Rynek mocy w Polsce - aukcje, wolumeny i przyszłość po 2030 roku
Jak działa rynek mocy w Polsce, wyniki aukcji na 2030 r., aukcje dodatkowe, limit emisji CO2 i przyszłość mechanizmu po 2030 roku - kompendium dla rynku.
Rynek mocy jest mechanizmem, który wynagradza nie samą sprzedaż energii, lecz gotowość do jej dostarczenia w okresach zagrożenia niedoborem. W polskim systemie, przechodzącym od dominacji węgla ku rosnącemu udziałowi zmiennych OZE, jego rola jako gwaranta bezpieczeństwa dostaw pozostaje kluczowa, a jednocześnie sam mechanizm stoi u progu głębokiej transformacji związanej z wygaszaniem wsparcia dla jednostek wysokoemisyjnych.
Czym jest rynek mocy i jak działa
Rynek mocy funkcjonuje w Polsce na podstawie ustawy z 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy. Jest to tzw. rynek dwutowarowy: obok przychodów ze sprzedaży energii dostawcy mogą uzyskać wynagrodzenie za utrzymywanie dyspozycyjnej mocy. W zamian za przyjęcie obowiązku mocowego, czyli gotowości do dostawy w okresach przywołania na rynku mocy, jednostka otrzymuje płatność wyznaczoną w aukcji. Uczestniczyć mogą zarówno jednostki wytwórcze, jak i magazyny energii oraz redukcja zapotrzebowania (DSR), co czyni mechanizm technologicznie neutralnym co do sposobu zapewnienia dyspozycyjności.
System opiera się na aukcjach: aukcja główna kontraktuje moc z pięcioletnim wyprzedzeniem na dany rok dostaw, natomiast aukcje dodatkowe, organizowane bliżej okresu dostaw i w podziale na kwartały, korygują zapotrzebowanie i domykają bilans. Koszty mechanizmu pokrywa opłata mocowa doliczana do rachunków odbiorców.
Koszty mechanizmu
Skala transferów jest znacząca i rośnie. Koszty mechanizmu pokrywane z opłaty mocowej wynosiły ok. 5,3 mld zł w 2023 r., ponad 6,1 mld zł w 2024 r. i ok. 6,4 mld zł w 2025 r. Na 2026 r. URE wyraźnie podniósł stawki opłaty mocowej (dla odbiorców biznesowych z 141,20 do 219,40 zł/MWh), a według szacunków branżowych łączna kwota pobrana od odbiorców może zbliżyć się do ok. 10 mld zł. Wzrost obciążenia dobrze ilustruje rosnący koszt utrzymania rezerw dyspozycyjnych w okresie transformacji.
Aukcje główne - najnowsze wyniki
Aukcja główna na rok dostaw 2030 odbyła się 11 grudnia 2025 r. i zakończyła w drugiej rundzie. Cena zamknięcia dla polskich jednostek fizycznych wyniosła 465,02 zł/kW/rok, a suma zakontraktowanych obowiązków mocowych sięgnęła blisko 6,9 GW, z czego ok. 1 GW przypadło na jednostki zagraniczne. Zawarto umowy ze 198 jednostkami rynku mocy (165 z Polski i 33 zagranicznymi), a łącznie, we wszystkich dotychczasowych aukcjach na dostawy w 2030 r., zakontraktowano ok. 21,8 GW.
| Aukcja główna | Data aukcji | Cena zamknięcia | Wolumen |
|---|---|---|---|
| na rok dostaw 2027 | grudzień 2022 r. | 406,35 zł/kW/rok | ok. 5,4 GW |
| na rok dostaw 2030 | 11 grudnia 2025 r. | 465,02 zł/kW/rok | ok. 6,9 GW |
Widoczny jest zatem wyraźny wzrost ceny referencyjnej mocy.
Aukcje dodatkowe - funkcja korygująca i najbliższe rozstrzygnięcia
Aukcje dodatkowe dopasowują zakontraktowaną moc do zaktualizowanego zapotrzebowania w poszczególnych kwartałach roku dostaw. Ostatnie rozstrzygnięcie dotyczyło roku 2027: cztery odrębne aukcje kwartalne przeprowadzono 26 marca 2026 r., a ceny zamknięcia rozłożyły się w bardzo szerokim przedziale, od 0,12 do 186,08 zł/kW/rok. Tak duża rozpiętość odzwierciedla sezonowość zapotrzebowania i podaży: najdrożej i najwięcej mocy kontraktuje się na kwartały zimowe.
