Jak wynika z dostępnych informacji Polskich Sieci Elektroenergetycznych, nadzorcy polskiego systemu energetycznego, skorygowana łączna zaokrąglona wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy w aukcji głównej (forma pomocy publicznej) na rok dostaw 2030 wynosi 9 GW. Zapotrzebowanie będzie jednak mniejsze. Zgodnie z rozporządzeniem ministra energii z 1 sierpnia 2025 r. w sprawie parametrów aukcji głównej dla roku dostaw 2030 oraz parametrów aukcji dodatkowych dla roku dostaw 2027 zapotrzebowanie na moc w aukcji głównej na rok dostaw 2030 wyniesie 6,9 GW. Ponownie jak w poprzednich latach cena może być rekordowa. Cena maksymalna aukcji grudniowej wyniesie 558,00 zł/kW/rok.

Dlaczego rynek mocy jest ważny dla branży ?

Rynek mocy stanowi jeden z kluczowych mechanizmów bezpieczeństwa energetycznego w Polsce, który zapewnia odpowiedni wolumen mocy dyspozycyjnych w systemie elektroenergetycznym. Ma on szczególne znaczenie w sytuacjach, gdy produkcja z odnawialnych źródeł energii – takich jak wiatr czy słońce – jest ograniczona.

To wsparcie dla energetyki zasilane jest opłatą mocową (która jest składową naszego rachunku za prąd, szacowana przez URE na ok. 5 proc. składowej rachunku), która jest integralnym elementem tego mechanizmu, ma na celu zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii.– W praktyce oznacza to, że każdy z nas – poprzez tę opłatę – uczestniczy w budowaniu i utrzymaniu zdolności systemowych, które gwarantują bezpieczeństwo dostaw energii. Mechanizm rynku mocy i opłata mocowa to nie jest subsydium, jak to się często błędnie wskazuje. To wynagrodzenie za usługę niezbędną do funkcjonowania systemu. Dostawcy tej usługi są wyłaniani w drodze aukcji, gdzie wygrywają najtańsze oferty, co pozwala minimalizować koszt całego mechanizmu – tłumaczy Przemysław Bielecki, dyrektor Departamentu Regulacji w Enei.

Opłata mocowa decyzją URE w przyszłym roku znacząco wzrośnie. Całkowity koszt rynku mocy na 2026 r. wynosi 9,9 mld zł i jest większy o 55 proc. w porównaniu z 2025 r. Podstawową przyczyną wzrostu kosztów na 2026 r. jest wzrost kosztów aukcji przeprowadzonych przez PSE. Koszt aukcji głównej wzrósł o 27 proc. (z 4,9 mld zł na 2025 r. do 6,2 mld zł na 2026 r.) i uzupełniającej na 2026 r. (2,6 mld zł). Rosnące koszty to także efekt uwzględnienia waloryzacji cen w wieloletnich umowach mocowych.. – Oczywiście opłata ta obciąża rachunek za energię odbiorcy końcowego, należy jednak zauważyć, że po kryzysie energetycznym ceny energii elektrycznej także systematycznie spadają. Taka jest poniekąd logika transformacji – energia z OZE jest znacznie tańsza niż ze źródeł konwencjonalnych, ale nie zawsze jest dostępna, dlatego pojawiają się dodatkowe koszty. Takie jak m.in. koszty zapewnienia wystarczającego wolumenu mocy, odzwierciedlone właśnie w opłacie mocowej – tłumaczy Bielecki.

Co zgłoszą spółki?

W przypadku największej spółki elektroenergetycznej w kraju, Polskiej Grupy Energetycznej (PGE), spółka może zgłosić przede wszystkim projekty kolejnych elektrowni gazowych w Gryfinie i Rybniku. Do 8 grudnia trwały postępowania przetargowe na budowę bloków gazowych w Rybniku i Gryfinie. Te się zakończyły, ale ich efekt spółka postanowiła utajnić.

– Zamawiający (PGE Inwest 27 dla Gryfina i PGE Inwest 23 dla Rybnika – spółki córki PGE – red.) wskazuje, że informacja o kwocie, jaką zamawiający zamierza przeznaczyć na sfinansowanie zamówienia, oraz informacja o złożonych ofertach stanowią tajemnicę przedsiębiorstwa zamawiającego oraz PGE Polska Grupa Energetyczna, z uwagi na fakt, że informacje te będą wykorzystywane przez zamawiającego – PGE Polska Grupa Energetyczna na aukcji głównej rynku mocy na rok dostaw 2030 w odniesieniu do jednostki rynku mocy, objętej niniejszym postępowaniem o udzielenie zamówienia, która odbędzie się 11 grudnia 2025 r. – czytamy w opublikowanych przez spółkę zawiadomieniach 8 grudnia. Chodzi o budowę szczytowych elektrowni gazowych – OCGT Rybnik i OCGT Gryfino, każda o mocy 600 MW. PGE planuje jeszcze jeden projekt gazowy OCGT w Ostrowie Wielkopolskim, ale przetarg jeszcze nie ruszył i projekt nie jest przewidziany do najbliższej aukcji.

W przypadku Grupy Tauron spółka może zgłosić projekty gazowych jednostek w technologii OCGT w Jaworznie (570–593 MWe), w Łaziskach Górnych (385–400 MWe), Będzinie (385–400 MWe) i Trzebini (385–593 MWe). Spółka planuje w tych lokalizacjach także magazyny energii. Nie jest jednak jasne, czy spółka zdąży ze wszystkimi projektami na tegoroczną aukcję. - Tauron dysponuje zdywersyfikowanym portfelem jednostek, analizowanych pod kątem udziału w aukcji rynku mocy. Ze względu na strategiczny charakter procesu nie możemy ujawniać szczegółów dotyczących ostatecznej listy jednostek przeznaczonych do aukcji - informuje nas spółka.

