Rynek mocy i DSR — co to jest i jak firma może na nim zarabiać

Rynek mocy to mechanizm, w którym Polskie Sieci Elektroenergetyczne kupują z kilkuletnim wyprzedzeniem gotowość do dostarczenia mocy w godzinach, gdy w systemie może jej zabraknąć. Płacą za to wszyscy odbiorcy w opłacie mocowej. Firma, która potrafi na kilka godzin ograniczyć pobór z sieci, może jednak stanąć po drugiej stronie i zarabiać jako jednostka redukcji zapotrzebowania, czyli DSR. Wyjaśniamy, jak to działa, ile realnie płaci rynek, jakie są wymagania i gdzie w umowach z agregatorami kryją się ryzyka.

Rynek mocy — co to jest

Podstawą jest ustawa z 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy. Jej celem jest bezpieczeństwo dostaw energii w średnim i długim terminie. Przedmiotem handlu nie jest energia, tylko obowiązek mocowy — zobowiązanie do pozostawania w gotowości przez cały okres dostaw i do dostarczenia określonej mocy w okresach przywołania, czyli godzinach, w których nadwyżka mocy w systemie spada poniżej wymaganego poziomu.

• PSE jako operator systemu przesyłowego certyfikuje jednostki, przeprowadza aukcje, prowadzi rejestr i ogłasza okresy przywołania.
• Prezes URE ogłasza ostateczne wyniki aukcji, stawki opłaty mocowej i stawkę kary za niewykonanie obowiązku.
• Zarządca Rozliczeń S.A. co miesiąc wypłaca dostawcom mocy wynagrodzenie z pieniędzy zebranych w opłacie mocowej.

Obowiązki mocowe oferują elektrownie, magazyny energii, moce zagraniczne oraz jednostki redukcji zapotrzebowania — odbiorcy, którzy zamiast wytwarzać, czasowo zmniejszają pobór.

Aukcje główne, dodatkowe i uzupełniające

• Aukcja główna — na cały rok dostaw, przeprowadzana w grudniu, pięć lat wcześniej. Ustawowy harmonogram kończy się na aukcji z 11 grudnia 2025 r. na rok 2030 (stan prawny na 12.10.2026).
• Aukcje dodatkowe — na poszczególne kwartały, w pierwszym kwartale roku poprzedzającego dostawy; na 2027 r. odbyły się 26 marca 2026 r.
• Aukcja uzupełniająca — wprowadzona w 2025 r. dla okresów dostaw do 2028 r., gdy moc z wcześniejszych aukcji nie wystarcza; na 2027 r. PSE przeprowadziły ją 3 września 2026 r.

Aukcja ma rundy z malejącą ceną — od ceny maksymalnej w dół, aż podaż zrówna się z zapotrzebowaniem. Nowe elektrownie i magazyny mogą zawierać umowy nawet na 15–17 lat, a jednostki redukcji zapotrzebowania zwykle na jeden okres dostaw: rok albo kwartał.

PSE i rynek mocy — ile płacą ostatnie aukcje

Ceny zamknięcia z ostatnich aukcji wg informacji Prezesa URE (ceny w zł za kW obowiązku na rok):

Wynagrodzenie liczy się za godziny, w których może wystąpić okres przywołania, więc przy umowie kwartalnej dostajesz mniej więcej jedną czwartą ceny rocznej. Rynek najwyżej wycenia moc zimą, ale przywołania z czerwca i sierpnia 2026 r. (opisane niżej) pokazują, że jednostka z umową roczną musi być gotowa także latem.

Przykład (liczby założone): jednostka DSR z obowiązkiem 1 MW w aukcji głównej po 465,02 zł/kW/rok oznacza 465 020 zł rocznie dla dostawcy mocy, czyli agregatora. Ile trafi do zakładu, który faktycznie redukuje pobór, zależy wyłącznie od umowy z agregatorem.

DSR — jak firma zarabia na redukcji poboru

Ustawa pozwala ograniczać pobór z sieci na trzy sposoby: wyłączając lub przesuwając odbiory (sterowany odbiór), uruchamiając własne źródło albo rozładowując magazyn energii za licznikiem. Jednostka rynku mocy musi mieć jednak co najmniej 2 MW, a grupa jednostek redukcji — od 2 do 50 MW. Większość zakładów wchodzi więc na rynek przez agregatora, który łączy wielu odbiorców w jedną jednostkę i występuje jako dostawca mocy.

