Z czego wynika rosnąca stawka opłaty mocowej?
Opłata mocowa to od kilku lat rosnące i obecnie już największe obciążenie niezwiązane bezpośrednio z ceną energii i kosztami sieciowymi w rachunkach na dostawę energii elektrycznej. Jest wielokrotnie wyższa od innych opłat dodatkowych (tzw. „wrzutek taryfowych”) jak np. opłata kogeneracyjna, OZE czy przejściowa (pozostałość po wsparciu elektrowni węglowych na rzecz obniżenia emisji zanieczyszczeń). Skalę obciążeń rachunków za energię dla gospodarstw domowych (GD) i faktur opłacanych w szczególności przez biznes i samorządy (tzw. ”pozostali odbiorcy”) obrazuje tabela.
Tabela 1 Stawki opłaty mocowej 2021–2026 (netto). Źródło: Informacje Prezesa URE
|
Rok |
GD <500 kWh/rok [zł/mies.] |
GD 500–1200 kWh [zł/mies.] |
GD 1200–2800 kWh [zł/mies.] |
GD >2800 kWh [zł/mies.] |
Pozostali odbiorcy [zł/kWh] |
Pozostali odbiorcy [zł/MWh] |
|
2021 |
1,87 |
4,48 |
7,47 |
10,46 |
0,0762 |
76,20 |
|
2022 |
2,37 |
5,68 |
9,46 |
13,25 |
0,1026 |
102,60 |
|
2023 |
2,38 |
5,72 |
9,54 |
13,35 |
0,1024 |
102,40 |
|
2024 |
2,66 |
6,39 |
10,64 |
14,90 |
0,1267 |
126,70 |
|
2025 |
2,86 |
6,86 |
11,44 |
16,01 |
0,1412 |
141,20 |
|
2026 |
4,29 |
10,31 |
17,18 |
24,05 |
0,2194 |
219,40 |
Stawki opłat wynikają z kosztów rynku mocy (RM) wprowadzonego ustawą o rynku mocy[1], której celem miało być zapewnienie średnioterminowego i długoterminowego bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych, w sposób efektywny kosztowo, niedyskryminacyjny i zgodny z zasadami zrównoważonego rozwoju. Każdorocznie kwota kosztów wymagająca zebrania poprzez stawki wynika z aukcji RM organizowanych od 2018 roku (ostatnia odbyła się w grudniu 2025 r.) dla dostawców energii ze źródeł tzw. „sterowalnych” jako gwarantowana w formie dopłat do mocy tych źródeł (zarówno istniejących, modernizowanych jak i nowych) w kontraktach na różne okresy: 1, 2, 5, 7, 15, a nawet 17 lat. Rozkład kosztów kontraktów rynku mocy zawartych i planowanych (szacunki) zestawiono w tabeli 2.
Tabela 2 Rozkład kosztów kontraktów w wyniku aukcji rynku mocy w latach 20018-2025 oraz szacunki na aukcje dodatkowe i uzupełniające
|
Data aukcji |
Rodzaj aukcji |
Pierwszy rok dostawy |
Zaciągnięte zobowiązanie finansowe [mld zł] |
|
|
15.11.2018 |
Aukcja główna |
2021 |
27,8 |
|
|
05.12.2018 |
Aukcja główna |
2022 |
2,2 |
|
|
21.12.2018 |
Aukcja główna |
2023 |
4,6 |
|
|
06.12.2019 |
Aukcja główna |
2024 |
12,8 |
|
|
14.12.2020 |
Aukcja główna |
2025 |
0,6 |
|
|
16.12.2021 |
Aukcja główna |
2026 |
17,9 |
|
|
15.12.2022 |
Aukcja główna |
2027 |
10,2 |
|
|
14.12.2023 |
Aukcja główna |
2028 |
9,0 |
|
|
12.12.2024 |
Aukcja główna |
2029 |
13,3 |
|
|
17.07.2025 |
Aukcja dogrywkowa |
2029 |
29,8 |
|
|
11.12.2025 |
Aukcja główna |
2030 |
25,6 |
|
|
szacunki kosztów aukcji planowanych wg dotychczasowych trendów |
Aukcje dodatkowe |
2028-2030 |
0,3 |
|
|
Aukcja uzupełniająca |
2027 |
2,6 |
|
|
|
Aukcja uzupełniająca |
2028 |
2,6 |
|
|
|
RAZEM |
159,3 |
|||
Jak pokazuje tabela 2, koszty te są bardzo wysokie i szybko rosną przez fakt, że wieloletnie zobowiązania z kolejnych lat się na siebie nakładają. W przypadku „odbiorców pozostałych” (ich udział w pokryciu kosztów RM zgodnie z OSR to – zgodnie ze strukturą zużycia energii - ok.74%) obciążają każdą MWh energii zużywanej w godzinach tzw. „szczytowego” zapotrzebowania: dni robocze, 7:00–21:59, czyli przez ok 43% wszystkich godzin w roku.
