Spis treści
Mocowa wrzutka do projektu nowelizacji
Projekt nowelizacji Prawa energetycznego (UC84) opublikowano do konsultacji w marcu tego roku, a dotyczy on przede wszystkim reformy procesu przyłączeniowego do sieci. Prace nad nim przebiegały dosyć mozolnie, m.in. z powodu dużej liczby zgłoszonych uwag.
Pod koniec października opublikowano nową wersję projektu, o czym pisaliśmy w artykule pt. Nie będzie aukcji na zwolnione przyłącza do sieci. Przy okazji tej nowelizacji ponownie ożyła też dyskusja dotycząca tego, czy budżet, którym dysponuje URE, przystaje do skali zadań powierzanych regulatorowi.
Zobacz więcej: Biedne URE nie dźwignie transformacji energetycznej
URE potrzebuje nie tylko więcej pieniędzy, ale także gruntownej zmiany sposobu działania
Na tym jednak nie koniec, gdyż istotna „wrzutka” do nowelizacji pojawiła się już na etapie Stałego Komitetu Rady Ministrów, a dokładnie w wersji projektu 3 listopada. Chodzi o nowy artykuł 5. Jego treść jest bardzo zwięzła i brzmi „w ustawie z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz. U. z 2025 r. poz. 610 i 1302) w art. 47 uchyla się ust. 4.”.
Czego dotyczy przepis, który chce uchylić resort energii? W skrócie chodzi o kary, którymi może zostać obciążony podmiot w sytuacji rozwiązania umowy mocowej z powodu braku gotowości do świadczenia obowiązku mocowego przez nową jednostkę wytwórczą.
Minister energii Miłosz Motyka w piśmie skierowanym do sekretarza SKRM, które dotyczyło nowej wersji projektu, w odniesieniu do tej wrzutki stwierdził jedynie, że zmiana następuje „w zakresie złagodzenia kar dla nowych jednostek rynku mocy wytwórczych w celu ograniczenia ryzyka regulacyjnego i przyspieszenia transformacji energetycznej przez budowę nowych niskoemisyjnych jednostek wytwórczych”.
Portal WysokieNapiecie.pl zapytał więc biuro prasowe resortu, skąd taka inicjatywa ME na tym etapie prac nad nowelizacją.
– Proponowane przepisy zostały uwzględnione na wniosek Pełnomocnika Rządu do spraw Strategicznej Infrastruktury Energetycznej. Ich celem jest ograniczenie ryzyka regulacyjnego, które musiałoby być uwzględnione przez uczestników rynku mocy. Ministerstwo Energii, uwzględniając zgłaszane postulaty dotyczące wprowadzania ułatwień dla budowy nowych jednostek wytwórczych, które przyczynią się do przyspieszenia transformacji energetycznej, przyjęło przedmiotową propozycję do procedowanego projektu ustawy UC84 – przekazało nam w odpowiedzi biuro prasowe ME.
Rynek mocy czeka na nowe bloki
Aktualnie projekt jest już na etapie Komisji Prawniczej, więc wkrótce powinien trafić na posiedzenie rządu, a następnie do prac w Sejmie. Według informacji portalu WysokieNapiecie.pl związana z rynkiem mocy wrzutka to przede wszystkim wynik sugestii płynących z największych grup energetycznych, a nie samodzielna inicjatywa działającego w strukturach resortu energii Pełnomocnika Rządu do spraw Strategicznej Infrastruktury Energetycznej.
Motywowana jest ona głównie obawami o plany budowy nowych elektrowni gazowych w kontekście dużego zapotrzebowania na turbiny. Popyt na te urządzenia gwałtownie wzrósł, a rynek dostawców jest podzielony pomiędzy czterech głównych producentów o ograniczonych mocach produkcyjnych.
Zobacz więcej: Kolejka po turbiny do elektrowni gazowych robi się coraz dłuższa
Skutków tej sytuacji można dopatrywać się już w unieważnionych przez Eneę przetargach na budowę dwóch bloków gazowo-parowych w Elektrowni Połaniec o mocy 530-680 MW każdy. Niemniej potencjalni wykonawcy wskazywali tam również na potrzebę wydłużenia terminu składania ofert.
