Spis treści
PSE opublikowało we wtorek szczegółowe wyniki pierwszej aukcji na rynku mocy. Wielkich niespodzianek nie ma, choć jest kilka znaków zapytania.
Przede wszystkim winni jesteśmy Czytelnikom sprostowanie – w tekście pisanym tuż po informacji o wstępnych wynikach aukcji napisaliśmy, że prawdopodobnie w aukcji nie wystartował nowy blok w Turowie. PGE podała bowiem, że zakontraktowała na 15 lat 1994 MW nowych mocy. W rzeczywistości Turów się załapał, nasz błąd wziął się z tego, że dwa bloki w Opolu o nominalnej mocy powyżej 900 MW zostały zgłoszone do aukcji z mocą po 767 MW. Zadziałał tzw. współczynnik korekcyjny.
Kozienice, Turów, Jaworzno i Opole – to nowe elektrownie, które dostaną 15-letnie kontrakty mocowe. W sumie po uwzględnieniu współczynnika to 3627 MW. Do tego dochodzą elektrociepłownie – piętnastoletnią umowę mocową wylicytowało Fortum dla swojej nowej wielopaliwowej elektrociepłowni w Zabrzu (62 MW), a siedemnastoletnią ( z uwzględnieniem bonusu za niską emisję CO2) PGNiG dla elektrociepłowni na Żeraniu (433 MW). Należąca po połowie do Tauronu i PGNiG EC Stalowa Wola ma kontrakt siedmioletni. Ostatnią nową jednostką jest maleńka elektrociepłownia przemysłowa Tauronu o mocy 4,3 MW, planowana dla jednej z kopalń.
Czytaj także: Zastaw pułapkę, zanim sam w nią wpadniesz
Teraz przejdźmy do starych bloków. Kontrakty mocowe dostanie czternaście „trzysetek” należących do PGE. Takich bloków jest Bełchatowie i Opolu w sumie szesnaście, więc nie wiadomo co z pozostałymi dwoma. Dziesięć „trzysetek” dostało kontrakty jednoroczne, a cztery, które na pewno będą modernizowane – pięcioletnie. Poza tym jednoroczny kontrakt dostała oczywiście bełchatowska „osiemsetka”. Spośród należących do PGE „dwusetek” dwie dostały kontrakt pięcioletni, dwie – roczny.
Tauron oprócz Jaworzna i Stalowej Woli ma kontrakty pięcioletnie dla bloku w Łagiszy (380 MW po współczynniku) oraz sześć dla swoich „dwusetek”.
Enea uplasowała na aukcji całą Elektrownię Kozienice i dwa bloki z Połańca. Wszystkie dostały kontrakty pięcioletnie. Reszta – czyli sześć połanieckich dwusetek – zapewne wystartuje w kolejnych aukcjach.
Energa dostała kontrakty pięcioletnie kontrakty mocowe dla trzech bloków starej Elektrowni Ostrołęka oraz roczne na kilka mniejszych jednostek.
ZE PAK wydzielił Pątnów II jako osobną spółkę, która dostała roczny kontrakt na 214 MW. Dwa stare bloki dwusetkowe również mają kontrakty roczne.
Ciekawą taktykę przyjął PKN Orlen, który wystawił dwie swoje elektrociepłownie gazowe – w Płocku i Włocławku. Większa z nich (więc chyba Płock) dostała kontrakt pięcioletni a mniejsza tylko jednoroczny. Trudno powiedzieć, skąd wzięło się odmienne kontraktowanie obu jednostek.
Trzy umowy mocowe dla elektrociepłowni ma też Veolia, z czego dwie siedmioletnie ( zapewne na bloki biomasowe) i jeden kontrakt roczny.
Czytaj także: Rynek mocy i niemocy w Sejmie
Korzystając z uprzejmości Forum Energii publikujemy „torcik” pokazujący szacunkowe wyniki aukcji po pierwszych komunikatach spółek.
DSR poradził sobie nieźle
Nie tylko elektrownie startowały w aukcji, ale także tzw. DSR, czyli przedsiębiorstwa redukujące zapotrzebowanie na prąd, gdy wzywa ich do tego PSE. Otrzymują od operatora wynagrodzenie. W aukcji wystartowali tzw. agregatorzy, czyli firmy, które integrują takie przedsiębiorstwa, załatwiają za nie formalności i pomagają w technikaliach.
Zadowolony może być amerykański koncern Enernoc, który wyrasta na prawdziwego lidera DSR w Polsce. Enernoc zakontraktował 446 MW. Drugie miejsce zajął dotychczasowy krajowy lider tej technologii, należący do Energi Enspirion z wynikiem 150 MW. Reszta to mniejsze jednostki. W sumie DSR zdobył kontrakty ponad 620 MW. Nie wystartował ( bądź nie zdobył kontraktów) francuski Energy Pool, jeden z pionierów tej technologii, który zawarł rok temu strategiczny sojusz z PGE. Coś jednak nie zagrało.
