Spis treści
Wyniki aukcji głównej na rok dostaw 2030
W poniedziałek PSE podały wstępne wyniki tegorocznej aukcji głównej rynku mocy. Dzięki temu można szerzej przeanalizować kluczowe rozstrzygnięcia, gdyż w ubiegłym tygodniu można było bazować głównie na oficjalnych komunikatach spółek notowanych na giełdzie. O pierwszych ustaleniach pisaliśmy w artykule pt. PGE i Tauron wybudują szczytowe elektrownie gazowe.
Jednak na wstępie trzeba zastrzec, że niestety w publikowanych wynikach PSE nie uwzględniają informacji, które wprost wskazywałyby technologię zakontraktowanych źródeł – do tych informacji trzeba stopniowo dochodzić analizując zawarte umowy, przy czym nie można wykluczyć pewnego marginesu błędu.
Co zatem wiemy na pewno? Na rok dostaw 2030 PSE zakontraktowały prawie 6888 MW, z czego 992 MW dotyczą umów zagranicznych. Aukcja zakończyła się w drugiej rundzie, a cena zamknięcia dla źródeł krajowych wyniosła 465 zł za kW/rok.
Dla strefy profilu synchronicznego (Niemcy, Czechy i Słowacja) było to 78 zł, Litwy 418 zł, a Szwecji 445 zł. Umowy mocowe zostały zawarte pod warunkiem zawieszającym do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, co powinno nastąpić w styczniu.
Jeśli chodzi o zawarte przez PSE umowy, to na nowe jednostki wytwórcze przypada 3056 MW, a kolejne pozycje zajmują jednostki redukcji zapotrzebowania (DSR) z wynikiem 1311 MW, jednostki zagraniczne (992 MW) oraz jednostki modernizowane (845 MW) i istniejące (683 MW).
Spośród dostawców DSR najwięcej umów przypada na Enel X Polska (777 MW), a następnie na należącą do Energi spółki Enspirion (450 MW), PGE (47 MW) oraz producenta agregatów prądotwórczych – firmę Fogo (30 MW) i Zakłady Górniczo-Hutnicze Bolesław (5 MW).
Wśród dostaw zagranicznych najwięcej (378 MW) przypada na Czechy, w tym 320 MW na ČEZ, a 58 MW na spółkę Sokolovská uhelná. Następnie są Niemcy (Uniper Kraftwerke) – 249 MW, Szwecja (Sydkraft Hydropower) – 176 MW, Litwa (Ignitis) – 148 MW oraz Słowacja (Slovenské elektrárne) – 50 MW.
Najwięcej ciekawości wzbudzają oczywiście kontrakty dotyczące nowych jednostek wytwórczych, bo to przede wszystkim do budowy nowych źródeł miał według swoich pierwotnych założeń zachęcać mechanizm rynku mocy.
Z wyliczeń portalu WysokieNapiecie.pl wynika, że w technologiach gazowych zakontraktowano obowiązki mocowe na łącznie 2349 MW w ramach umów 15-letnich, a 685 MW przypada na bateryjne magazyny energii w umowach 17-letnich.
Nie tylko PGE i Tauron chcą stawiać elektrownie gazowe
Jak już informowaliśmy w ubiegłym tygodniu wśród zakontraktowanych jednostek gazowych znajdują się dwie umowy PGE na blisko 1,1 GW, które dotyczą bloków szczytowych OCGT, czyli w otwartym cyklu turbiny gazowej, w elektrowniach Dolna Odra i Rybnik – po 600 MW każdy.
W minionym tygodniu PGE otworzyła też oferty na te inwestycje. W obu przetargach jedyne oferty złożyło konsorcjum Polimeksu Mostostalu i Siemensa. OCGT w Rybniku wyceniły one na 1,464 mld zł oraz 494 mln euro, a w Dolnej Odrze na 1,482 mld zł oraz 482 mln euro. Budżet zamawiającego dla obu postępowań wynosi po 2,817 mld zł. Wszystkie podane kwoty to kwoty brutto.
Również w ubiegłym tygodniu informowaliśmy, że Tauron zakontraktował 538 MW obowiązków mocowych dla projektu bloku szczytowego OCGT o mocy około 600 MW w Jaworznie. Przetargów na to przedsięwzięcie jeszcze nie ogłoszono.
Zobacz więcej: PGE i Tauron wybudują szczytowe elektrownie gazowe
Jednak z pełnych wyników aukcji dowiadujemy się jeszcze, że wśród zawartych umów są także dwie umowy po 355 MW każda, które dotyczą spółek należących do Vortex Energy Polska, czyli firmy będącej od 2022 roku częścią międzynarodowego koncernu paliwowo-energetycznego Vitol.