Szczegółowe wolumeny mocy zakontraktowane w poszczególnych kwartałach 2027 r. URE opublikował w Informacji Prezesa URE. Zgodnie z logiką sezonową najwyższe ceny i największe wolumeny przypadły na kwartały zimowe, a najniższe, przy cenie zamknięcia na poziomie zaledwie 0,12 zł/kW/rok, na kwartały letnie, gdy nadwyżki mocy w systemie są największe, a zapotrzebowanie na dodatkową dyspozycyjność minimalne. To ta sama letnia nadpodaż, która wymusza redysponowanie nierynkowe generacji OZE: w lipcu system nie potrzebuje dodatkowej mocy, potrzebuje możliwości przesunięcia jej w czasie.
Kolejne aukcje dodatkowe będą dotyczyć roku dostaw 2028, ostatniego roku, w którym w mechanizmie mogą jeszcze uczestniczyć jednostki niespełniające limitu emisji, o czym niżej. To czyni najbliższy cykl aukcji dodatkowych istotnym punktem odniesienia dla planowania inwestycji w moce niskoemisyjne.
Obowiązek mocowy, przywołania i rola strony popytowej
Istotą kontraktu mocowego jest gotowość, a nie ciągła praca. Dostawca, który wygrał aukcję, przyjmuje obowiązek mocowy i w zamian za płatność musi być zdolny dostarczyć zakontraktowaną moc w okresach zagrożenia, tzw. okresach przywołania na rynku mocy. Niewywiązanie się z obowiązku w takim okresie skutkuje karami, co dyscyplinuje dostawców i odróżnia rynek mocy od zwykłej dotacji do zdolności wytwórczych. Ten model premiuje jednostki naprawdę dyspozycyjne w krytycznych momentach, a więc coraz częściej magazyny energii i redukcję zapotrzebowania (DSR), a nie tylko klasyczne bloki.
Uczestnictwo magazynów i DSR reguluje mechanizm współczynników dyspozycyjności (derating). Odzwierciedla on, jaką część mocy znamionowej danej technologii można realnie zaliczyć na poczet bezpieczeństwa dostaw. Dla magazynów kluczowy jest czas rozładowania: jednostka o krótkim czasie pracy otrzymuje niższy współczynnik niż magazyn zdolny utrzymać moc przez wiele godzin. Konstrukcja tych współczynników bezpośrednio wpływa na przychody projektów magazynowych z rynku mocy i jest jednym z ważniejszych parametrów regulacyjnych obserwowanych przez inwestorów. W praktyce oznacza to, że przy wyborze projektu BESS parametr czasu rozładowania (stosunek MWh do MW) trzeba analizować równolegle z ceną, bo decyduje on o dostępie do jednego z trzech głównych strumieni przychodu.
Limit emisji CO2 i węgiel w rynku mocy do 2028 r.
Zgodnie z regulacjami unijnymi (tzw. limit EPS 550) jednostki emitujące powyżej 550 g CO2 na 1 kWh (550 kg/MWh) tracą prawo do wsparcia w ramach rynku mocy. W Polsce oznaczało to konieczność wygaszenia płatności dla najstarszych bloków węglowych. Na wniosek Polski Komisja Europejska zgodziła się jednak na czasowe utrzymanie wsparcia dla takich jednostek: decyzja opublikowana 11 sierpnia 2025 r. dopuszcza je w mechanizmie w okresie od 1 lipca 2025 r. do 31 grudnia 2028 r. Ustawa przewidziała w tym celu dodatkowe aukcje obejmujące m.in. drugą połowę 2025 r. oraz lata dostaw 2026, 2027 i 2028.
Konsekwencja jest jednoznaczna: po 2028 r. jednostki przekraczające limit emisji nie będą już mogły uczestniczyć w rynku mocy. Dla wielu bloków węglowych utrata płatności mocowej będzie równoznaczna z utratą podstaw rentowności, co przyspieszy ich wycofywanie z systemu. Powstająca w ten sposób luka mocowa musi zostać wypełniona przez źródła nisko- i zeroemisyjne oraz zasoby elastyczne.
Nowe moce, modernizacje i trend cenowy
Rynek mocy różnicuje uczestników także długością umów. Jednostki nowe mogą zakontraktować wieloletnie umowy mocowe (do kilkunastu lat), co ma sfinansować budowę, jednostki modernizowane umowy krótsze, a jednostki istniejące bez nakładów zwykle jednoroczne. Ta konstrukcja miała pierwotnie stymulować budowę nowych, elastycznych mocy. W praktyce, wraz z limitem emisji, premiuje ona dziś przede wszystkim elektrownie gazowe oraz magazyny energii - to one w kolejnych aukcjach zdobywają wieloletnie kontrakty, zastępując wygaszany segment węglowy.