Zobacz więcej: Enea unieważniła przetarg na bloki gazowe w Połańcu
Bardziej miarodajny obraz sytuacji będą mogły dać trwające przetargi PGE na bloki szczytowe (OCGT) w elektrowniach Dolna Odra oraz Rybnik o mocach 600 MW każdy. PGE już kilkukrotnie wydłużała tam terminy składania ofert i obecnie są one przewidziane na 8 grudnia, czyli trzy dni przed aukcją główną rynku mocy na rok dostaw 2030. Grupa chciałaby w niej wystartować z tymi projektami, dlatego liczy na otrzymanie ofert i wydłuża terminy przetargów.
Jeśli jednak tak się nie stanie, to zarówno PGE, jak i Enea, najpewniej będą musiały liczyć na ogłoszenie aukcji dogrywkowej. Jednak na tym planowane inwestycje w bloki gazowe się nie kończą.
Wśród tych już zapowiadanych jest m.in. PGE z projektem OCGT w Ostrowie Wielkopolskim o łącznej mocy nawet 1200 MW. Z kolei Orlen Termika aktualnie prowadzi przetarg na jednostkę o mocy 500 MW w stołecznej Elektrociepłowni Siekierki, choć spółka wskazuje, że jest w stanie zrealizować tę ciepłowniczą inwestycję nawet bez kontraktu mocowego.
Choć przetargów jeszcze nie ogłosił Tauron, to spółka nie wykluczyła możliwości wystartowania w grudniowej aukcji z blokami szczytowymi w elektrowniach Jaworzno (600 MW), Łagisza (400 MW) i Łaziska (400 MW).
Aukcja dogrywkowa daje kontrakt, ale nie więcej czasu na inwestycję
Jeśli chodzi o potencjalną aukcję dogrywkową, to w przypadku ogłoszenia będzie stanowić ona ostatnią szansę na zakontraktowanie nowych inwestycji w ramach obowiązującego mechanizmu mocowego. Wciąż nie wiadomo, jaki będzie kształt nowego rynku mocy na lata dostaw po 2030 roku.
Choć aukcja dogrywkowa daje szansę, aby pozyskać kontrakt mocowy, to trzeba pamiętać, że oznacza ona również skrócenie o kolejne kilka miesięcy dostępnego czasu na realizację inwestycji. Nawet w podstawowym, około czteroletnim wariancie, jest on dosyć krótki. Dlatego doświadczenia pokazują, że dużych bloków energetycznych w takim terminie zasadniczo nigdy nie udaje się oddać do użytku.
Jeśli spojrzymy na efekty dogrywkowej aukcji z lipca tego roku, to w przypadku największej zakontraktowanej tam inwestycji, czyli dwóch bloków gazowo-parowych o mocy 668 MW każdy w Elektrowni Kozienice, już sam kontrakt Enei z generalnym wykonawcą przewiduje, że pierwszy blok zostanie oddany do użytku do końca marca, a drugi do końca czerwca 2029 roku. Natomiast formalnie obowiązek mocowy powinny one już zacząć świadczyć od 1 stycznia 2029 roku.
Energa (grupa Orlen) we wrześniu zawarła umowy z wykonawcami na projekty Gdańsk oraz Grudziądz II o mocy 560 MW każdy. Jako termin oddania do eksploatacji podano w dosyć ogólny sposób, wskazując po prostu 2029 rok.
Jak na razie natomiast brak informacji o wykonawcach i terminach realizacji dla pozostałych, znaczących inwestycji gazowych z aukcji dogrywkowej, czyli projektów Skawina (285 MW, ResInvest), Turek (159 MW, Neo Energy) i Ursus (105 MW, Veolia).
Zobacz więcej: Nowe bloki gazowe zakontraktowane, a kolejna aukcja tuż-tuż
Rybnik z mniejszym, a Adamów większym poślizgiem
Wracając do kwestii terminowej realizacji inwestycji zakontraktowanych w rynku mocy, warto przyjrzeć się tym przedsięwzięciom, które obowiązek mocowy powinny zacząć świadczyć od 1 stycznia 2026 roku oraz 1 stycznia 2027 roku.
