W 2026 roku odbiorcy energii zapłacą za rynek mocy około 10,4 mld zł – prawie dwa razy więcej niż dwa lata wcześniej. Główną przyczyną są wyniki aukcji z grudnia 2021 roku, która wywindowała cenę do rekordowych 400 zł/kW/rok. Mechanizm, który miał wspierać transformację energetyczną, w praktyce utrwala węgiel i generuje gigantyczne koszty. Eksperci ostrzegają: pozostanie przy strategii „mocy za wszelką cenę” zniszczy konkurencyjność polskiej gospodarki.
- Łączny koszt funkcjonowania rynku mocy w 2026 roku wyniesie około 10,4 mld zł netto, co oznacza skok o ponad 60 proc. w ciągu dwóch lat. Dla porównania, w 2024 roku było to nieco ponad 6,1 mld zł, a w 2025 roku około 6,4 mld zł. W długoterminowej perspektywie lat 2021–2046 koszt ten sięgnie około 200 mld zł w bieżącej wartości pieniądza.
- Głównym powodem gwałtownego wzrostu są wyniki aukcji głównej na rok dostaw 2026 z grudnia 2021 roku, gdzie cena zamknięcia osiągnęła 400,39 zł/kW/rok – najwyższy poziom w historii. Zakontraktowano 7,2 GW obowiązków mocowych. Dla porównania, na poprzednich aukcjach ceny wahały się od 172,85 zł do 259,87 zł za kW/rok.
- Największym problemem polskiego rynku mocy nie są jednak same koszty, ale to, na co pieniądze są wydawane. Mechanizm w dużej mierze utrwalił status quo, podtrzymując pracę starych i mało elastycznych bloków węglowych, zamiast wspierać transformację. W innych krajach europejskich magazyny energii odgrywają coraz większą rolę – w Wielkiej Brytanii w aukcjach uczestniczy już 1,1 GW baterii, w Polsce na razie tylko 0,4 GW.
- Konstrukcja polskiej opłaty mocowej premiuje odbiorców o niezmiennym dobowym poborze energii, co jest sprzeczne z koniecznością uelastycznienia popytu i przesuwania poboru na godziny największej generacji z OZE. Dodatkowo konserwatywne podejście operatora przesyłowego prowadzi do przewymiarowania systemu i generowania nadmiarowych kosztów.
- Polska została skrytykowana przez unijnego regulatora ACER za to, że jej mechanizm rynku mocy nie uwzględnia importu w kalkulacjach i zakłada, że elektrownie w ogóle nie będą eksportować energii. Eksperci Forum Energii postulują pilne zmiany: modyfikację mechanizmu w kierunku wspierania transformacji, priorytet dla OZE i magazynów oraz otwarcie dyskusji o tym, jak wspomagać budowę mocy dyspozycyjnych do 2030 roku.
Opłata mocowa, która od 2021 roku regularnie pojawia się na rachunkach za prąd, w 2026 roku osiągnie rekordowy poziom. Łączny koszt funkcjonowania rynku mocy, jaki poniosą odbiorcy, wyniesie około 10,4 mld zł netto. Dla porównania, w 2024 roku było to nieco ponad 6,1 mld zł, a w 2025 roku około 6,4 mld zł. Oznacza to skok o ponad 60 procent w ciągu zaledwie dwóch lat.
W ujęciu długoterminowym skala obciążeń jest jeszcze bardziej imponująca. Według wyliczeń think-tanku Forum Energii, w latach 2021–2046 koszt funkcjonowania rynku mocy w Polsce wyniesie około 200 mld zł w bieżącej wartości pieniądza . To kwota, która przekłada się na realne obciążenie dla każdego gospodarstwa domowego i każdej firmy w kraju.