Bardzo trudno jest zatem potwierdzić czy RM w Polsce jest faktycznie „efektywny kosztowo, niedyskryminacyjny i zgodny z zasadami zrównoważonego rozwoju”, tak jak chciał ustawodawca. Dostępne krajowe[2] i unijne[3]raporty ewaluacyjne kończą się na 2024 roku i skupiają się na wystarczalności zasobów wytwórczych i zachowaniu wymaganych poziomów rezerw. Niestety nie odnoszą się do tego, czy w przypadku Polski jest to mechanizm efektywny kosztowo. Wątpliwości w tym zakresie daje porównanie wysokości opłat w ramach RM w krajach UE (i Wielkiej Brytanii) które również stosują ten, jak się okazuje bardzo kosztowny mechanizm. Tu warto dodać, że większość członków UE (19 na 27 krajów) radzi sobie mechanizmami rynku energii i nie stosuje żadnych mechanizmów „mocowych”. Mechanizmy mocowe stosuje 8 krajów UE, w tym 5 krajów wdrożyło RM, a 3 kraje stosują alternatywny do RM tzw. mechanizm rezerwy strategicznej. Punktem odniesienia w tym zakresie dla krajów UE jest Wielka Brytania. Szacowana[4] wysokość jednostkowego kosztu mechanizmu mocowego przenoszonego na odbiorców biznesowych/przemysłowych (nie na gospodarstwa domowe) w krajach stosujących RM: w Polsce, Wielkiej Brytanii, Francji, Włoszech, Irlandii (bez Belgii, która dopiero wprowadza ten mechanizm i niewiele dopłaca), sprowadzonego do €/MWh zużytej energii zestawiono w tabeli.
Tabela 3 Znormalizowana* wysokość stawki opłaty mocowej w €/MWh dla biznesu w krajach stosujących mechanizm RM w Europie co najmniej od 2021 roku (porównawczo dla Polski). Źródło: szacunki autora ma podstawie danych regulatorów i OSP.
|
Kraj |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
|
Polska ( „pozostali” przy przeliczeniu na 8760 h/rok) |
7,6 |
10,2 |
10,2 |
12,6 |
14,1 |
21,9 |
|
Wielka Brytania |
b.d. |
7,0 |
8,0 |
8,00 |
8,0 |
16,0 |
|
Francja |
3,0 |
4,0 |
10,0 |
4,5 |
2,5 |
2,0 |
|
Włochy (ekwiwalent średnioroczny) |
4,3 |
4,9 |
4,9 |
5,2 |
5,8 |
6,1 |
|
Irlandia |
~11 |
~11 |
9,0 |
10,0 |
11,0 |
12,0 |
|
Średnia w UE + Wielka Brytania |
5,0 |
6,5 |
8,4 |
8,1 |
8,3 |
11,6 |
|
O ile odbiorcy biznesowi w Polsce płacą więcej za RM niż odbiorcy w innych krajach stosujących RM |
153% |
156% |
121% |
157% |
170% |
189% |
* benchmark wysokości opłat mocowych dotyczy kosztów RM ponoszonych przez „pozostałych odbiorców” (nie będących gospodarstwami domowymi) powstał jako ekwiwalent opłaty rozłożonej na całoroczne zużycie energii po przeliczeniu kosztu ponoszonego w różnych krajach w wybranych dniach tygodnia i godzinach.
