Energetyka Nadmiarowe koszty za bezpieczeństwo. Dlaczego rynek mocy w Polsce nie jest przejrzysty? 26 lutego 2026 Energetyka Nadmiarowe koszty za bezpieczeństwo. Dlaczego rynek mocy w Polsce nie jest przejrzysty? 26 lutego 2026 Przeczytaj także Energetyka Rynek gazu po czterech latach wojny. Szansa czy ryzyko dla Polski jako hubu gazowego? Dziś mijają cztery lata od dnia pełnoskalowej inwazji Rosji na Ukrainę, która miała miejsce 24 lutego 2022 roku. Choć w swoim założeniu „specjalna operacja” miała potrwać trzy dni i być dowodem na bezradność świata zachodniego wobec agresywnej polityki Moskwy, to skutki są inne – Ukraina skutecznie broni swojej niepodległości, a Rosja jest wykluczana z globalnego handlu z Europą. Zmiany wpływają także na Polskę, która dzięki odwróceniu kierunku dostaw może umocnić swoją pozycję jako regionalny lider energetyczny i stać się hubem gazowym dla Europy Środkowo-Wschodniej. Energetyka Unia Europejska przyspiesza transformację: cel 90% redukcji do 2040. Co to oznacza dla Polski? Unia Europejska przyspiesza transformację klimatyczną i wyznacza nowy cel redukcji emisji gazów cieplarnianych. Parlament Europejski poparł nowy ambitny kurs, jednak wokół reformy narasta spór. Zwolennicy mówią o konieczności przyspieszenia działań, a przeciwnicy ostrzegają przed kosztami gospodarczymi i trudnościami z realizacją już obowiązujących celów. Pod koniec lutego 2026 roku Forum Energii opublikowało obszerną analizę dotyczącą krajowego systemu elektroenergetycznego pod tytułem „Moce za wszelką cenę? Co osiągnęła Polska przez 10 lat pracy nad rynkiem mocy”. Raport koncentruje się na zagadnieniu skali kosztów funkcjonowania rynku mocy w Polsce. Reklama Eksperci wskazują, że choć mechanizm zapewnia bezpieczeństwo energetyczne, to generuje także ogromne koszty obciążające portfele obywateli oraz przedsiębiorstw. Prognozuje się, że łączny koszt tego mechanizmu w latach 2021-2046 wyniesie nawet ok. 200 mld zł. Wobec braku pełnej transparentności pojawiają się pytania, czy koszt ten jest uzasadniony. Czym jest rynek mocy? Gdy świeci słońce i wieje wiatr, to nie istnieją tańsze sposoby na wytworzenie energii elektrycznej niż ta z odnawialnych źródeł. Można ją także dość skutecznie prognozować, ale nie da się nią sterować. Ponieważ infrastruktura i technologia magazynowania energii są wciąż zbyt mało rozwinięte, to system wciąż potrzebuje konwencjonalnych jednostek wytwórczych nawet pomimo tego, że straciły dużą część swojej rentowności. Ich obecność ma chronić przed blackoutem. Z tego powodu w 2017 roku rozpoczął działalność rynek mocy w odpowiedzi na pogarszające się perspektywy bilansowania systemu elektroenergetycznego. Wprowadzono mechanizm, w którym wynagradzana jest gotowość do dostarczenia mocy, a nie produkcja energii, bowiem często nie można jej wykorzystać. W kolejnych latach wzrastała presja regulacji unijnych na dekarbonizację sektora energetycznego, co doprowadziło do gwałtownego spadku opłacalności wytwarzania energii z węgla i poniosło za sobą wysokie ceny. Polska znajduje się obecnie w punkcie zwrotnym: mechanizm rynku mocy mający funkcjonować po 2030 r. wymaga redefinicji. Ministerstwo Energii, we współpracy z PSE, prowadzi prace nad nową regulacją w zakresie wsparcia mocy, co czyni obecny moment właściwym do podsumowania dotychczasowych doświadczeń – czytamy w raporcie. Autorzy raportu wskazują, że w obecnym kształcie rynek mocy kompensuje rosnącą różnicę między kosztami wydobycia, produkcji i dostarczenia energii, a ceną jaką mogą płacić konsumenci. Może to prowadzić do zagubienia rachunku całościowego: łącznego kosztu rynku mocy, wpływu na konkurencyjność, realnych potrzeb konsumentów energii. 