Trzy alarmy mocowe w miesiąc. Co się dzieje z energetyką w Polsce?
Polskie Sieci Elektroenergetyczne ogłosiły przywołanie na rynku mocy pięciokrotnie, z czego trzykrotnie w tym roku. Czy to powód do niepokoju? Jak powinien być rozwijany rynek mocy i jaką rolę w nim pełnią magazyny energii?
Operator do tej pory ogłosił przywołanie na rynku mocy pięciokrotnie. Trzykrotnie w tym roku, z czego dwa razy tuż po sobie – 4 i 6 sierpnia 2026 r. Poprzednie przywołania odbyły się 30 czerwca 2026 r., 6 listopada 2024 r. i 23 września 2022 r. Ostatnie z nich (6 sierpnia) trwało od godziny 17 do 22. Czy skala powinna niepokoić?
Czym jest przywołanie?
Przywołanie na rynku mocy to mechanizm, który pozwala operatorowi stabilizować sytuację w systemie elektroenergetycznym, gdy pojawia się ryzyko zbyt małej mocy do zapewnienia pracy krajowej energetyki. PSE potrzebują zapasu mocy, który mógłby zostać wykorzystany w nagłej sytuacji.
Przywołanie dotyczy podmiotów, które zawarły umowę w ramach aukcji mocowych. Otrzymują wynagrodzenie za bycie w gotowości oraz za odpowiedź na wezwanie PSE. Z kontraktów mocowych korzystają operatorzy konwencjonalnych elektrowni, elektrowni szczytowo-pompowych czy bateryjnych magazynów energii.
Kolejną grupą, której dotyczy przywołanie, są odbiorcy, jednak tylko ci, którzy zawarli umowę mocową. W przypadku wezwania muszą ograniczyć pobór mocy, za co otrzymują wynagrodzenie. Przywołanie na rynku mocy nie dotyczy odbiorców indywidualnych.
PSE ogłaszają przywołanie na rynku mocy z minimum 8-godzinnym wyprzedzeniem.
Przybywa przywołań
Ustawa o rynku mocy z 8 grudnia 2017 r. weszła w życie 18 stycznia 2018 r. Obowiązek mocowy zaczął być jednak realizowany od 2021 r., kiedy jednostki, które wygrały aukcje z 18 listopada 2018 r., rozpoczęły jego świadczenie.
Tym samym dopiero po roku ogłoszono pierwsze przywołanie na rynku mocy, a kolejne po dwóch latach. Było to pierwsze realne użycie mechanizmu, co wzbudziło uwagę branży.
Kolejne trzy następowały niemalże tuż po sobie: 30 czerwca, 4 sierpnia i 6 sierpnia 2026 r. Wśród przyczyn można wskazać niską wietrzność w określonych dniach. Dodatkowo zbiegły się z remontem Elektrowni Bełchatów i wyłączeniem bloku 858 MW. Polska Grupa Energetyczna wyjaśniła, że prace będą dotyczyć kotła i turbozespołu, ale w trakcie zostaną wykonane również przeglądy i serwis innych instalacji. Bełchatów jest największą elektrownią w Europie zasilaną węglem brunatnym. Remont rozpoczął się 31 lipca 2026 r.
Czy pogoda w połączeniu z remontem elektrowni węglowej zachwiała polską energetyką? Bynajmniej. Przywołania na rynku mocy nie są środkiem nadzwyczajnym, tylko jednym z narzędzi służących do bilansowania systemu elektroenergetycznego. PSE wykorzystują je, gdy nadwyżka mocy jest zbyt niska.
Jak napisał na X Grzegorz Onichimowski, prezes PSE, jest to „normalna praktyka i wykorzystanie czegoś, za co odbiorcy już zapłacili” – odnosił się w ten sposób do opłaty mocowej, która jest zawarta w rachunkach za energię.
W sumie normalna praktyka i wykorzystanie czegoś, za co odbiorcy już zapłacili, ale z drugiej widać że europejskie problemy z mocą są bardzo ograniczone w czasie i 3-5 GW BESS już by im zaradziły, wbrew malkontentom… https://t.co/aomZTDARY0
— Grzegorz Onichimowski (@On58Greg) August 4, 2026
Potrzeba magazynów energii
Do stabilizacji systemu elektroenergetycznego służą nie tylko elektrownie węglowe czy gazowe, ale również wielkoskalowe magazyny energii. Zdaniem prezesa PSE, wystarczy 3–5 GW mocy zainstalowanej w BESS, by odpowiedzieć na europejskie potrzeby bilansowania mocy, z uwagi na ich krótki czas trwania.