Liczby zestawione w tabeli 2 zilustrowano na wykresie poniżej.
Rysunek 1. Znormalizowana* wysokość stawki opłaty mocowej w €/MWh dla biznesu w krajach stosujących mechanizm RM w Europie. Oprac. własne, dane IEO
Różne kraje w różny sposób obliczają opłatę mocową, np. naliczają opłatę odbiorcom w różnych godzinach lub opłata jest różna dla różnych obszarów bilansowania mocy. W praktyce, przy udziale 43% (liczonym dla godzin objętych opłatą w Polsce) ekwiwalent opłaty mocowej podany w tabeli jest górnym oszacowaniem — realny udział energii szczytowej w profilu konkretnego biznesu bywa niższy niż obliczony udział godzin. Przy powyższych zastrzeżeniach we wszystkich innych krajach (łącznie z wyspiarskimi, mającymi większe problemy ze zbilansowaniem mocy) w 2026 roku koszty RM były zdecydowanie niższe, a polski biznes w stosunku w 2026 roku ponosi koszty RM w wysokości 189% wyższe w stosunku do średniej, podwyższanej udziałem Polski w jej wyznaczeniu.
Mamy zatem zdecydowanie najdroższy rynek mocy w całej Europie, którego pełne koszty trudno uzasadnić. Skala prawdopodobnego nadwsparcia jest trudna do oszacowania. Jakkolwiek zasada ochrony praw nabytych zmusza do honorowania kosztów już powstałych, ale nie obliguje do dalszego pogłębiania problemu poprzez bezrefleksyjne stosowanie regulacji zasługującej na krytykę. A źródłem kolejnych kosztów pogłębiających problem będą zobowiązania wynikające z kolejnych, wciąż realizowanych aukcji dodatkowych i uzupełniających. Odbiorców energii bulwersują znane przykłady.
Ostatnią aukcję dogrywkową (do aukcji głównej) na 2029 rok wygrały 53 oferty. Cena zamknięcia aukcji na 2029 rok wyniosła 534 tys. zł/MW/rok dla jednostek polskich i 440 tys. zł/MW/rok dla zagranicznych, co przekłada się na koszt jednostkowy dla odbiorcy końcowego przy pracy bloków gazowych z pełną mocą przez 8760 i 1500 godz./rok odpowiednio: 61 zł/MW/8760 godz. i odpowiednio 356 zł/MW/1500 godz. Jedna z firm zakontraktowała moce w nowych jednostkach RM wytwórczych (na wcale nie elastyczny blok gazowy) w wysokości 1 218 MW na 17 lat. Oznacza to, iż w momencie wygrania aukcji firma zagwarantowała sobie (bez przychodów z produkcji energii elektrycznej) w okresie 17 lat „zysk” w wysokości 3,5 mld zł (połowa szacowanego CAPEX). Tymczasem rynek mocy miał pokrywać lukę i służyć obniżeniu kosztów kapitału (wg ankiety URE premia za ryzyko miała spaść o 2–2,5 pkt proc.), podczas gdy sam CAPEX mieli finansować inwestorzy.
Ustawa o RM powinna być znowelizowana pod kątem racjonalizacji kosztów znacznie wcześniej lub wcześniej powinien pojawić się sygnał polityczny służący wyważeniu „ambicji” sektora w rozporządzeniach w sprawie parametrów aukcji. Bez tego odbiorcy energii do kosztów wynikających z umów z wytwórcami energii z węgla, gazu, wody i magazynów energii, które trzeba pokryć w taryfach, dołożyć muszą jeszcze skutki dodatkowej aukcji uzupełniającej na rok dostaw 2027 (aukcja zaplanowana na 3.09.2026 oraz aukcje dodatkowe na 2028 r., zaplanowane na 25.03.2027)[5]. Na szczęście dla odbiorców energii, przynajmniej aukcji głównych w ramach obecnego prawa już nie będzie.