Te same spółki celowe można odnaleźć również wykazie instalacji planowanych do przyłączenia do sieci przez PSE. Przyłącza o mocach po 387 MW każde dotyczą silników gazowych oraz punktów przyłączenia w stacjach elektroenergetycznych Jarosław oraz Pelplin. Z informacji portalu WysokieNapiecie.pl wynika jednak, że nie jest jeszcze ostatecznie przesądzone w jakiej technologii gazowej zostaną zrealizowane obie elektrownie.
Niekorzystne parametry nie odstraszyły magazynów energii
Jeszcze większym zaskoczeniem wydaje się być zakontraktowanie w aukcji około 685 MW obowiązków mocowych dla bateryjnych magazynów energii. Dla przypomnienia korekcyjny współczynnik dyspozycyjności (KWD) dla tej technologii wynosił w aukcji zaledwie 13,4 procent.
KWD to kluczowy parametr pod kątem uczestnictwa w aukcjach rynku mocy, gdyż określa on, jaka część maksymalnej mocy danej jednostki może zostać zaoferowana w aukcji. Od tego zależy więc, jakie potencjalnie można uzyskać wsparcie. Dla porównania dla technologii gazowych było to ponad 90 procent.
Oznacza to więc, że potencjalna moc całkowita magazynów energii, które pozyskały obowiązki mocowe w tegorocznej aukcji głównej, może wynieść przeszło 5 GW.
W minionym tygodniu o zakontraktowaniu 135 MW obowiązków mocowych dla magazynów energii informował już R.Power. Według szacunków portalu WysokieNapiecie.pl, bazujących na analizie struktury właścicielskiej spółek, które zakontraktowały umowy mocowe, najwięcej obowiązków dla baterii przypada na grupy Futureal Energy Partners (200 MW) oraz European Energy (194 MW).
Poza podium najwięcej zakontraktowały jeszcze m.in. Grenergy Renovables (70 MW), Pro Vento Energia (66 MW), PGE (44 MW), Econergy Poland (33 MW), IB Vogt (24 MW), Axpo Polska (11 MW) i Tauron (7 MW).
Zobacz również: Do kogo trafią miliardy złotych wsparcia na magazyny energii?
Czy nim przyjdzie nowy rynek mocy będzie jeszcze dogrywka?
Przypomnijmy jeszcze, że wśród dużych umów, o czym pisaliśmy już w ubiegłym tygodniu, jest m.in. 661 MW dla współspalania biomasy w węglowych blokach klasy 200 MW w Elektrowni Połaniec. Biomasa pozwala obniżyć emisyjność tych jednostek poniżej 550 g CO2/kWh i dzięki temu możliwe jest ich dłuższe uczestnictwo w rynku mocy.
Enei nie udało się jednak wystartować z aukcji z kluczowym projektem, czyli budową dwóch bloków gazowo-parowych w Połańcu o mocy 530-680 MW każdy. W przetargach na ten projekt nie wpłynęły żadne oferty.
Potencjalną szansą dla tej inwestycji, ale też dla innych jednostek gazowych, w ramach rynku mocy na obecnych zasadach może być jeszcze potencjalna aukcja dogrywkowa.
Zgodnie z tegoroczną nowelizacją ustawy o rynku mocy aukcja dogrywkowa jest organizowana w przypadku, gdy po przeprowadzeniu aukcji głównej na dany rok dostaw operator systemu przesyłowego (PSE) zidentyfikuje problem z wystarczalnością zasobów wytwórczych.
W takiej sytuacji operator przekazuje ministrowi właściwemu do spraw energii oraz Prezesowi URE rekomendację dotyczącą potrzeby przeprowadzenia aukcji dogrywkowej wraz z uzasadnieniem oraz propozycją parametrów. Minister energii, po dokonaniu oceny ww. dokumentów może określić, po zasięgnięciu opinii Prezesa URE, parametry aukcji dogrywkowej. Pierwszą aukcję dogrywkową zorganizowano w lipcu 2025 roku.
Zobacz więcej: Nowe bloki gazowe zakontraktowane, a kolejna aukcja tuż-tuż
Nie wiadomo jeszcze, czy PSE zgłosi potrzebę zorganizowania kolejnej dogrywki w przyszłym roku. Jeśli do tego nie dojdzie, to zarówno Połaniec, jak i inne inwestycje, będą musiały oczekiwać na wdrożenie nowego mechanizmu rynku mocy na lata dostaw po 2030 roku.