W przypadku tego pierwszego terminu na pewno gotowe będą dwie gazowe inwestycje ciepłownicze – oficjalnie oddany do użytku pod koniec ubiegłego miesiąca przez Veolię blok 114 MW w Poznaniu, oraz blok 177 MW w EC Czechnica w Siechnicach koło Wrocławia, gdzie PGE przecięła wstęgę w czerwcu.
Z początkiem 2027 roku obowiązek mocowy Veolia powinna zacząć świadczyć w Łodzi, gdzie powstaje blok gazowo-parowy o mocy 199 MW, ale blok ma zostać oddany do użytku w 2028 roku.
– Jesienią 2025 roku rozpoczęły się prace przygotowawcze do robót budowlanych, w roku 2026 będą prowadzone prace budowlane i montażowe, natomiast w 2027 roku pierwsza energia elektryczna zostanie wyprodukowana i oddana do krajowej sieci elektroenergetycznej. Przekazanie do eksploatacji planowane jest w 2028 roku – poinformował nas Robert Warchoł, dyrektor komunikacji spółki Veolia Energia Łódź.
Od 1 stycznia 2027 roku na rynek mocy powinien też wejść blok gazowo-parowy o mocy 882 MW w Rybniku. Jednak już w sierpniu tego roku PGE podpisała z wykonawcą aneks wydłużający termin realizacji do 6 marca 2027 roku.
– Jest on realny, a prace postępują zgodnie z aktualnym harmonogramem. Należy jednak pamiętać, że podczas tak dużych inwestycji mogą wystąpić zdarzenia nieprzewidziane, jednak na obecną chwilę wszystko postępuje zgodnie z umową – przekazało portalowi WysokieNapiecie.pl biuro prasowe PGE.
– Zaawansowanie prac na projekcie w październiku 2025 roku osiągnęło poziom niemal 80 procent. Wszystkie elementy wielkogabarytowe oraz główne urządzenia technologiczne wraz z układami pomocniczymi znajdują się na budowie, aktualnie trwa finalizacja prac budowlano-montażowych, umożliwiających w drugim kwartale 2026 roku podanie napięcia, a następnie gazu i przeprowadzenie rozruchu.
Świadczenie usługi mocowej od 1 stycznia 2026 roku powinien rozpocząć też budowany przez ZE PAK blok gazowo-parowy o mocy 562 MW w Elektrowni Adamów. Jednak ta inwestycja już od samego początku miała sporą obsuwę w wyborze wykonawcy, a ponadto trudności z finansowaniem. Dlatego w tym przypadku szykuje się solidny poślizg.
– Zgodnie z zaktualizowanym harmonogramem realizacji budowy bloku CCGT, termin oddania jednostki jest zaplanowany na trzeci kwartał 2027 r. i obecnie spółka uważa ten termin za realny. Zgodnie z tym planuje swoje działania w zakresie przygotowania do uruchomienia instalacji. Poziom zaawansowania prac jest zgodny z przyjętym harmonogramem budowy – poinformowała nas Paulina Sakowska-Ludwiczak z biura komunikacji ZE PAK.
Grudziądz i Ostrołęka zbliżają się do finiszu
Ostatnie dwa bloki gazowo-parowe, który z początkiem 2026 roku powinny rozpocząć świadczenie usługi mocowej to te, które Energa buduje w Grudziądzu (563 MW) i Ostrołęce (745 MW). W ostatnim raporcie finansowym za trzeci kwartał 2025 roku Energa podała w przypadku obu inwestycji, że identyfikuje ryzyko niezrealizowania obu projektów w pierwotnych terminach, czyli do końca bieżącego roku.
– Realizacja projektów CCGT Grudziądz i CCGT Ostrołęka, które zaplanowane zostały do rozpoczęcia pracy i świadczenia usług mocowych począwszy od 2026 roku, prowadzona jest w wymagających warunkach, wynikających ze skali i złożoności inwestycji. To efekt m.in. globalnego trendu dynamicznej transformacji i dekarbonizacji wielu gospodarek, który nie pozostaje bez wpływu na tempo prowadzonych prac – czytamy w odpowiedzi z biura prasowego grupy Orlen.