Pojawiają się różne propozycje „obejścia” problemu opłaty mocowej. Kancelaria Prezydenta RP zaproponowała np. likwidację dodatkowych opłat na rachunkach za prąd, w tym najbardziej ważącej opłaty mocowej, poprzez przeniesienie finansowania mocy do środków pozyskiwanych z ETS, co jest swoistym zaprzeczeniem celu powołania ETS. Swoje propozycje zgłasza też polski przemysł i branża OZE domagając się modyfikacji godzin szczytowego poboru opłaty (tak, aby nie była pobierana w godzinach występowania nadwyżek taniej energii z OZE) – mamy bowiem do czynienia z absurdem obciążania opłatą mocową, służąca „obronie” przed luką mocową, energii pojawiającej się na rynku w okresach nadmiaru mocy. Przedsiębiorstwa energochłonne domagają się wprowadzenia ulg dla firm o płaskim profilu zużycia. Najbardziej uzasadniony wydaje się postulat prowadzący do racjonalizacji godzin poboru opłaty, tak aby opłata nie zniechęcała odbiorców do korzystania z taniej energii z OZE i aby faktycznie mechanizm był „zgodny z zasadami zrównoważonego rozwoju”, jak chciał ustawodawca. Jednak w pierwszej kolejności ocenić należałoby zasadność kontynuacji mechanizmu tworzenia kolejnych kosztów i racjonalizowania procesu ich kreowania w ramach RM, a dopiero w dalszej kolejności zasad ich redystrybucji pomiędzy uczestników rynku energii. Tymczasem nic nie wskazuje na to, że stawka opłaty mocowej zacznie spadać i że szybko się jej pozbędziemy jako odbiorcy energii.
Prognoza stawki opłaty mocowej w warunkach kontynuacji rynku mocy
Firmy traktują do tej pory opłatę mocową jak administracyjnie nałożony nakaz płatniczy do natychmiastowej egzekucji, z czym się nie dyskutuje. Nie traktują tej opłaty jako istotnego składnika wpływającego na profil i wysokość ceny energii, fakt sztuczny, ale element kształtujący cenę dostaw energii, który normalnie powinien prowadzić jednak do działań dostosowawczych, takich jak DSR czy wsparcie dla decyzji o budowie magazynów energii. Wynika to po części z arbitralnie wybranych godzin poboru opłaty, ale też z faktu, że jej wysokość ustala i ogłasza corocznie Prezes URE. Firmy nie wiedzą jakiego poziomu opłaty mocowej mogą się spodziewać w dłuższym okresie, aby podjąć działania organizacyjne lub inwestycyjne by tego kosztu w całości nie przenosić do bilansu. Brak oficjalnego klucza ustalania opłaty mocowej i brak prognozy tego kosztu powoduje pasywne postawy i podcina jeszcze bardziej konkurencyjność polskich firm.
Jeśli chodzi o koszty RM w ramach obowiązujących przepisów to formalnie niewiele można już zrobić na rzecz ich obniżenia. Gros środków zostało rozdysponowane w aukcjach głównych w kontraktach 15-letnich na nowe jednostki wytwórcze - razem 27, o mocy 8.581 MW, w tym na nowe bloki węglowe 3.296 MW i nowe bloki gazowe (CCGT/OCGT) 5.617 MW. Dodatkowo sfinansowano budowę 38 magazynów energii (BESS) o mocy 1.899 MW (kontrakty 17- letnie) i 103 jednostki modernizowane o łącznej mocy 17.609 MW, w tym 1 GW na współspalanie węgla z biomasą w kontraktach 5-letnich, najmniej na DSR (1,6 GW).