• Agregator musi być wpisany do jawnego wykazu agregatorów prowadzonego przez Prezesa URE (art. 5b4 Prawa energetycznego).
• Umowa agregacji nie wymaga zgody sprzedawcy energii ani operatora. Jeden punkt poboru może mieć tylko jednego agregatora, a operator musi umożliwić jego zmianę w ciągu 24 godzin (art. 5a1).
• Redukcję liczy się dla każdej pełnej godziny jako różnicę między profilem bazowym a faktycznym poborem we wszystkich punktach pomiarowych jednostki.

Profil bazowy to zwykle średnia z 10 poprzednich dni roboczych dla danej godziny — z odrzuceniem wartości najwyższej i najniższej — skorygowana o pobór w trzeciej, czwartej i piątej godzinie przed pierwszą godziną redukcji (korekta maksymalnie 20%). Alternatywą jest profil planowany: dostawca zgłasza plan poboru do 18:00 dnia poprzedniego i musi trzymać średni błąd do 15%. Praktyczny wniosek: jeśli w dniach poprzedzających zakład pracował słabiej, profil bazowy jest niski i „wykonana” redukcja wychodzi mała, choć maszyny zostały wyłączone.

Usługi Systemowe poza rynkiem mocy

• Interwencyjna Redukcja Poboru (IRP) i Interwencyjne Zwiększenie Poboru (IZP) — odpłatne usługi na polecenie PSE. W naborze na okres 1.04.2026–31.03.2027 wnioski można składać do 28 lutego 2027 r.; odbiorcy z co najmniej 1 MW świadczą je bezpośrednio, mniejsi — przez pośrednika; wymagany jest certyfikat obiektu redukcji (ORed).
• Rynek bilansujący — odbiorcy i magazyny energii mogą w nim uczestniczyć od 2021 r., a po reformie z 14 czerwca 2024 r. próg udziału obniżono z 1 MW do 0,2 MW, mniejsi uczestnicy mogą łączyć się w grupy, a PSE kupują nie tylko energię, ale też moce bilansujące (rezerwy).

Nie wszystko da się łączyć: jednostka nie może wejść do rynku mocy, jeśli w tym samym roku świadczy PSE usługę o charakterze zbliżonym do obowiązku mocowego — wykaz takich usług publikuje Prezes URE.

Wymagania: pomiar, test, demonstracja, kary

• Pomiar. Redukcję rozlicza się z danych godzinowych z liczników na styku z siecią; przekazuje je operator systemu dystrybucyjnego. Bez układu pomiarowego z rejestracją profilu nie ma czego rozliczyć.
• Test zdolności redukcji. Niepotwierdzona jednostka musi go przejść najpóźniej miesiąc przed okresem dostaw: ciągła redukcja przez co najmniej godzinę. Wynik od 80% jest pozytywny; przy 50–80% można na wniosek zachować udział, ale z odpowiednio niższym obowiązkiem i wynagrodzeniem (art. 53).
• Demonstracja co kwartał. Jedna godzina redukcji co najmniej równej najwyższemu obowiązkowi w kwartale albo pozytywny testowy okres przywołania. Brak demonstracji oznacza zwrot wynagrodzenia za cały kwartał (art. 67).
• Okresy przywołania. Mogą wystąpić tylko między 7:00 a 22:00 w dni robocze, a PSE ostrzegają co najmniej 8 godzin wcześniej (rozporządzenie z 13 września 2024 r.). W 2026 r. PSE ogłosiły je m.in. 30 czerwca (18:00–22:00), 4 sierpnia (17:00–19:00) i 6 sierpnia (17:00–22:00).
• Kary. Kara to niewykonany obowiązek w MWh razy jednostkowa stawka — w 2026 r. 6 864,30 zł/MWh. Roczna suma kar dla jednostki może sięgnąć dwukrotności iloczynu jej największego obowiązku i najwyższej ceny zamknięcia aukcji na dany rok, a miesięczna — jednej piątej tej kwoty (art. 59).
• Limit emisji. Jeśli redukcja opiera się na własnym agregacie spalinowym, jednostka musi mieścić się w limicie 550 g CO₂ z paliw kopalnych na kWh.

Przykład (liczby założone): jednostka z obowiązkiem 1 MW nie zredukowała poboru podczas pięciogodzinnego przywołania. Przy pełnym obowiązku kara wynosi 5 MWh × 6 864,30 zł = 34 321,50 zł — ok. 7% rocznego wynagrodzenia z przykładu wyżej. Obowiązek skorygowany przez PSE może być niższy od pełnego, ale nigdy wyższy.