– Dążymy do ograniczenia wpływu niezależnych czynników na harmonogramy i jak najszybszego zakończenia fazy budowy. Jeszcze w tym roku planowane jest przeprowadzenie procesu podania napięcia do rozdzielni potrzeb własnych obu elektrowni, co pozwoli na rozpoczęcie ich zasadniczych czynności rozruchowych, umożliwiających już w perspektywie 2026 roku spełnienie wymogów wynikających z kontraktów mocowych dla tych jednostek – czytamy również.
Orlen przekazał również portalowi WysokieNapiecie.pl, że „priorytetem pozostaje przejęcie obu jednostek do eksploatacji w najwyższym standardzie jakości i niezawodności, tak aby mogły bezpiecznie i stabilnie wspierać krajowy system elektroenergetyczny przez kolejne dekady”.
Grupa wskazuje, że zaawansowanie prac na obu inwestycjach przekracza 90 proc. i trwają już rozruchy.
– Uruchomienie bloku gazowo-parowego to złożona, wieloetapowa procedura obejmująca testowanie tysięcy urządzeń, synchronizację układów mechanicznych, elektrycznych i automatyki oraz stopniowe wprowadzanie instalacji w stany technologiczne zbliżone do przyszłej pracy. To etap, który wymaga najwyższej precyzji, sprawnej koordynacji i pełnej kontroli nad każdym elementem infrastruktury – podkreśla Orlen.
– Jednocześnie trwają przygotowania, by jeszcze w tym roku zasilić rozdzielnie potrzeb własnych jednostek. Jest to istotny krok w kierunku wejścia w kolejny bardziej zaawansowany etap testów technologicznych. We współpracy z wykonawcami obu elektrowni prowadzimy intensywne działania, aby maksymalnie skrócić czas niezbędny do osiągnięcia stabilnej i bezpiecznej pracy bloków oraz przygotować je do świadczenia usług zarówno na rynku mocy jak i rynku energii elektrycznej – zapewnia koncern.
Gazowe bloki energetyczne potrzebują więcej czasu na budowę
Warto też pamiętać, że na latach 2027-2029 na rynek mocy powinny wejść bateryjne magazyny energii z umowami na około 4,3 GW mocy, a łączna moc tych instalacji to przeszło 5 GW. Choć są to znacznie mniej skomplikowane inwestycje niż bloki energetyczne, to jednak dotychczas nie realizowano ich w Polsce na tak dużą skalę. Tymczasem sporą część umów mocowych na baterie pozyskały mniejsze podmioty, czyli mające też mniejsze zdolności finansowe oraz doświadczenie w realizacji projektów.
Magazyny także będą beneficjentami obniżenia kar, choć możliwości ich wyegzekwowania są czysto teoretyczne. Do aukcji startują tworzone przez inwestorów spółki celowe z minimalnym kapitałem i jeśli projekt się posypie, to taką spółkę można bez problemu postawić w stan upadłości. Masa upadłościowa oczywiście nie będzie w stanie pokryć kar.
Wracając jednak do samych bloków, to zapytaliśmy też inwestorów, czy ich zdaniem terminy przewidziane na realizacji inwestycji w nowe jednostki wytwórcze w obecnym mechanizmie rynku mocy są wystarczające, biorąc pod uwagę specyfikę poszczególnych technologii. W opinii Orlenu ta specyfika nie jest w pełni uwzględniona jeśli chodzi o złożoność inwestycji oraz globalne otoczenie.
– W praktyce czteroletni okres pomiędzy wygraniem aukcji a rozpoczęciem obowiązku mocowego jest często niewystarczający, zwłaszcza w przypadku skomplikowanych jednostek gazowo-parowych. Przy tak dużym, globalnym zapotrzebowaniu na technologie gazowe, pozyskanie kluczowych komponentów, realizacja budowy i przekazanie instalacji do eksploatacji często wymagają więcej czasu – ocenił Orlen.