Trudno policzyć jak rozdysponowane zostały koszty RM na różnych beneficjentów. Można jedynie je szacować, zwłaszcza jeśli chodzi o podział pomiędzy technologie, gdzie powinny liczyć się te, które generują nowe inwestycje. RM nie finansuje CAPEX wprost, pokrywa lukę i obniża koszt kapitału (oczekiwana premia za ryzyko to 2÷2,5 pkt proc. wg ankiety URE w raporcie dot. ceny RM). Cały CAPEX finansują inwestorzy, który nie jest znany publicznie, ale zapewne RM go podnosi. CAPEX całkowity jest liczony jako obowiązek mocowy [MW] × jednostkowy CAPEX (zł/MW). Ustawa o RM nie zawiera konkretnych kwot progowych - deleguje je do rozporządzeń, które regulują te progi, a te bywały wcześniej dość hojne zarówno dla „cenobiorcy” jak i „cenotwórcy”[6]. Dopiero ostatnie rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z 2025 r. obniża wcześniejsze założenia. Przyjmując znacząco zaniżone (słusznie) dane z ww. rozporządzenia dotyczące tzw. „minimalnych progów kwalifikacyjnych” można ocenić, że aż 76% planowanych nakładów capex-owych w ramach RM, przeznaczono na nowe bloki węglowe i gazowe. W polskiej wersji RM relatywnie najwięcej zarabiały jednostki wytwórcze istniejące (na początku zasadniczo węglowe) w krótkoterminowych kontraktach, co przekłada się na bieżącą stawkę opłaty mocowej, w mniejszym stopniu dotyczy długoterminowej prognozy wysokości tej stawki.
W oparciu o strukturę kontraktów i założenia dotyczące ostatniej aukcji uzupełniającej na rok dostaw 2027 oraz aukcje dodatkowe można przewidzieć, w jakim stopniu i przez jaki okres, przy obecnych zasadach naliczania opłat mocowych (pobieranych w godzinach 7:00-21:59 w dni robocze) koszty RM będą obciążać odbiorców biznesowych.
Wyniki analizy skutków umów już zawartych w ramach RM i symulacji ciągle jeszcze planowanych do zawarcia (aukcje uzupełniające i dodatkowe) przedstawiono na wykresie.
Rysunek 2. Prognoza autorska stawki opłaty mocowej 2027–2045 obowiązującej na podstawie dotychczasowych wyników aukcji głównych, dogrywkowych oraz dodatkowych i uzupełniających, łącznie z prognozą dla przyszłych aukcji dodatkowych i uzupełniających (ekstrapolacja dotychczasowych). Źródło: Informacje Prezesa URE, opracowanie własne IEO.
Bardzo wysokie stawki opłat utrzymają się do 2030 roku, pozostaną wysokie do 2035 roku. Odbiorców czeka zatem dekada wysokich kosztów dystrybucji energii, w skład których wchodzi opłata mocowa jako główny ich składnik, porównywalny z kosztem energii czynnej z OZE.
Mleko już się dawno rozlało, czy coś jeszcze można zrobić, aby nie przepłacać?
Wszelkie próby zmian zasad redystrybucji kosztów kreowanych przez RM pomiędzy uczestników rynku energii, bez wymogów równoczesnego obniżenia kosztów energii czynnej (np. odwrócony DSR zapobiegający skutkom coraz szerszego redysponowania OZE) lub ograniczenia kosztów sieciowych (np. opłaty węzłowe i lokalne bilansowanie mocy) będą obciążać w taki sam sposób wszystkich odbiorców, a jeszcze bardziej tych, którzy nie skorzystają z ew. modyfikacji zasad poboru opłaty prowadzących do ulg dla wybranych odbiorców.
Zgodnie z prawem, pole manewru na rzecz ograniczania skutków opłaty mocowej jest zawężone, a więc przez wiele lat będzie ona niekorzystnie oddziaływać na gospodarkę i na najnowsze krajowe i unijne plany związane z elektryfikacją przemysłu i ciepłownictwa. Największe zobowiązania płatnicze przenoszone obecnie automatycznie na odbiorców zostały już dokonane. Można jeszcze zatrzymać koszty aukcji dodatkowych 2028-2030 i uzupełniających 2027-2028, ale mleko się już rozdało.
