Co to jest Rynek Mocy?
Rynek Mocy jest kluczowym mechanizmem wspierającym stabilność systemu elektroenergetycznego w Polsce. Dzięki aukcjom mocy i wynagradzaniu jednostek wytwórczych oraz odbiorców redukujących zużycie, system ma zapewnioną odpowiednią rezerwę mocy, szczególnie w krytycznych momentach. Choć rozwiązanie to niesie ze sobą dodatkowe koszty, przyczynia się do zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego kraju.
Czym jest Rynek Mocy?
Rynek Mocy to mechanizm wsparcia dla sektora energetycznego, którego celem jest zapewnienie stabilności dostaw energii elektrycznej w dłuższym horyzoncie czasowym. W Polsce funkcjonuje od 2021 roku jako dodatkowy element rynku energii, wprowadzony na mocy Ustawy o Rynku Mocy z 8 grudnia 2017 r. Jego zadaniem jest zapewnienie, że w systemie elektroenergetycznym zawsze będzie wystarczająca ilość dostępnej mocy, szczególnie w okresach szczytowego zapotrzebowania.
W przeciwieństwie do klasycznego rynku energii elektrycznej, który koncentruje się na bieżących transakcjach kupna i sprzedaży energii, Rynek Mocy nagradza wytwórców i inne podmioty za gotowość do dostarczania mocy w razie potrzeby.
Jak działa Rynek Mocy?
Rynek Mocy działa w oparciu o aukcje mocy, w których jednostki wytwórcze i odbiorcy redukujący zużycie energii (tzw. DSR – Demand Side Response) oferują swoją gotowość do dostarczania mocy do systemu w zamian za wynagrodzenie. Proces ten przebiega w kilku etapach:
- Organizacja aukcji mocy – operator systemu przesyłowego (PSE) określa zapotrzebowanie na moc na kolejne lata.
- Przyjmowanie ofert – wytwórcy energii oraz podmioty oferujące redukcję poboru składają propozycje cenowe.
- Rozstrzygnięcie aukcji – wygrywają te oferty, które mieszczą się w określonym limicie cenowym i zapewniają niezbędny poziom mocy.
- Zawarcie kontraktów mocowych – zwycięzcy aukcji zobowiązują się do utrzymywania dostępnej mocy przez określony czas w zamian za wynagrodzenie.
- Dostarczenie mocy – w okresach wysokiego zapotrzebowania uczestnicy rynku mocy muszą udostępnić zakontraktowaną moc, pod groźbą kar finansowych.
Dzięki temu mechanizmowi w systemie elektroenergetycznym utrzymywana jest odpowiednia rezerwa, co zmniejsza ryzyko blackoutów i stabilizuje dostawy energii.
Dlaczego wprowadzono Rynek Mocy?
Wprowadzenie Rynku Mocy w Polsce wynikało z kilku kluczowych wyzwań:
- Wzrost zużycia energii – rosnące zapotrzebowanie na energię wymagało zapewnienia odpowiednich rezerw mocy.
- Starzenie się infrastruktury energetycznej – wiele elektrowni węglowych zbliża się do końca swojego okresu eksploatacji, a nowe inwestycje wymagają stabilnych źródeł finansowania.
- Wzrost udziału OZE – odnawialne źródła energii, takie jak wiatr czy fotowoltaika, są zależne od warunków pogodowych i nie zawsze mogą dostarczyć energię w wymaganym momencie.
- Bezpieczeństwo dostaw – mechanizm rynku mocy pomaga zapewnić, że w okresach szczytowego zapotrzebowania system elektroenergetyczny nie będzie zagrożony niedoborami mocy.
Kto bierze udział w Rynku Mocy?
Uczestnikami rynku mocy mogą być:
- Wytwórcy energii – zarówno elektrownie konwencjonalne (np. węglowe, gazowe), jak i odnawialne źródła energii, pod warunkiem spełnienia wymagań dotyczących dostępności mocy.
- Operatorzy systemu elektroenergetycznego – w Polsce rolę organizatora rynku mocy pełni Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE).
