Spis treści
Kto wystartował w aukcji uzupełniającej na rok dostaw 2026?
Wczorajsza aukcja mocowa umożliwiła elektrowniom węglowym przedłużenie eksploatacji po 2025 roku. Teoretycznie bloki z emisją wyższą niż 550 g na kWh nie mogą po 2025 roku w UE korzystać ze wsparcia na rynku mocy, ale poprzedni rząd wynegocjował jeszcze derogację do 2028 roku. Pierwsza z aukcji uzupełniających – obejmująca dostawy na drugie półrocze 2025 roku – odbyła się w połowie maja.
Natomiast wczorajsza aukcja to pierwsza z trzech aukcji rocznych. Zapotrzebowanie na moc określono w niej na 7017 MW. Rozpoczęła się o godz. 8:00, a zakończyła o 11:30 – w czwartej rundzie. Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale od 324,73 do 365,29 zł/kW/rok.
O nadchodzącej aukcji uzupełniającej oraz szerzej o kwestii transparentności rynku mocy pisaliśmy w środę w artykule pt. Za co płacimy miliardy złotych opłaty mocowej? Fajnie byłoby wiedzieć…
Dokładną cenę, jak i wstępne wyniki, PSE opublikują w ciągu trzech dni roboczych, czyli najpewniej na początku przyszłego tygodnia. Dlatego obecnie oficjalnie o uczestnikach aukcji wiemy tylko tyle, ile podały – z uwagi na obowiązki informacyjne – w komunikatach giełdowych PGE, Tauron, Enea, Energa oraz ZE PAK.
I tytułową niespodzianką jest właśnie ten ostatni. Spółka poinformowała o zakontraktowaniu 409 MW obowiązku mocowego dla bloku nr 9 w Elektrowni Pątnów, czyli ostatniej eksploatowanej przez firmę jednostki węglowej.
Blok ten uruchomiono w 2008 roku i jeszcze w opublikowanym w maju raporcie kwartalnym ZE PAK informował, że według założeń będzie on pracował do momentu zakończenia wydobycia z odkrywki węgla brunatnego Tomisławice, czyli nie dłużej niż do końca pierwszego półrocza 2026 r. Niespodziewanie dla rynku ZE PAK wystawił go jednak do aukcji.
Spółka w maju informowała również o trwających analizach możliwości przystosowania go do spalania gazu. Zaletą takiego rozwiązania ma być niski koszt inwestycji w porównaniu do budowy całkiem nowej elektrowni gazowej. Po modernizacji blok mógłby obniżyć emisyjność poniżej emisyjności 550 g CO2/kWh, co otworzyłoby mu drogę do przyszłych aukcji rynku mocy.
O zakontraktowaniu około 463 MW poinformowała należąca do Orlenu grupa Energa. Spółka podała też, że łączne przychody z tym umów mogą wynieść co najmniej 150 mln zł. Energa obecnie eksploatuje jeszcze trzy bloki klasy 200 MW w Ostrołęce, z czego jeden ma już kontrakty po 2025 roku dzięki obniżającej emisyjność inwestycji we współspalanie biomasy.
Enea przekazała informację o zakontraktowaniu 1761 MW obowiązku mocowego i dodała, że według obecnych przewidywań grupa będzie posiadała nie mniej niż 3705 MW obowiązków mocowych na rok 2026 w ramach kontraktów rocznych.
Jeśli chodzi o PGE, to grupa zakomunikowała zawarcie umów na łącznie 2558 MW. Dodała też, że łączna wielkość umów mocowych zawartych na rok dostaw 2026, wliczając umowy z poprzednich aukcji głównych i dodatkowych, wynosi nie mniej niż 11512 MW.
Z kolei Tauron podał, że należące do grupy jednostki wytwórcze zawarły umowy mocowe na łącznie 1567 MW, co oznacza potencjalne przychody w przedziale od 508,98 do 572,57 mln zł.
Strategia aukcyjna – trzymaj coś w rezerwie
Które bloki nie zdobyły kontraktów mocowych? Tego dokładnie nie wiadomo. Zaczynając od Taurona, to poza komunikatem giełdowym spółka rozesłała też informację prasową, w której podała, że „bloki konwencjonalne należące do grupy” wygrały aukcję, nie precyzując konkretnie, o jakie bloki chodzi. Dodała też, że „praca konwencjonalnych jednostek wytwórczych jest kluczowa dla utrzymania stabilności systemu energetycznego”.
Z kolei cytowany w informacji wiceprezes Piotr Gołębiowski stwierdził, że „aukcja uzupełniająca na 2026 rok to nie tylko istotne zabezpieczenie biznesowe, ale przede wszystkim ważny wkład w budowanie stabilności polskiego systemu elektroenergetycznego”.