1,5 mld zł w tle regulacyjnego chaosu. URE i spółki obrotu na kursie kolizyjnym Rynek mocy nie jest transparentny Rynek mocy to mechanizm przyznawania pomocy publicznej dla jednostek wytwórczych, jednak publikowane przez organy publiczne informacje są nieprzejrzyste. Autorzy raportu zaznaczają, że z wyników przeprowadzanych aukcji mocy nie da się skutecznie wyciągać wniosków dotyczących konsekwencji tego mechanizmu dla bezpieczeństwa energetycznego i polityki energetycznej. Na potwierdzenie tego stanu w raporcie przytoczono przykład nowej jednostki mocy należącej do Enea Elkogaz oznaczoną jako JRM/989. Przez kolejne 17 lat od 2029 roku ma ona utrzymywać moc 610 MW, za co otrzyma 6,8 mld zł pomocy publicznej (534 zł/kW/rok). Chociaż to jedna z wyższych kwot przyznanych w ramach rynku mocy to próżno szukać oficjalnych informacji o podstawowych parametrach, które pozwoliłyby na skuteczniejszą analizę przyszłości systemu elektroenergetycznego w Polsce: lokalizacji tej jednostki, jej stanu czy nawet rodzaju paliwa jakim będzie opalana. Dopiero dogłębna analiza rozproszonych informacji pozwoliła ekspertom ustalić, że najprawdopodobniej aukcja dotyczy nowego bloku CCGT na gaz ziemny w Kozienicach. Te ustalenia udały się z powodu wielkości inwestycji i wzbudzanych przez nią kontrowersji, jednak w przypadku wielu mniejszych instalacji prawidłowe wskazanie, co kryje się pod oznaczeniami dostępnymi w oficjalnym obiegu jest niemożliwe. Przyszłość rynku mocy Od 1 stycznia 2026 r. Polacy odczuli podwyżkę opłaty mocowej – obowiązkowego składnika rachunku służącego finansowaniu rynku mocy – na rachunkach za energię elektryczną. Stawki wzrosły o ok. 50-55%, co oznacza, że w zależności od zużycia gospodarstwa domowe mogą płacić do 17,20 zł netto na ten cel. W najbliższych latach planowane są kolejne zmiany. Od 2028 roku wszystkie grupy odbiorców, w tym gospodarstwa domowe, będą rozliczane na podstawie zużycia energii w godzinach szczytowego zapotrzebowania, a nie jak dotychczas – ryczałtowo. Dla operatora systemu przesyłowego – Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) – mechanizm rynku mocy pozwala na utrzymanie koniecznych rezerw i ogranicza ryzyko wystąpienia niedoborów mocy. Autorzy raportu zwracają uwagę na ryzyko generowania nadmiarowych kosztów zamiast szukania optymalizacji poprzez lepsze wykorzystanie połączeń transgranicznych czy elastyczności popytu. Za lata 2021-2046 koszt rynku mocy wyniesie co najmniej 187,9 mld zł, czyli średnio 7,2 mld zł rocznie. Operator systemu preferuje dostęp do sterowalnych krajowych jednostek konwencjonalnych. Są one potrzebne w systemie energetycznym, ale istnieją też inne formy zapewnienia odpowiednich poziomów mocy – wskazują autorzy raportu – Nieefektywne planowanie modernizacji energetycznej wiąże się z rosnącymi w ostatnich latach dopłatami dla energetyki – do wydobycia węgla i wykorzystywania go na rynku mocy, za emisję CO2, a na końcu dopłat dla odbiorców, bo energia jest za droga. Z tego powodu, chociaż na mocy zawartych kontraktów obecny system będzie funkcjonował aż do 2046 roku, to eksperci wskazują na konieczność reformy w stronę tzw. Rynku Mocy 2.0. Na jej podstawie po 2030 roku powinno dojść do redefinicji istniejących mechanizmów, które wiązałyby się z wygaszaniem wsparcia dla jednostek węglowych na rzecz nowych technologii oraz przede wszystkim po to by nie generować nadmiarowych kosztów. Zobacz też: Opłata mocowa w Polsce wzrośnie o 50%. Niemcy w tym czasie zamrażają ceny energii dla przemysłu Źródła: Forum Energii „Moce za wszelką cenę? Co osiągnęła Polska przez 10 lat pracy nad rynkiem mocy” Fot. Canva (Jason_YU, KrivosheevV) Artykuł stanowi utwór w rozumieniu Ustawy 4 lutego 1994 r. o prawie autorskim i prawach pokrewnych. Wszelkie prawa autorskie przysługują swiatoze.pl. Dalsze rozpowszechnianie utworu możliwe tylko za zgodą redakcji.