• Już ponad rok trwają negocjacje z Komisją Europejską na temat formy przyszłego rynku mocy od 2030 r. - podstawowego mechanizmu wsparcia polskiej elektroenergetyki.
• Bez rynku mocy inwestorzy nie będą mieli pewności co do popytu na wygenerowaną energię. To może poważnie ograniczyć nowe projekty energetyczne, których Polska - chcąca zastąpić generację węglową mniej emisyjnymi źródłami - bardzo potrzebuje.
• Od kształtu nowego rynku mocy będzie zależała przyszłość naszych bloków węglowych.

Już ponad rok trwają negocjacje nad nowym rynkiem mocy, czyli mechanizmem publicznego wsparcia, wystarczalności i elastyczności mocy dla polskiej energetyki. W rozmowach polską stronę reprezentuje Ministerstwo Energii, wspierane przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE). 

Obecnie obowiązujący, wdrożony ustawą z 2017 r., a działający od 2021 r., rynek mocy przechodzi do historii. W grudniu 2025 r. odbyła się ostatnia główna aukcja obecnego rynku mocy, z dostawą na 2030 r. Do aukcji przystąpiło 9 GW jednostek. Część tych, które zostały, wycofała się przy spadającej cenie i w efekcie aukcja zakończyła się w drugiej rundzie z ceną 465,02 zł/kW/rok. Zakontraktowano na niej 6,9 GW obowiązków mocowych na rok 2030. 

Co potem? Tego jeszcze nie wiadomo. Wiadomo za to, z jakimi postulatami co do rynku mocy po 2030 r. Polska udała się do Brukseli. Przyszłość rynku mocy jest bowiem fundamentalną sprawą dla kierunku rozwoju polskiej energetyki. Brak wprowadzenia nowych przepisów może doprowadzić do powstania luki inwestycyjnej i ograniczenia dostępności mocy dyspozycyjnych. Inwestorzy nie będą mieć wówczas pewności, że będzie popyt na wygenerowaną przez nich energię.

We współpracy Ministerstwa Energii z PSE powstała koncepcja tzw. trójpaku mocowego, czyli zestawu trzech skoordynowanych instrumentów rynkowych, zapewniających długoterminową wystarczalność mocy oraz dostępność niezbędnych zasobów elastyczności. "Trójpak" został wpisany w strategię PSE do 2040 r.:

• nowy rynek mocy na lata 2030-2040, będący rozwinięciem obecnego mechanizmu, który umożliwi zawieranie długoterminowych kontraktów dla nowych i modernizowanych jednostek nisko- i zeroemisyjnych;
• mechanizm elastyczności (non-fossil flexibility), wspierający powstawanie bezemisyjnych zasobów elastyczności, takich jak magazyny energii czy odpowiedź strony popytowej (DSR) zapewniający lepsze wykorzystanie nadwyżek energii z OZE i zwiększający wolumen dostępnych usług systemowych;
• mechanizm dekarbonizacyjny, zapewniający niezbędny poziom wystarczalności generacji do czasu oddania do eksploatacji nowych jednostek zero- i niskoemisyjnych. W tym celu planowana jest skoordynowana kontraktacja starych i nowych jednostek oraz stopniowe wycofywanie, po 2028 r., wysokoemisyjnych mocy dyspozycyjnych, które osiągnęły kres swojej użyteczności.

Według wiceministra energii i pełnomocnika rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej Wojciecha Wrochny, negocjacje w sprawie dwóch pierwszych części "trójpaka" "idą sprawnie". Najtrudniejsza jest część trzecia - dekarbonizacyjna.

Okazuje się, że deficyt mocy, który mamy, jest mniejszy, niż nam się wydawało. W związku z tym zastanawiamy się jak najoptymalniej przeprowadzić te jednostki węglowe, które dzisiaj nie są uprawnione do rekompensaty z tytułu rynku mocy. Chcemy dojść do modelu docelowego, czyli niewspierania w rynku mocy jednostek węglowych - stwierdził Wrochna. 

Szczegóły resort ma przedstawić w ciągu kilkunastu dni.

Beneficjentami rynku mocy wyłanianymi w aukcjach prowadzonych przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne są m.in. elektrownie, ale nie tylko. W zamian za otrzymywane wynagrodzenie, na które składają się odbiorcy energii, zobowiązani są do utrzymania niezbędnych poziomów mocy dyspozycyjnych wymaganych dla bezpiecznej pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE).

Funkcjonowanie jednego z filarów tego mechanizmu możemy obserwować niemal na żywo. We wtorek bowiem PSE już drugi raz w tym roku ogłosiły okres przywołania na rynku mocy. To wezwanie uczestników rynku do wywiązania się z obowiązku dostarczenia energii lub ograniczenia jej poboru w konkretnych godzinach danego dnia.

Wtorkowe przywołanie - zresztą podobnie jak i pierwsze w tym roku, z 30 czerwca - ma związek z falą ekstremalnego upału, która nawiedza Polskę. Jego wpływ jest dwutorowy - nie dość, że zwiększa pobór energii elektrycznej na potrzeby np. klimatyzatorów, to w dodatku potęguje suszę hydrologiczną, ograniczającą poziomy wody w rzekach "obsługujących" elektrownie konwencjonalne. Te, pod wpływem niżówek, muszą ograniczać produkcję energii.

Jak wyliczyło Forum Energii w autorskim podsumowaniu 10-lecia prac nad skonstruowaniem polskiego rynku mocy "Moce za wszelką cenę? Co osiągnęła Polska przez 10 lat pracy nad rynkiem mocy", koszt funkcjonowaniu mechanizmu łącznie za lata 2021–2046 będzie oscylował w okolicach 200 mld zł.

Koszt rynku mocy ponoszą jej odbiorcy - według szacunków Forum Energii opłata mocowa dla gospodarstw domowych będzie wynosić 8,1 proc. rachunku za prąd, w przypadku małych i średnich przedsiębiorców to będzie 10,1 proc., a dla niektórych zakładów przemysłowych nawet 14,1 proc.

©

Materiał chroniony prawem autorskim - zasady przedruków określa regulamin