Zakontraktowana moc jest jednak znacząco niższa od tej, którą potencjalnie mógłby wystawić Tauron w aukcji.
Z nieoficjalnych informacji portalu WysokieNapiecie.pl wynika, że wśród państwowych grup energetycznych raczej nie zakładano wystawiania wszystkich możliwych jednostek do aukcji. Bardziej celowano w to, aby ogółem wpisać się w ogłoszone zapotrzebowanie na moc. Tak, aby aukcja zakończyła się jak najwcześniej, najlepiej w pierwszej rundzie.
W takim scenariuszu, przy stosunkowo wysokiej cenie, łączne przychody z aukcji pozwoliłyby też znacząco w utrzymaniu tych bloków, które się nie zakontraktowały na 2026 rok. Spółki i tak muszą bowiem zakładać jakąś rezerwę na wypadek awarii czy remontów jednostek z umowami mocowymi. W takim przypadku obowiązek mocowy świadczą bloki, które oficjalnie kontraktów nie mają, służy temu tzw. rynek wtórny.
I tu musimy wrócić do bloku w Pątnowie. Jak powiedział nam jeden z uczestników aukcji, udział ZE PAK był sporym zaskoczeniem. Prawdopodobnie wydłużył on aukcję do czwartej rundy i zbił mocno cenę. Według oczekiwań aukcja miała się skończyć w drugiej rundzie. Kilkaset megawatów, które wypadło z aukcji, to najpewniej DSR.
W przypadku Taurona, jak wynika z branżowych pogłosek, zakontraktować mogły się przede wszystkim „dwusetki” w Jaworznie oraz uruchomiony w 2008 roku blok 460 MW w Łagiszy. One dorzucą się więc do utrzymania mających największe koszty stałe jednostek w elektrowniach Łaziska oraz Siersza.
Zobacz też: Tauron chce przerobić Elektrownię Łagisza na kompensator synchroniczny
Wydaje się, że podobnie kalkulowała PGE w stosunku do swoich elektrowni węglowych. Zakontraktowano w tej aukcji 2,5 GW, ale łączna moc bloków węglowych w grupie to 12,8 GW. Część z nich, np.1800 MW w Opolu i 400 MW w Turowie ma kontrakty wygasające w 2033 roku. Jeśli, jak podaje spółka, kontrakty mocowe na 2026 rok obejmują w tej chwili łącznie 11,5 GW, a do tego należy też doliczyć 1400 MW gazówek w Dolnej Odrze, czy też elektrownie wodne oraz DSR. Z prostego wyliczenia widać, że spółka też założyła sobie „rezerwę” mocy na rynek wtórny.
Z naszych informacji wynika natomiast, że najmniejszy problem ma Enea, której miało udać się zakontraktować wszystkie osiem bloków klasy 200 MW w Elektrowni Kozienice. Z kolei w Elektrowni Połaniec jeden z bloków ma nie mieć umowy mocowej od 2026 roku, ale i tak jest on traktowany przez spółkę jako jednostka rezerwowa. Natomiast pozostałe bloki w Połańcu mają umowy roczne na kolejne lata dzięki obniżającej emisyjność inwestycji we współspalanie biomasy.
Moc uratują substytutki
Pytanie zatem, co stanie się z takimi jednostkami, które nie będą miały zagwarantowanego finansowania, co powinno skutkować ich wyłączeniem z powodów ekonomicznych? Potencjalnymi kwestiami dotyczącymi bezpieczeństwa energetycznego też pewnie dałoby wykazać potrzebę dalszego utrzymania niektórych bloków, co widzieliśmy ubiegłej jesieni w kwestii Rybnika.
PSE wciąż obawia się luki mocowej, która wystąpi po zamknięciu bloków węglowych, jeśli na ich miejsce w odpowiednim czasie nie wejdą nowe, dyspozycyjne moce, co widzieliśmy ubiegłej jesieni przy próbie zamknięcia bloków w Rybniku. Do tego dochodzą realia polityczno-społeczne – zamknięcie każdego bloku wywołuje spore obawy lokalnych społeczności.
Czytaj też: PGE podgrzała atmosferę w Dolnej Odrze, a co czeka Rybnik?
Teoretycznie art. 40. 1. ustawy Prawo energetyczne przyznaje odpowiednie kompetencje w takiej sytuacji Urzędowi Regulacji Energetyki. Przepis ten wskazuje, że „Prezes URE może nakazać, w drodze decyzji, przedsiębiorstwu energetycznemu, w tym także w upadłości, dalsze prowadzenie działalności objętej koncesją przez okres nie dłuższy niż 2 lata, jeśli wymaga tego interes społeczny”.
