Niemieckie plany rynku mocy, nowelizacja EEG i pakiet przyłączeniowy podniosą, a nie obniżą koszty energii elektrycznej dla przemysłu i odbiorców — wynika z analizy Międzynarodowego Forum Gospodarczego Energii Odnawialnych (IWR) z Münsteru.

Federalna minister gospodarki Katherina Reiche przedstawia pakiet jako gwarancję bezpieczeństwa dostaw, przewidywalności i efektywności kosztowej, pod hasłem „więcej rynku, mniej trwałych dopłat”. IWR twierdzi, że łączny efekt jest odwrotny: sterowanie niemieckim systemem elektroenergetycznym przesuwa się z konkurencyjnego rynku hurtowego w stronę regulowanych monopoli sieciowych i mechanizmów mocowych organizowanych przez państwo.

Operatorzy sieci nie działają w klasycznej konkurencji. IWR przywołuje analizę BNE, według której 18 największych operatorów systemów dystrybucyjnych osiągnęło w 2024 roku średnią ważoną udziałem rynkowym rentowność kapitału własnego na poziomie 30,1 proc. według zasad rachunkowości handlowej. W nowych ramach zyskaliby większy wpływ na to, które instalacje i na jakich warunkach trafią do sieci. Operatorzy mocy gwarantowanej otrzymywaliby wynagrodzenie z rynku mocy ponad przychody rynkowe, podczas gdy odnawialne źródła byłyby bardziej wystawione na rynek, a ich rozwój ściślej wiązany z dostępnymi zdolnościami sieci.

— To nie jest polityka energetyczna zorientowana na przyszłość, lecz przesunięcie sterowania transformacją w stronę podmiotów i modeli przychodowych znacznie mniej narażonych na presję kosztową konkurencyjnego rynku energii — i to z dalekosiężnymi skutkami — powiedział dr Norbert Allnoch, dyrektor zarządzający IWR.

W przypadku nowych projektów wiatrowych pakiet przyłączeniowy przenosi ryzyko ograniczeń sieciowych na operatorów: proponowane zastrzeżenie redysponowania pozwoliłoby na przyłączenie w zamian za rezygnację z rekompensaty finansowej za późniejsze ograniczanie generacji. Planowane są też zmiany w modelu plonu referencyjnego dla wiatru i ostrzejsze limity mocy wprowadzanej z fotowoltaiki. Nowe małe instalacje PV na dachach straciłyby minimalną taryfę EEG i musiałyby samodzielnie sprzedawać energię, co według IWR sprzyjałoby dużym graczom rynkowym. Magazyny energii nadal byłyby obciążane opłatami przyłączeniowymi.

IWR podważa też powszechne przekonanie, że więcej elektrowni gazowych obniża ceny. Zgodnie z zasadą merit order cenę dla wszystkich wyznacza ostatnia jednostka przyjęta w aukcji. Więcej OZE wypycha droższe elektrownie i obniża cenę rozliczeniową; hamowanie rozwoju OZE sprawia, że to gaz częściej wyznacza cenę krańcową. Europejska cena gazu TTF wynosiła w połowie sierpnia 2026 roku około 62,50 euro za MWh, co przy sprawności elektrowni 50 proc. oznacza sam koszt paliwa na poziomie 12,5 centa za kWh. Równoległe odchodzenie od węgla wzmacnia ten efekt, jeśli węgiel zastępowany jest gazem zamiast OZE i magazynami.

Finansowanie rynku mocy ma opierać się na nowej opłacie od 2031 roku, przy szacunkach ministerstwa gospodarki na poziomie 1–3 mld euro kosztów wsparcia mocy w tym roku, ponoszonych przez odbiorców energii. Sama Reiche przyznała, że odczuwalne ulgi nadejdą dopiero w latach 30. IWR postuluje zamiast tego optymalizację całego portfela systemowego — OZE, magazynów, sieci, elastycznego popytu i mocy gwarantowanej — i wskazuje na łączenie OZE z magazynami jako standard w dużych aukcjach. Przypomina, że Ultranet, A-Nord, SuedLink i SuedOstLink mają być gotowe do 2028 roku, co powinno zmniejszyć ograniczenia sieciowe i potrzebę redysponowania.