Umowa z agregatorem — na co uważać

Pieniądze z rynku mocy trafiają do agregatora, a zakład dostaje swoją część na podstawie umowy. To w tej relacji powstaje większość sporów.

• Podział wynagrodzenia i terminy płatności. Sprawdź, od jakiej kwoty liczony jest Twój udział, kiedy jest wypłacany i co się dzieje, gdy agregator straci płynność.
• Przenoszenie kar w grupie. Jednostka złożona z wielu odbiorców ma jeden łączny profil bazowy. Umowa powinna jasno mówić, czy płacisz tylko za własne niewykonanie, czy także za innych.
• Metoda liczenia redukcji i dostęp do danych. Kto wyznacza profil bazowy, na jakich danych i czy możesz to zweryfikować.
• Rodzaje wezwań. Okres przywołania PSE, test, demonstracja i wezwania w ramach innych usług to różne zdarzenia. Umowa powinna je rozróżniać, limitować liczbę godzin i określać wynagrodzenie za każde z nich.
• Okres zobowiązania i wyjście. Agregatorzy wygrywają aukcje z kilkuletnim wyprzedzeniem, często jako jednostki niepotwierdzone. Sprawdź, na które lata się zobowiązujesz, czy umowa przedłuża się automatycznie i jakie kary grożą za wcześniejsze rozwiązanie.

Jeśli agregator nie płaci, nalicza kary albo wzywa do redukcji bez wyraźnej podstawy, zobacz, jak działa pomoc prawna w sprawach DSR.

Rola magazynu energii w rynku mocy i DSR

Magazyn energii może wejść na rynek mocy na dwa sposoby: jako samodzielna jednostka wytwórcza albo jako element jednostki redukcji zapotrzebowania — przepis wprost wymienia magazyn wraz z instalacjami odbiorcy. Różnicę widać w parametrach aukcji: w aukcji głównej na 2030 r. korekcyjny współczynnik dyspozycyjności wynosił 13,39% dla magazynów akumulatorowych i 100% dla jednostek redukcji zapotrzebowania (w aukcjach dodatkowych na 2027 r. — 95% i 100%). Współczynnik określa, jaką część mocy można zaoferować jako obowiązek.

Magazyn za licznikiem zmniejsza pobór z sieci, a jeśli umowa dystrybucyjna pozwala oddawać energię do sieci, ujemny pobór też liczy się jako redukcja. Trzeba jednak pamiętać o trzech ograniczeniach:

• Czas trwania. Przywołanie 6 sierpnia 2026 r. trwało pięć godzin — magazyn o krótszym czasie rozładowania nie utrzyma redukcji do końca.
• Profil bazowy. Jeśli magazyn na co dzień rozładowuje się w tych samych godzinach (arbitraż, opłata mocowa, ścinanie szczytów), profil bazowy jest już niższy i dodatkowa redukcja wychodzi mniejsza.
• Rezerwa energii. Przed ogłoszonym okresem przywołania magazyn musi być naładowany, a sterowanie musi pogodzić DSR z pozostałymi zadaniami — o tym, dlaczego to wymaga EMS, piszemy w artykule Magazyn energii bez EMS.

Dobór magazynu z uwzględnieniem przychodów z Usług Systemowych opisujemy w tekście Magazyn energii w zakładzie produkcyjnym i na stronie przemysłowych magazynów energii.

Czy DSR ma sens w Twojej firmie — krok po kroku

1. Lista odbiorów do wyłączenia. Które urządzenia można zatrzymać albo przesunąć na kilka godzin w dzień roboczy bez szkody dla produkcji: piece, sprężarki, chłodnie, pompy, ładowanie pojazdów, a także agregat lub magazyn.
2. Analiza profilu. Na danych godzinowych lub 15-minutowych sprawdź, ile MW realnie da się zredukować i jak stabilny jest pobór w godzinach 7–22 — od tego zależy profil bazowy.
3. Koszt redukcji. Porównaj przychód z kosztem utraconej produkcji, przestawienia zmian i ryzykiem kar.
4. Oferty kilku agregatorów. Sprawdź ich wpis w wykazie URE i porównaj nie tylko udział w przychodach, ale całą konstrukcję umowy.
5. Procedura w zakładzie. Kto odbiera wezwanie, w jakim czasie i według jakiej instrukcji wyłącza odbiory — przetestuj ją przed pierwszym przywołaniem.

Udostępnij artykułLinkedInFacebook