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, 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
i unijneraporty
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
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).
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”.
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”
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.
