście zapewnią moc w krytycznych godzinach.

---

Michał Krajniak

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