Trend cenowy jest wymowny. Wzrost ceny zamknięcia aukcji głównej z ok. 406 zł/kW/rok dla roku 2027 do ponad 465 zł/kW/rok dla roku 2030 pokazuje rosnący koszt zapewnienia dyspozycyjności w systemie, w którym starych mocy ubywa szybciej, niż przybywa nowych, w pełni sterowalnych. Dla inwestorów w magazyny i moce gazowe jest to sygnał, że wynagrodzenie za dyspozycyjność pozostanie w najbliższych latach atrakcyjne, choć jego ostateczny poziom zależeć będzie od tempa wchodzenia nowych zasobów i od kształtu przyszłych reguł aukcyjnych.
Co dalej po 2030 roku
Perspektywa po 2030 r. to stopniowe przeprojektowanie mechanizmu tak, aby premiował dyspozycyjność bez emisji. W dokumentach strategicznych PSE (m.in. strategia „Strażnik i Architekt" do 2040 r.) wskazuje się na potrzebę uruchomienia komplementarnych rozwiązań: nowej formuły rynku mocy umożliwiającej rozwój nisko- i zeroemisyjnych mocy dyspozycyjnych oraz odrębnego rynku elastyczności wspierającego magazyny energii i DSR (tzw. non-fossil flexibility).
Kierunek ten oznacza rosnącą rolę magazynów energii, elektrowni gazowych jako paliwa przejściowego, DSR, a w dłuższej perspektywie jednostek zdolnych spalać paliwa niskoemisyjne oraz energetyki jądrowej. Magazyny energii są tu szczególnie predestynowane: są zeroemisyjne w miejscu pracy, oferują szybką odpowiedź i mogą świadczyć jednocześnie usługi mocowe, bilansujące i systemowe. Nowe aukcje sprzyjają już dziś jednostkom o krótkim czasie budowy i niskiej emisyjności, a udział magazynów i mocy gazowych w kolejnych rozstrzygnięciach systematycznie rośnie.
Dla inwestorów kluczowe będą trzy pytania: jak zostanie ukształtowana nowa formuła rynku mocy po wygaśnięciu obecnego programu, jak zazębi się ona z rozwijanym rynkiem elastyczności oraz jak reguły derating potraktują magazyny o różnym czasie rozładowania. Odpowiedzi na nie zdeterminują strumienie przychodów projektów mocowych w następnej dekadzie.
Nie bez znaczenia jest też otoczenie unijne. Mechanizmy mocowe podlegają ocenie Komisji Europejskiej pod kątem pomocy publicznej i muszą być spójne z celami klimatycznymi, co w praktyce oznacza presję na stopniowe zaostrzanie kryteriów emisyjnych i preferowanie zasobów niskoemisyjnych oraz strony popytowej. Polski rynek mocy będzie zatem ewoluował na styku krajowego bezpieczeństwa dostaw i europejskich reguł dekarbonizacji, a magazyny energii, jako technologia zeroemisyjna w miejscu pracy i akceptowalna z perspektywy pomocy publicznej, są jednym z niewielu rozwiązań spełniających oba kryteria jednocześnie.
Podsumowanie
Rynek mocy pozostaje filarem bezpieczeństwa dostaw, ale jego charakter zmienia się w tempie transformacji miksu. Rosnące ceny aukcyjne i koszt mechanizmu odzwierciedlają napięcie między wycofywaniem węgla a koniecznością utrzymania dyspozycyjności. Rok 2028 jest cezurą dla jednostek wysokoemisyjnych, a okres po 2030 r. przyniesie prawdopodobnie nowy, niskoemisyjny kształt mechanizmu zintegrowany z rynkiem elastyczności. W tym układzie magazyny energii i DSR przechodzą z roli uzupełniającej do roli strukturalnej.
Dla inwestora rynek mocy jest przy tym tylko jednym z trzech filarów przychodu projektu magazynowego. Pozostałe dwa to arbitraż na cenie energii, którego wartość rośnie wraz z upowszechnianiem taryf dynamicznych, oraz usługi elastyczności dla operatorów sieci. Rozsądny model finansowy projektu BESS uwzględnia wszystkie trzy i nie opiera się wyłącznie na żadnym z nich.
Źródła danych
Dane liczbowe przytoczone w artykule pochodzą z publicznych publikacji i raportów następujących instytucji oraz serwisów branżowych (stan na lipiec 2026 r.):
- Urząd Regulacji Energetyki (URE) - informacje Prezesa URE o wynikach aukcji rynku mocy
- Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) - dokumentacja rynku mocy oraz strategia „Strażnik i Architekt" do 2040 r.
- Ustawa z 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy oraz decyzja Komisji Europejskiej z 11 sierpnia 2025 r.
- Analizy branżowe: WysokieNapiecie.pl, enerad.pl, energetyka24, rp.pl
Szukasz projektu magazynu energii lub elektrowni gazowej? Przeglądaj oferty na Energy Marketplace lub dodaj własną ofertę.