Zobacz też: Największy w Europie plan budowy elektrowni gazowych okrojony o ponad połowę
Zdaniem grupy nowy mechanizm mocowy po 2030 roku powinien być bardziej zróżnicowany i lepiej dostosowany, tak aby odzwierciedlał faktyczne potrzeby systemu elektroenergetycznego oraz różnice pomiędzy technologiami.
– Ważne jest promowanie jednostek o wysokiej elastyczności, sprawności oraz zdolności do szybkiego reagowania na zmiany zapotrzebowania i stabilizowania sieci w warunkach rosnącego udziału źródeł odnawialnych. Mechanizm rynku mocy pozostaje istotnym narzędziem zapewniania bezpieczeństwa dostaw energii, a jego dalszy rozwój powinien wspierać technologie zdolne do odgrywania kluczowej roli w systemie – podkreślił Orlen.
Zdaniem ZE PAK czteroletni okres na realizację tak skomplikowanych projektów inwestycyjnych jak budowa bloków gazowo-parowych jest bardzo ambitny.
– O ile samo przeprowadzenie prac budowalnych w okresie 48 miesięcy jest możliwe, to jednak oznaczałoby, że inwestor de facto musiałby niezwłocznie po wygranej aukcji uruchomić kontrakt na budowę jednostki. Żeby to było możliwe musiałby jeszcze przed aukcją mieć wynegocjowany i podpisany kontrakt, po wygraniu aukcji jedynie formalnie uruchomić prace – wskazała Paulina Sakowska-Ludwiczak z biura komunikacji ZE PAK i zwróciła uwagę na obecne realia inwestycyjne.
– Po pierwsze okresy dostaw kluczowych urządzeń są znacząco wydłużone ze względu na wysoki globalny popyt na turbiny gazowe. Po drugie po latach braku realizacji inwestycji, na rynku polskim widzimy prawdziwy wysyp projektów gazowych, co generuje ryzyko braku odpowiedniej dostępności firm wykonawczych. Po trzecie okres 48 miesięcy zakłada, że sam proces budowy przebiegnie w zasadzie bez żadnych problemów, co w zasadzie prawie nigdy nie ma miejsca – wyliczyła Sakowska-Ludwiczak.
Zaznaczyła również, że termin realizacji nie uwzględnia okresu przygotowania takiego projektu, który można szacować na 3-4 lata. Chodzi o zagwarantowanie warunków przyłączeniowych, dostosowanie miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego, pozyskanie decyzji środowiskowych i pozwolenia na budowę oraz wybranie dostawcy technologii i generalnego wykonawcy.
PGE upomina się elektrownie szczytowo-pompowe
W ocenie PGE harmonogram przeprowadzania aukcji rynku mocy (przede wszystkim aukcji głównej) powinien zostać zmodyfikowany tak, aby mógł uwzględniać czas trwania procesu inwestycyjnego w nowe moce wytwórcze.
– Obecny model, zakładający przeprowadzenie aukcji głównej w grudniu, sprawia, że dostawcy mocy wyłonieni w wyniku ogłoszenia jej wyników, mają w praktyce cztery lata na zakończenie procesu inwestycyjnego, co może okazać się okresem zbyt krótkim, jeśli uwzględnić złożoność samego procesu inwestycyjnego, proces produkcyjny kluczowych urządzeń oraz czas oczekiwania na zgody wydawane przez organy administracji – ocenia PGE.
– Przesunięcie (przyspieszenie) terminu organizacji aukcji głównej, przykładowo na czerwiec, dawałoby uczestnikom dodatkowe pół roku na realizację procesu inwestycyjnego. Zmiana nie wymagałaby dostosowywania obecnie funkcjonujących rozwiązań w zakresie certyfikacji do aukcji głównej – tym samym można by je powielić, ograniczając krąg zmian, co zwiększy pewność co do udziału w procesie podmiotów, które będą zainteresowane udziałem w aukcjach – wyjaśnia grupa.
PGE ma także wyrobiony pogląd na to, jak obecne realia rynku mocy przystają do realizacji inwestycji w poszczególnych technologiach.