Najbliższa aukcja główna na rok dostaw 2030 ma duże znaczenie dla Grupy Enea. Spółka nie zdradza, jakie projekty mogą być brane pod uwagę. Głównym projektem na tegoroczną aukcję Enei miał być blok gazowy w Połańcu. Spółka celowa Enea Połaniec Gaz ogłosiła 3 września 2025 r. przetarg na wybór wykonawcy. Zamówienie obejmowało zaprojektowanie, dostawę, budowę i uruchomienie dwóch bloków gazowo-parowych wraz z infrastrukturą towarzyszącą w formule „pod klucz”, pracujących w cyklu kombinowanym (CCGT), o mocy od 530 do 680 MW każdy. Jednak żadna oferta nie wpłynęła. Mimo to Enea nie rezygnuje z budowy w Połańcu i spółka nie wyklucza wyłonienia wykonawcy w trybie z wolnej ręki. Szczegółów do czasu aukcji jednak nie zdradza.

Orlen także nie mówi o swoich planach. Wiadome jest jednak, że spółka przygotowuje się do budowy nowego bloku gazowego na Siekierkach w Warszawie – ma mieć moc elektryczną ponad 500 MW i ponad 350 MW mocy termicznej. – Przed każdą aukcją rynku mocy w Orlenie opracowywana jest szczegółowa strategia udziału poszczególnych jednostek, obejmująca zarówno jednostki wytwórcze, jak i DSR. Dokumentacja ta, przygotowana również na potrzeby aukcji głównej na rok dostaw 2030, stanowi tajemnicę przedsiębiorstwa, dlatego nie udostępniamy szczegółowych informacji dotyczących planów czy poszczególnych jednostek tuż przed aukcją – zapewnia nas spółka. Poza elektrowniami gazowymi to magazyny energii i DSR (Demand Side Response, czyli dobrowolna redukcja zużycia prądu przez firmy w zamian za wynagrodzenie, aby stabilizować sieć, mogą zdominować tegoroczne aukcje rynku).

Dlaczego spółki coraz częściej stawiają na tzw. bloki gazowe w technologii OCGT?

– Technologia OCGT wyróżnia się prostotą budowy, co pozwala na szybkie uruchamianie i dynamiczne dostarczanie pełnej mocy w ciągu kilku minut. Takie rozwiązanie jest korzystniejsze od klasycznych turbin CCGT wtedy, kiedy niezbędna jest elastyczność. Układy te – kosztem szybkości reakcji – umożliwiają natychmiastowe włączenie do systemu bez komplikacji wynikających z konieczności rozruchu części parowej. Kompaktowość konstrukcja turbin OCGT plus możliwość zainstalowania gotowych komponentów przekłada się na obniżenie kosztów inwestycyjnych – tłumaczy nam prof. Wojciech Bujalski z Zakładu Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Warszawskiej.

Jak dodaje, inwestycje w turbiny OCGT (Open Cycle Gas Turbine) wiążą się z wysokimi kosztami początkowymi, lecz w dłuższej perspektywie są postrzegane jako finansowo neutralne.

Co po rynku mocy?

Nadal nie wiadomo, jak rząd będzie chciał wspierać kolejne inwestycje energetyczne po tym, jak aukcje rynku mocy w dotychczasowej formie przejdą do przeszłości.

W opinii PSE mechanizmy mocowe są niezbędnym elementem współczesnej elektroenergetyki, którego funkcjonowanie jest naturalnym dopełnieniem przyjętego modelu rynku. Na obecnym etapie rozwoju technologicznego nie jest możliwe zapewnienie bezpiecznej pracy systemu bez źródeł dyspozycyjnych.

PSE wspierają Ministerstwo Energii w pracach nad przygotowaniem tzw. trójpaku mocowego, który umożliwi zapewnienie wystarczalności generacji w okresie transformacji energetycznej.

– Nie jest przy tym powiedziane, że muszą się one opierać na energetyce konwencjonalnej, w tym tej wykorzystującej paliwa kopalne. Już obecnie w ramach rynku mocy zakontraktowane są m.in. magazyny energii i redukcja zapotrzebowania w ramach DSR, a także źródła biogazowe czy biomasowe. W przyszłości będzie też możliwa konwersja źródeł opalanych gazem ziemnym na wodór lub inne zdekarbonizowane paliwo – wyjaśnia nam rzecznik prasowy PSE Maciej Wapiński.

Być może aukcja nie zapewni bezpieczeństwa dostaw na 2030 r. i potrzebna będzie aukcja dogrywkowa w 2026 r.? Kluczowe dla ewentualnej potrzeby organizacji aukcji dogrywkowej na rok 2030 będą miały wyniki aukcji głównej, która odbędzie się 11 grudnia.

– Po jej zakończeniu przeprowadzimy stosowne analizy i dopiero na ich podstawie będziemy podejmowali decyzję co do ewentualnej rekomendacji dot. organizacji dogrywki – zapewnia nas Wapiński.

Zgodnie z obowiązującymi przepisami ewentualna rekomendacja dotycząca potrzeby przeprowadzenia aukcji dogrywkowej powinna być przekazana ministrowi energii i prezesowi URE najpóźniej do końca lutego.