Bez nadzwyczajnych działań realizacja celu ustawodawcy - zapewnienia średnioterminowego i długoterminowego bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych, będzie w praktyce prowadzić do hamowania elektryfikacji opartej na OZE, uzależni Polskę na wiele lat od dostaw paliw kopalnych z zagranicy oraz wyeksponuje polską gospodarkę na ryzyko „Trockenhitze” - alternatywne, ale analogiczne do „Dunkelflaute”, a wynikające z systematycznego spadku zasobów wodnych i wzrostu temperatury w okresach letnich. Komisja Europejska w swoim najnowszym „Planie działań na rzecz elektryfikacji”[7] nie odnosi się do niezwykle kosztownego w Polsce mechanizmu rynku mocy (pod względem kosztów ewenement w skali UE), który w postaci opłaty mocowej (obecnie 220 zł/MWh) przenosi się w godzinach nadpodaży energii z OZE i jest nakładany na i tak wysokie koszy sieciowe. Zalecenie KE, aby „obowiązkowe elementy taryf były zależne od czasu użycia sieci” jest za słabe, bo opłata mocowa zależy od czasu, a nie od „czasu użycia sieci” w rozumieniu jej stopnia obciążenia w danej jednostce czasu i przynosi szkodę odbiorcom energii. Racjonalizacja wysokości opłaty mocowej w kolejnych latach i zmiana sposobu naliczania tej opłaty wymaga zmian w przepisach krajowych, niezwykle trudnych z uwagi na prawa nabyte.
Przedsiębiorcom pozostają dwa rozwiązania: działania po stronie popytu (DSR prowadzący do ucieczki od zwiększonego poboru energii w „godzinach mocowych”) i magazyny energii. Z uwagi na liczbę godzin poboru /braku poboru (15/9) opłaty mocowej i tygodniowy cykl jej naliczania (weekendy wolne od opłaty) rola magazynów bateryjnych jest tu ograniczona (zbyt małe pojemności w relacji do mocy zamówionej odbiorcy i długości „godzin mocowych”). W próbach obniżania skutków opłaty mocowej najlepiej sprawdzić się mogą magazyny ciepła, zasilane tańszą energią z weekendów, które, choć mają olbrzymi potencjał stabilizacji pracy KSE, nie znalazły się w katalogu technologii wspieranych ustawą o RM.
[1] Ustawa z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy. URL: https://isap.sejm.gov.pl/isap.nsf/DocDetails.xsp?id=WDU20180000009
[2] Ocena funkcjonowania rynku mocy w latach 2018-2024 przyjęta przez Radę Ministrów. URL: https://www.gov.pl/web/klimat/ocena-funkcjonowania-rynku-mocy-w-latach-2018-2024-przyjeta-przez-rade-ministrow
[3] ACER: Security of EU electricity supply 2024 Monitoring Report. URL: https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/Security_of_EU_electricity_supply_2024.pdf
[4] Mechanizmy różnią się konstrukcją (np. Francja ma system zdecentralizowany) i sposobem naliczania, więc porównanie jest przybliżone – pokazuje rząd wielkości i trend.
[5] Problem kosztów rynku mocy w końcu wydaje się dostrzegać rząd. W projekcie rozporządzenia ME dotyczącego parametrów aukcji dodatkowych dla roku dostaw 2028 przyjęto minimalne możliwe wartości wolumenów: 500 MW dla I kw. 100 MW dla II kw., 100 MW dla III kw. oraz 500 MW dla IV kw., choć maksymalna cena dla tzw. cenobiorcy (wg definicja z ustawy o RM) jest wysoka: 189 zł/kW na rok. URL: http://legislacja.rcl.gov.pl/projekt/12412851
[6] Wg ustawy o RM „cenobiorca” to istniejąca jednostka rynku mocy, dla której ustawodawca określa cenę maksymalną jako uzasadnioną cenę funkcjonowania jednostki istniejącej na rynku. „Cenotwórca” jest to nowa lub głęboko modernizowana jednostka rynku mocy, dla której ustawodawca określa cenę maksymalną równą cenie otwarcia aukcji. Cena dla cenobiorcy jest odpowiednio niższa z uwagi na brak konieczności sfinansowania nakładów inwestycyjnych.
[7] Electrification Action Plan. Źródło: analiza wstępna pakietu elektryfikacyjnego KE (COM(2026) 595, COM(2026) 600, SWD(2026) 595, SWD(2026) 596, SWD(2026) 600); dokument główny i dokumenty związane dostępne na stronie www https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_26_1596