Dla przeciętnego gospodarstwa domowego, którego roczne zużycie energii mieści się w przedziale 1,2–2,8 MWh, miesięczna opłata mocowa w 2026 roku wyniesie 17,18 zł [citation:lead]. To wzrost o około 50 procent w porównaniu z rokiem poprzednim. Dla firm podwyżki sięgają 55 procent, co w przypadku energochłonnych zakładów przemysłowych oznacza dodatkowe milionowe koszty.
Aukcja, która wywindowała ceny. Dlaczego jest tak drogo?
Głównym powodem gwałtownego wzrostu kosztów są wyniki aukcji głównej na rok dostaw 2026, która odbyła się w grudniu 2021 roku. Cena zamknięcia osiągnęła wówczas poziom 400,39 zł/kW/rok, a zakontraktowano 7,2 GW obowiązków mocowych. To najwyższa cena w historii dotychczasowych aukcji.
Dla porównania, na poprzednich aukcjach ceny wahały się od 172,85 zł do 259,87 zł za kW/rok. Skok do poziomu ponad 400 zł oznacza, że za „postojowe” dla łącznie 18,8 GW mocy (uwzględniając wcześniejsze kontrakty) zapłacimy w 2026 roku około 5,8 mld zł.
Jeszcze wyższe ceny przyniosły aukcje dodatkowe na poszczególne kwartały 2026 roku, przeprowadzone w marcu 2025 roku. W IV kwartale cena zamknięcia sięgnęła 487 zł/kW/rok, podczas gdy w II kwartale wyniosła zaledwie 37,24 zł/kW/rok. Te ekstremalne różnice pokazują, jak duże jest zapotrzebowanie na dodatkową moc w okresach zimowego szczytu, kiedy ryzyko niedoboru energii jest najwyższe.
Utrwalanie węgla. Krytyka mechanizmu
Największym problemem polskiego rynku mocy nie są jednak same koszty, ale to, na co te pieniądze są wydawane. Joanna Maćkowiak-Pandera, szefowa Forum Energii, przypomina, że początkowym celem było wspieranie budowy nowych mocy, ale Komisja Europejska się na to nie zgodziła i wygrała koncepcja wsparcia istniejących mocy węglowych, coraz gorzej sobie radzących na rynku.
W efekcie, jak oceniają eksperci, mechanizm w dużej mierze utrwalił status quo polskiej elektroenergetyki, podtrzymując pracę starych i mało elastycznych bloków konwencjonalnych . Równolegle sprzyja on też budowie nowych mocy gazowych, głównie w technologii CCGT, które w ograniczonym stopniu reagują na zmienną podaż energii z OZE.
– Relatywnie mało pojawiło się bloków gazowych w cyklu prostym (OCGT) lub silników gazowych, strategia wobec magazynów była natomiast zmienna – czytamy w analizie Forum Energii.
Tymczasem w innych krajach europejskich magazyny energii odgrywają coraz większą rolę w rynkach mocy. W Wielkiej Brytanii w aukcjach uczestniczy już 1,1 GW baterii, w Polsce na razie tylko 0,4 GW. Włoski rynek mocy zakontraktował 1,1 GW magazynów, a belgijski – 404 MW.
Elastyczność po polsku. System, który nie nadąża za OZE
Konstrukcja polskiej opłaty mocowej jest, zdaniem ekspertów, niekompatybilna z potrzebami elastyczności. Sposób obciążania opłatą wciąż premiuje odbiorców o niezmiennym dobowym poborze energii elektrycznej. Tymczasem premiowanie płaskiego profilu zużycia jest sprzeczne z koniecznością uelastycznienia popytu i przesuwania poboru energii na godziny największej generacji z OZE, co następuje często w środku dnia.
Dodatkowo, podejście polskiego operatora przesyłowego, oparte na konserwatywnych założeniach i priorytecie dla mocy sterowalnych, prowadzi do przewymiarowania systemu i generowania nadmiarowych kosztów. Zamiast szukać optymalizacji, na przykład poprzez lepsze wykorzystanie połączeń transgranicznych, OZE czy innych sektorów, takich jak przemysł i ciepłownictwo, operator woli mieć nadmiar mocy.
