Rynek mocy ma nam zapewnić bezpieczeństwo energetyczne. Elektrownie, które nie mogą pokryć swoich kosztów na „gołym” rynku energii, startują w aukcjach organizowanych przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne i podpisują kontrakty w ramach których zobowiązują się być gotowym na dostarczanie mocy potrzebnej w systemie przez 24 h na dobę, zwłaszcza wtedy gdy nie mogą jej dostarczyć źródła odnawialne. Rynki mocy są coraz popularniejsze w UE, w sytuacji w której tanie źródła OZE powodują, że cena hurtowa spada, a elektrownie konwencjonalne mają coraz mniejszy kawałek tortu. Koszty rynku mocy zobaczymy już w 2021 r. na naszych rachunkach, dla gospodarstw domowych będzie to ok. 10 zł miesięcznie, główny ciężar spadnie na przedsiębiorstwa i instytucje, które zresztą zużywają 75 proc. prądu w naszym kraju.
Według Komisji Europejskiej, która zatwierdziła rynek mocy jako pomoc publiczną, koszt rynku mocy oceniany był przez polski rząd od 100 tys. do 180 tys. zł za MW na rok. W rzeczywistości w żadnej aukcji cena nie była tak niska. W pierwszej (na 2021 r.) cena przekroczyła 240 tys. zł, na kolejne lata wyniosła nieco ponad 200 tys. zł.
Kto ile dostanie i za co?
W czwartej aukcji przeprowadzonej 6 grudnia padł rekord. Cena wyniosła 259.870 zł za MW rocznie. Największą nową elektrownią, która wygrała aukcję mocową jest Dolna Odra. Planowane przez PGE dwa bloki gazowe po 700 MW każdy dostały 17-letnie kontrakty. Ale nowych bloków jest mało, poza PGE tylko dwie niewielkie jednostki. Producent kauczuku Synthos z grupy Michała Sołowowa dostał kontrakt mocowy na nowy blok gazowy w Oświęcimiu o mocy brutto 70 MW. Zaś należący do Zygmunta Solorza PAK wylicytował umowę dla nowego bloku o mocy ok. 50 MW (prawdopodobnie na biomasę).
Kontrakty na modernizację dostało kilka należących do PGE elektrociepłowni o łącznej mocy 359 MW. Pięcioletnie kontrakty dostały również modernizowane bloki elektrowni w Bełchatowie, także ten największy, oddany w 2011 r. Również Tauron, Enea i Energa wylicytowały kilka elektrociepłowni. Łącznie zakontraktowano 8,6 GW.
Z aukcji na aukcję rośnie liczba zakontraktowanych umów na redukcję zapotrzebowania przez przemysł (DSR). Przedsiębiorcy mogą zmniejszyć zapotrzebowanie na prąd wtedy, gdy mocy w systemie brakuje i dostają za to wynagrodzenie. Pomagają im w tym tzw. agregatorzy czyli firmy, które gromadzą jak najwięcej przedsiębiorców w swoim „redukcyjnym” portfelu i startują w aukcjach mocowych. Na 2024 r. zakontraktowano 900 MW czyli tyle, ile nieszczęsna, budowana właśnie, elektrownia węglowa w Ostrołęce. Prawie 700 MW wylicytowała polska spółka włoskiego potentata Enel X, a resztę należący do gdańskiej Energi Enspirion.
Czytaj także: Przedsiębiorco, zmniejszaj pobór mocy w szczycie! Możesz zarobić i nic nie robić…
Nie pojawiły się natomiast w tej aukcji magazyny energii. W trakcie certyfikacji należąca do trzech polskich przedsiębiorców firma Krajowe Systemy Magazynowania Energii zgłosiła aż 4 GW magazynów, w aukcji miało wystartować trochę mniej. Pomysł na biznes był stosunkowo prosty – dzięki wygranej aukcji magazyny miały pozyskać finansowanie i inwestorów, najprawdopodobniej z Chin, które zresztą są jednym ze światowych liderów tej technologii. Ostatecznie jednak PSE nie dopuściło KSME do aukcji, uznając, że nie spełniają warunków. Pewnie PSE nie mogły postąpić inaczej, ale jednak trochę szkoda, że nie dano im szansy. W końcu Ostrołęka C też nie ma finansowania, a jednak aukcję wygrała.
Czytaj także: Chińczycy budują największą baterię na świecie
To była ostatnia aukcja organizowana w tej formule. Kolejna będzie już uwzględniać zmiany wprowadzone przez unijny pakiet zimowy, m.in. standard emisji 550 kg CO2 na MWh, który wyklucza węgiel. Można się więc pokusić o kilka refleksji przed czekającą nas zmianą ustawy o rynku mocy.
Przede wszystkim rynek mocy miał być zachętą inwestycyjną do budowy nowych jednostek. Ale jest ich mało. Jeśli pominąć Ostrołękę C, tylko PGE zgłosiła nowe bloki gazowe w Dolnej Odrze. Energa planowała nową gazówkę w Grudziądzu, ale jak widać, do tej aukcji nie była gotowa. Nic nowego w żadnej z czterech aukcji nie zgłosiły Tauron i Enea.
Rynek mocy posłużył głównie dosypaniu do istniejących bloków brakującej im kasy. Jak wskazuje w niedawno opublikowanym raporcie think tank Forum Energii „dla podmiotów obecnych na krajowym rynku priorytetem było uzyskanie wsparcia dla posiadanych bądź powstających aktywów, a nie przebudowa bazy wytwórczej”.
Czytaj także: Nowa Ostrołęka – elektrownia, która się słupkom nie kłania
Nadal nie wiadomo więc, co dokładnie zastąpi kilka tysięcy megawatów starych bloków węglowych, które po 2025 r. stracą kontrakty mocowe i będą musiały utrzymać się na „gołym” rynku energii. Jerzy Dudzik, wieloletni szef Krajowej Dyspozycji Mocy w PSE, mówił na konferencji organizowanej przez Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie, że będą potrzebne nowe bloki gazowe.
Ale gdzie dokładnie powstaną i kto je wybuduje, to wciąż pytanie, na które na razie rynek mocy nie dał odpowiedzi.
Po drugie, jest drożej niż myśleli projektodawcy rynku mocy i chyba coś trzeba z tym zrobić, choć przyznajemy, że na razie nie mamy pomysłu, co konkretnie. Ale warto zauważyć, że nasz rynek mocy jest już droższy niż w Wielkiej Brytanii. Na 2021-22 r. padła tam równowartość 32 tys. zł za MWh czyli 32 tys. zł, rok wcześniej 115 tys. zł. ”Powodów może być kilka: wysoki udział interkonektorów14, mniejsze potrzeby modernizacyjne brytyjskich elektrowni, większa konkurencja na tamtejszym rynku” – czytamy w analizie Forum Energii.
Ciśnie się pod klawiaturę pytanie, czy czasem nasz rynek mocy nie wpadł w samonakręcającą się spiralę. Im więcej kosztują uprawnienia do emisji CO2, tym więcej pieniędzy tracą stare elektrownie węglowe i tym bardziej będą „cisnąć” na wyższą cenę w rynku mocy. Czy na pewno musimy tyle zapłacić?