Gdy jesienią ubiegłego roku pisaliśmy o wspomnianych wcześniej zawirowaniach związanych z Dolną Odrą i Rybnikiem, to URE odpowiadało nam, że „wykorzystanie takich uprawnień nie jest obecnie rozważane, gdyż bloki węglowe niespełniające wymogów emisji CO2 będą mogły wziąć udział w planowanych aukcjach uzupełniających na lata 2026-2028”.
Artykuł 40 jest jednak ułomny, bo nie wiadomo w jakim dokładnie trybie URE podejmuje taką decyzję, a także w jaki sposób takie elektrownie są finansowane – czy uczestniczą w rynku, czy też stoją w rezerwie? Przepisy i źródła finansowania musiałyby zostać doprecyzowane, podobnie jak kwestia pomocy publicznej – Niemcy uzgodnili podobny schemat z KE.
Ale według naszych informacji rząd i PSE myślą nad innym rozwiązaniem, które roboczo nazywa się bardzo ładnie: „substytucja mocy”.
Mechanizm ma wyglądać tak: spółka, która wybuduje nową jednostkę gazową lub biomasową, będzie mogła – do czasu oddania tej jednostki – dostać pieniądze na utrzymanie starego bloku węglowego. Tak, aby pracował w systemie jeśli będzie potrzebny.
Pomysł wymaga jednak dogrania szczegółów – np. uzgodnienia tego, czy jednostki mają być zamieniane „megawat za megawat”, czy też możliwe będzie zastąpienie węglowej dwusetki mniejszą gazówką. Bloki gazowe będą działać w latach 30. jako jednostki szczytowe, około 1500 godzin rocznie. Część energetyków, z którymi rozmawialiśmy, uważa, że nie ma sensu budować w proporcji 1:1.
„Substytucję mocy” trzeba też przede wszystkim uzgodnić z KE – podobnie jak pozostałe elementy pomocy dla energetyki konwencjonalnej: wydłużenie klasycznego rynku mocy oraz płatności za usługi systemowe dla PSE (np. elastyczność).
Uzgodnienie czegoś nowego z KE jest niezbędne, bo wiceminister energii Wojciech Wrochna, odpowiadając w poniedziałek na pytanie portalu WysokieNapiecie.pl wyjaśnił, że kolejna derogacja dla bloków węglowych po 2028 roku już nie wchodzi w grę. Trzeba szukać zatem innych mechanizmów wsparcia i źródeł ich finansowania.
Oprócz „substytucji” teoretycznie możliwa jest klasyczna i przewidziana w unijnych przepisach rezerwa zimna, którą w tym roku wprowadzają u siebie Szwedzi, głównie dla pracujących szczytowo zimą bloków olejowych. Rząd na razie skupia się na swoim pomyśle, bo zapewnia on nie tylko utrzymanie starych bloków, ale daje też zachętę do budowy nowych. Wynegocjowanie tego z Brukselą nie będzie jednak prostym zadaniem.
Ale KE też zapewne zdaje sobie sprawę, że jeśli będzie zbyt uparta, to kolejny polski rząd może pójść na tzw. rympał, czyli wydzielenie potrzebnych, ale nierentownych bloków węglowych do osobnych spółek i powtórzenie casusu prywatnej EC Będzin, która po prostu przestała płacić za uprawnienia do emisji CO2, dzięki czemu utrzymuje się finansowo na powierzchni.
Rząd może też po prostu dołożyć elektrowniom kasy na CO2, jak to kilka lat robią Rumuni w elektrowni węglowej Oltenia, choć tam KE ex post wyraziła zgodę.
W dziedzinie inżynierii finansowej można zresztą znaleźć również inne pomysły – np. ogłoszenie upadłości takiej spółki z blokami węglowymi, co daje bardzo duże pole manewru, bo przepisy można tak ustawić, że elektrownia w upadłości nie będzie musiała regulować wszystkich swoich należności publicznoprawnych, tzn. kupować uprawnień do emisji CO2.
Kolejne ekipy, które będą chciały iść „na zwarcie” z Brukselą mają więc bardzo wiele możliwości. A zanim Bruksela skończy swoje procedury i zażąda zwrotu pomocy, to elektrownia przestanie być potrzebna. Wtedy ją się zamknie i pomocy publicznej nie będzie miał kto zwracać.
To jednak wariant, którego nikt w rządzie na razie nie rozważa.
Czytaj także: Scenariusz dla elektrowni węglowych jest już gotowy