– W przypadku jednostek gazowych terminy realizacji inwestycji zakontraktowanych w ramach rynku mocy obarczone są ryzykiem wynikającym z wielu wąskich gardeł, wynikających ze złożoności procesu oraz potencjalnych opóźnień harmonogramowych, co z kolei może sprawić, że wypełnienie operacyjnego kamienia milowego (OKM) w terminie przewidzianym w ustawie stanie się niemożliwe, a inwestor będzie musiał liczyć się z koniecznością zapłaty kary – stwierdza grupa.
– W przypadku bateryjnych magazynów energii terminy wynikające z konieczności realizacji OKM wydają się możliwe do zrealizowania – należy jednak pamiętać, że doświadczenia w tym zakresie są dopiero zbierane w związku z realizacją pierwszego, wielkoskalowego magazynu energii elektrycznej innego niż elektrownie szczytowo-pompowe (ESP) – zaznacza PGE.
Jej zdaniem w przypadku ESP terminy realizacji dostaw mocy „praktycznie z miejsca skreślają realizację tego typu jednostek służących magazynowaniu energii elektrycznej”, bo ich budowa trwa znacznie dłużej niż pięć lat.
– Uwzględnienie w jednym mechanizmie jednostek magazynujących energię (ESP i magazyny) oraz wytwarzających ją spowodowało, że przy spadku kosztów technologii jednostek magazynujących, stały się one konkurencyjne w tym mechanizmie względem jednostek gazowych, zapewniających dyspozycyjną rezerwę mocy dla operatora systemu przesyłowego (OSP) bez względu na warunki pogodowe i możliwość naładowania (aukcja 2028), co OSP mitygował ograniczeniem korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności (KWD) dla magazynów i ESP, ograniczając ich konkurencyjność względem jednostek o niezależnej pogodowo dyspozycyjności – zaznacza PGE.
W opinii grupy pracujące szczytowo jednostki gazowe i bateryjne magazyny energii powinny rozwijać się równolegle, aby w optymalny sposób zapewnić bilansowanie produkcji OZE w cyklu dobowym oraz zapewnić rezerwę na dłuższe okresy braku dostępności produkcji OZE, czy w czasie tzw. dunkelflaute.
– Idealnie byłoby, gdyby powstały dwa równoległe i niezależne mechanizmy mocowe, w których OSP decydowałby, ile danego rodzaju jednostek potrzebuje, aby zapewnić wystarczalność generacji i bezpieczną pracę KSE. Jednocześnie system dla magazynów energii powinien uwzględniać możliwość późniejszego wejścia (wypełnienia OKM) dla ESP, jak również uwzględniać ich dłuższą żywotność w stosunku do magazynów bateryjnych (np. w formie dłuższego kontraktu mocowego niż dla ESP) – podsumowała PGE.
Zobacz również: Elektrownie szczytowo-pompowe zostały zdegradowane w rynku mocy
Gazówki mogą liczyć na pomoc
Na koniec warto przypomnieć, że mocowa wrzutka do projektu nowelizacji Prawa energetycznego nie jest jedynym w ostatnim czasie ułatwieniem dla inwestycji w gazowe bloki energetyczne.
Niedawno resort energii znowelizował też rozporządzenie w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego, dzięki czemu przyłącza gazowe do bloków energetycznych zamiast ich inwestorów będzie mógł budować Gaz-System. To rozwiązanie budziło sprzeciw Urzędu Regulacji Energetyki, który postrzegał je jako m.in. przenoszenie kosztów budowy przyłącza na innych odbiorców gazu. Rozporządzenie opublikowano w Dzienniku Ustaw pod koniec ubiegłego miesiąca.
Zobacz też: URE przeciwny preferencyjnemu przyłączaniu do sieci elektrowni gazowych
Natomiast w ostatnich aukcjach głównych rynku mocy obniżano korekcyjne współczynniki dyspozycyjności dla bateryjnych magazynów energii, aby zmniejszyć ich szanse na pozyskanie umów mocowych w stosunku do bardziej kapitałochłonnych elektrowni gazowych. Ponadto sam mechanizm aukcji dogrywkowej – również z obniżonym KWD dla baterii – wprowadzono właśnie po to, aby pomóc inwestorom bloków gazowych pozyskać kontrakty na rynku mocy.
Zobacz także: Gaz do dechy. Tak pracuje polska energetyka gazowa