Stawia to Polskę przed pewnym wyzwaniem. Polska fotowoltaika rozwinęła się dynamicznie w ostatnich latach. W 2020 r. Polska zbliżała się do 5 GW zainstalowanej mocy w fotowoltaice. Rok później (2021) moc zwiększyła się do około 7,7 GW, by w 2022 r. przekroczyć 12 GW, a w 2023 r. – 17 GW. W 2024 r. moc zainstalowana w fotowoltaice osiągnęła 21,157 GW. W marcu 2026 r. moc zainstalowana osiągnęła 25,9 GW, a obecnie przekracza 27 GW.
Boomowi temu nie towarzyszył jednak równie dynamiczny rozwój wielkoskalowych magazynów energii. Z jednej strony prowadzi to do sytuacji, gdy system musi radzić sobie z nadprodukcją PV i dochodzi do wyłączeń elektrowni fotowoltaicznych. Z drugiej strony, w godzinach wieczornych, gdy produkcja energii przez farmy PV spada, czy wręcz zanika, konieczne jest zastosowanie przywołań na rynku mocy.
Według danych ARE, pod koniec 2025 r. Polska posiadała łącznie 114 418 magazynów energii o sumarycznej mocy 2,337 GW i pojemności 8,85 GWh. Dane uwzględniają nie tylko elektrochemiczne magazyny energii, ale również elektrownie szczytowo-pompowe.
Sektor magazynów energii rozwija się, czego przykładem jest oddanie do użytku największego w Polsce bateryjnego magazynu energii Turośń Kościelna. Instalacja ma moc 200 MW i pojemność 800 MWh. Zlokalizowana jest w miejscowości Iwanówka, w powiecie białostockim, w województwie podlaskim.
– Magazyn energii pozwala oddawać energię do sieci wtedy, gdy inne instalacje nie są w stanie produkować energii. Co prawda, bateria nie jest w stanie sama produkować energii, ale jest w stanie wziąć ją, magazynować i gdy będzie potrzebna, to przekazać ją do sieci – mówiła w rozmowie z Gramwzielone.pl Weronika Nowak, prezes Greenvolt Power.
Spółka finalizuje obecnie analogiczny projekt w Nowej Wsi Ełckiej. Po oddaniu do użytku obu obiektów spółka będzie dysponować łącznie 400 MW mocy i 1,6 GWh pojemności magazynowej w Polsce. Obecnie w Nowej Wsi Ełckiej trwa energetyzacja bateryjnego magazynu energii.
Magazyny energii kontra elektrownie węglowe
Rozwiązanie wydaje się proste: wesprzeć OZE wielkoskalowymi magazynami energii, które ustabilizują system. Jednak po pierwsze, źródła pogodozależne ciągle będą potrzebowały stabilizatora, np. elektrowni gazowych lub jądrowych. A pierwszy prąd z atomu jest przewidziany na 2036 r. Po drugie, branża zastrzega, że zaproponowane przez Ministerstwo Energii ceny referencyjne są skalkulowane głównie pod kątem utrzymania w systemie istniejących jednostek wytwórczych, a nie zachęcenia inwestorów do budowy nowych magazynów bateryjnych.
Do projektu rozporządzenia z 22 lipca 2026 r. w rozmowie z redakcją Gramwzielone.pl odniósł się Tomasz Janiszewski, przewodniczący Sekcji Ekonomiki i Finansowania BESS w Polskim Stowarzyszeniu Magazynowania Energii (PSME). Jego zdaniem aukcje dodatkowe – z definicji oferujące jedynie kontrakty jednoroczne – stanowią mechanizm wspierający, ale rzadko są w stanie samodzielnie zbudować tzw. bankowalność nowych projektów magazynów energii. Inwestorzy planujący nowe instalacje BESS opierali dotąd swoje modele finansowe przede wszystkim na aukcjach głównych, które oferują kontrakty 17-letnie, pozwalające ustrukturyzować finansowanie dłużne dzięki stabilnemu, wieloletniemu strumieniowi przychodów. Mechanizm ten nie działa w przypadku aukcji rocznych.
– Zaproponowane w projekcie rozporządzenia poziomy cen referencyjnych oraz wynikające z nich ceny maksymalne, a także wolumeny mocy, są w naszej ocenie skalkulowane głównie pod kątem utrzymania w systemie istniejących jednostek wytwórczych – powiedział.
Janiszewski zauważa też, że przepisy nie premiują elastyczności magazynów energii. Wynagradzana jest gotowość do dostarczania mocy, a nie to, jak szybko ta moc może zostać przekazana. Tym samym megawat z bloku węglowego, który potrzebuje wielu godzin na rozruch, jest wyceniany identycznie jak megawat z magazynu, zdolnego zareagować na polecenie operatora w ułamku sekundy.
Marcin Karwowski
marcin.karwowski@gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy E-Magazyny Sp. z o.o.