W sumie DSR zdobył kontrakty na ponad 620 MW. Zdaniem Jana Rączki z think-tanku Forum Energii oznacza to spory sukces tej technologii – to więcej megawatów, niż zebrało PSE w ostatnim przetargu przeznaczonym specjalnie dla DSR.
Czytaj także: Rynek mocy – plaster czy panaceum dla polskiej energetyki
Ale wciąż nie do końca jest jasne jak ukształtowała się cena, którą wszyscy zapłacimy za zakontraktowaną moc. Z piątkowego komunikatu PSE wynikało, że będzie się ona mieścić w przedziale między 218,56 zł za kilowat do 240,40 za kilowat rocznie. Wydawało się, że w takiej sytuacji cena będzie raczej oscylować wokół dolnego przedziału, tak sugerowałby mechanizm aukcji. Ale okazało się inaczej. Cena zamknięcia jest tylko o 8 gr niższa niż maksymalna w ostatniej, piątej rundzie. Zdaniem Jana Rączki prawdopodobnie wpływ na to miała strategiczna zagrywka przyjęta przez PGE, która ma największy potencjał wytwórczy i największy wpływ na przebieg aukcji. PGE kończyła aukcję na początku rundy zamiast, jak można się było spodziewać w aukcji tego typu, na końcu. Dzięki temu mogła uzyskać lepszą cenę. Potwierdza to jeden z uczestników aukcji. – Przyjęliśmy taką taktykę dla dwóch naszych bloków i niespodziewanie zdobyły kontrakt, więc najprawdopodobniej tak było.
Polska moc droższa niż brytyjska
Ostateczna cena jest wysoka, wyższa niż oczekiwana. Przy takiej cenie budżet rynku mocy szacowany przez resort energii na 4 mld zł wyniesie 5,4 mld rocznie, co łatwo obliczyć mnożąc 22,7 GW zamówionej mocy przez 240 zł za KW na rok. Choć hurtowa cena prądu może w efekcie lekko spaść, to koszty dla końcowego użytkownika wzrosną o ponad 40 zł za jedną megawatogodzinę. Gospodarstwa domowe odczują to stosunkowo słabo, bo podwyżka w formie opłaty mocowej wyniesie ok. 10 zł miesięcznie. Dużo gorsze będą skutki dla firm, zwłaszcza, że równocześnie rosną ceny prądu na giełdzie.
Cena na rynku mocy jest wyższa niż oczekiwała większość ekspertów, którzy sądzili, że w Polsce powtórzy się sytuacja z Wielkiej Brytanii, gdzie cena w ub. r. wyniosła 22,5 funta czyli ok. 115 zł. Dlaczego tak się stało? Hanns Koenig i Filip Piasecki z firmy konsultingowej Aurora Energy Research, którym w lipcu 2018 r. udało się mniej więcej trafnie wytypować cenę (przewidywali 249 zł) wskazują trzy główne powody.
Po pierwsze – dużo większe potrzeby inwestycyjne polskich elektrowni węglowych ( w UK dominują gazowe), które muszą się dostosować do wyśrubowanych standardów emisji m.in. tlenków azotu, siarki oraz rtęci i chloru. Po drugie – mała konkurencja. PSE zakontraktowało 22,7 GW mocy, a wystartowało 26 GW. Margines tych, którzy się nie załapali wyniósł zaledwie 15 proc. W Wielkiej Brytanii w ostatniej aukcji w 2018 r. operator zamówił 42 GW, a wystartowało 74 GW. Nic dziwnego, że cena wyniosła 8,4 funta. W dodatku polski ustawodawca nie zdecydował się na rozmaite formy promowania małych źródeł, które przyjęto w Wielkiej Brytanii. Ich rezultaty są zresztą kontrowersyjne – w Zjednoczonym Królestwie kontrakty dostawały np. generatory Diesla, co z punktu widzenia środowiska jest zupełnie bez sensu.
Czytaj także: Coraz bliżej synchronizacji krajów bałtyckich z UE
Ale Brytyjczycy wpuścili szeroko na aukcję interkonektory transgraniczne, dzięki czemu tak mocno zbili cenę w 2018 r. Polski ustawodawca uchylił furtkę dla interkonektorów dopiero w przyszłych aukcjach.
Sytuację komplikuje dodatkowo fakt, że Trybunał Sprawiedliwości UE uznał, że zatwierdzony przez Komisję Europejską brytyjski rynek mocy jest niezgodny z unijnymi zasadami pomocy publicznej. Skargę złożyła jedna z zainteresowanych firm. Może to skłonić Komisję do przeglądu wszystkich mechanizmów mocowych, także polskiego, choć był badany dość długo. Polska jest jednak w nieco innej sytuacji, bo naszego rynku mocy póki co nikt nie zaskarżył i nie widać podmiotu, który byłby tym zainteresowany (organizacje ekologiczne nie mają legitymacji prawnej).
Kolejne aukcje już 5 i 21 grudnia. Zdaniem naszych rozmówców ceny powinny być już niższe. Pożyjemy, zobaczymy….