Z badania przeprowadzonego przez Europejski Uniwersytet we Florencji wynika, że w dobrze połączonej europejskiej supersieci krajowe mechanizmy mocowe mogą prowadzić do efektów ubocznych. Subsydiowanie energii sprawia, że elektrownie w krajach sąsiednich nie mogą konkurować, co zmusza kolejne państwa do tworzenia własnych mechanizmów. Polska została skrytykowana przez unijnego regulatora ACER za to, że jej mechanizm nie uwzględnia importu w kalkulacjach i zakłada, że elektrownie w ogóle nie będą eksportować energii.
Międzynarodowe porównanie. Czy można inaczej?
Polski rynek mocy należy do grupy mechanizmów określanych jako „market-wide central buyer”, czyli scentralizowanych rynków, w których centralny operator kupuje moc w imieniu całego systemu. Podobne rozwiązania funkcjonują w Wielkiej Brytanii, Irlandii, we Włoszech i w Belgii.
Francja postawiła na inny model – „de-centralised obligation”, w którym indywidualni sprzedawcy energii są zobowiązani do posiadania certyfikatów mocowych. Niemcy, Szwecja i Finlandia stosują strategiczne rezerwy, czyli utrzymują wybrane jednostki w gotowości na wypadek kryzysu, ale nie angażują ich na co dzień w rynek.
Każde z tych rozwiązań ma swoje wady i zalety, ale wszystkie są tańsze od polskiego modelu. Średnie koszty mechanizmów mocowych w innych krajach UE są znacząco niższe w przeliczeniu na MWh zużytej energii. W Wielkiej Brytanii ceny w aukcjach oscylują wokół 20-30 funtów za kW rocznie, podczas gdy w Polsce przekroczyły już 400 zł (około 80-90 funtów).
Strategia „mocy za wszelką cenę” zabije konkurencyjność
– Z pewnością rynek mocy w obecnym kształcie zasypał lukę mocową na najbliższe lata, kupując czas na podjęcie decyzji o docelowej roli tego mechanizmu i kształtu systemu elektroenergetycznego – podsumowuje Forum Energii.
– Koszty jego funkcjonowania są jednak wysokie, dlatego trzeba wyciągnąć wnioski – pozostanie przy strategii 'mocy za wszelką cenę’ przełoży się na wysokość opłaty mocowej, a w konsekwencji na utratę konkurencyjności polskiej gospodarki – czytamy dalej.
Zdaniem ekspertów, konieczne są pilne zmiany. Po pierwsze, modyfikacja rynku mocy w kierunku czystego mechanizmu, który wspierałby rzeczywistą transformację, a nie utrwalanie węgla. Po drugie, priorytetowe traktowanie budowy źródeł odnawialnych w ramach aukcji i ich integracji w systemie. Po trzecie, zrewidowanie istniejących mechanizmów wsparcia dla kogeneracji.
– Trzeba też otworzyć dyskusję o tym, jak wspomagać budowę mocy dyspozycyjnych do 2030 r., stawiając sobie konkretne cele do realizacji – czytamy w raporcie.
Bez tych zmian polska gospodarka będzie systematycznie tracić na konkurencyjności, a rachunki za energię dla gospodarstw domowych i firm będą rosnąć szybciej niż w innych krajach regionu. W świecie, gdzie ceny energii determinują lokalizację inwestycji przemysłowych, to droga donikąd.
Fot. Freepik
Opracowano na podstawie: raportu Forum Energii „Moce za wszelką cenę? Co osiągnęła Polska przez 10 lat pracy nad rynkiem mocy”, danych Urzędu Regulacji Energetyki, analiz SIA Partners dotyczących mechanizmów mocowych w Europie oraz publikacji Euractiv i pv magazine.