- Podmioty oferujące redukcję zapotrzebowania (DSR) – duzi odbiorcy energii, którzy są gotowi ograniczyć swoje zużycie w sytuacjach wysokiego zapotrzebowania.
- Dostawcy usług elastyczności – np. magazyny energii czy jednostki kogeneracyjne, które mogą stabilizować system.
Jakie są koszty Rynku Mocy?
Finansowanie rynku mocy odbywa się poprzez opłatę mocową, którą ponoszą odbiorcy końcowi energii elektrycznej. Opłata ta doliczana jest do rachunków za prąd i ma na celu pokrycie kosztów kontraktów mocowych.
Wysokość opłaty mocowej zmienia się w zależności od roku oraz grupy odbiorców. Wprowadzono również mechanizmy zachęcające do przenoszenia zużycia energii na godziny poza szczytem, co może obniżać wysokość opłaty.
Zalety
- Zwiększa bezpieczeństwo dostaw energii.
- Stabilizuje system elektroenergetyczny.
- Wspiera modernizację i inwestycje w sektorze energetycznym.
- Może zachęcać do rozwoju technologii elastycznych, np. magazynów energii.
Wady
- Generuje dodatkowe koszty dla odbiorców energii.
- Nie rozwiązuje problemów długofalowej transformacji energetycznej.
Ważne linki:
Obserwuj
Może Cię również zainteresować
Strefy Rozwoju Zrównoważonego Przemysłu (SRZP) – rząd szykuje nowe przywileje dla przemysłu energochłonnego
Nowelizacja Prawa energetycznego ma otworzyć drogę do tworzenia specjalnych stref z preferencyjnymi warunkami energetycznymi dla przemysłu energochłonnego. W piątek, 16 maja 2025 r., opublikowano projekt ustawy w wykazie prac legislacyjnych rządu.
Rewolucja w kształceniu zawodowym. W Siedlcach rusza centrum elektroenergetyki
W Siedlcach otwarto jedno z pierwszych w Polsce Branżowych Centrów Umiejętności branży elektroenergetycznej. Inwestycja powstała w ramach Krajowego Planu Odbudowy. Centrum umożliwi zdobycie nowoczesnych kwalifikacji zawodowych. Udział w uroczystości wzięła wiceminister edukacji Katarzyna Lubnauer.
Elektromobilność przyspiesza: w Polsce już ponad 90 tys. aut całkowicie elektrycznych
Rośnie liczba samochodów elektrycznych w Polsce. Tylko w pierwszych czterech miesiącach 2025 roku przybyło ich o ponad 10,5 tysiąca – to wzrost aż o 36% rok do roku. Na koniec kwietnia flota aut całkowicie elektrycznych (BEV) przekroczyła 90 tysięcy pojazdów – wynika z danych PZPM i PSNM.
Energa inwestuje w 112 MW zielonej mocy na Dolnym Śląsku. Powstaje PV Serby
Energa Green Development przejęła projekt budowy jednej z największych farm fotowoltaicznych w regionie – PV Serby o mocy 112 MW. To kolejny krok spółki w kierunku realizacji celów dekarbonizacyjnych Grupy ORLEN oraz dynamicznego rozwoju lądowych OZE.
Photon Energy i Hyperion Renewables realizują farmę PV o mocy 38 MW w Rumunii
Photon Energy Group i portugalska firma Hyperion Renewables ogłosiły podpisanie kontraktu EPC (Engineering, Procurement and Construction) na realizację farmy fotowoltaicznej o mocy 34 MW w miejscowości Săliște w Rumunii. Trwają także prace nad zwiększeniem jej mocy do 38 MW. To pierwszy projekt z rumuńskiego portfolio Hyperion, który wejdzie w fazę budowy.
PGE szacuje wyniki za I kwartał 2025. Zysk netto wyraźnie powyżej oczekiwań
PGE zaskakuje pozytywnie inwestorów – wstępne wyniki za pierwszy kwartał 2025 roku pokazują wyraźnie lepszą kondycję finansową spółki, niż zakładał rynkowy konsensus. Grupa osiągnęła 4,33 mld zł EBITDA oraz 2,42 mld zł zysku netto.
Komentarze