Bóg się rodzi, moc drożeje. Rekordowe ceny elektrowni na rynku mocy

Bóg się rodzi, moc drożeje. Rekordowe ceny elektrowni na rynku mocy

400 zł za kilowat - tyle zapłacimy za nowe jednostki, które wygrały aukcję na 2026 r. Cena na rynku mocy od 2019 r. wzrosła o 100 proc. Kontrakty mocowe dostały trzy duże elektrownie gazowe, ale na najbardziej zuchwały krok zdecydowała się należąca do Enei elektrownia w Połańcu

Trudno powiedzieć, czy to, co się stało 16 grudnia w ogóle było aukcją w potocznym rozumieniu tego słowa. Wszystko skończyło się bowiem na jednej rundzie. Aukcja zaczęła się o 8 rano, a o 8.51 na stronie PSE wisiał już komunikat informujący o jej zakończeniu.  Maksymalna cena  określona przez resort klimatu w rozporządzeniu wynosiła 400 zł 40 gr za kilowat. Startujący inwestorzy zaakceptowali cenę 400  zł i 39 gr.

Jak nam wyjaśnił jeden z uczestników aukcji, to postąpienie o jeden grosz wynika po prostu z algorytmu używanego w aukcji - gdyby ktoś zaczął od ceny maksymalnej, system mógłby odrzucić jego ofertę. - Znacząca przewaga popytu nad podażą. Cudowna sytuacja dla dostawców bezpieczeństwa energetycznego – skomentował inny uczestnik.

Na wyniki aukcji mogło też mieć wpływ wycofanie się między 1 a 8 grudnia przynajmniej jednego dużego inwestora.

Konsumenci obciążeni widniejącą na rachunkach opłatą mocową mogą się pocieszyć, że nie ostała się pierwotna cena maksymalna proponowana przez resort klimatu czyli 500 zł za kilowat, bo jest bardzo prawdopodobne, że tyle wyszłoby w aukcji. Ale i tak ceny na rynku mocy rosną jak na drożdżach. W pierwszych aukcjach wynosiły 200 zł za kilowat.

Dokładną kwotę opłaty mocowej za 2026 r., którą zobaczymy na naszych rachunkach, określi Urząd Regulacji Energetyki.

Węglowi już dziękujemy

Aukcja na 2026 r. to najważniejsza aukcja mocowa od początku rynku mocy, bo raz pierwszy zastosowano w niej unijne rozporządzenie, które wyklucza z udziału w rynku mocy elektrownie emitujące więcej niż 550 g CO2 na kilowatogodzinę. To oznacza, że nie mogły w niej wystartować elektrownie węglowe. Zgodnie z rozporządzeniem w  2025 kończy się możliwość wspierania węglówek w rynku mocy, wyjątek to te, które uzyskały dłuższe kontrakty wcześniej.

Czytaj także: Czy będziemy mieli nowe elektrownie? Odpowiedź poznamy już za kilka dni

Największym zwycięzcą aukcji jest PKN Orlen. Grupa zgarnęła w sumie prawie 2 GW z 7,1 GW które dostały kontrakty mocowe na 2026 r. Umowy dostały elektrownie gazowe w Ostrołęce i Grudziądzu, ale także opiewające na 720 MW kontrakty na DSR czyli zarządzanie popytem na energię, które zdobywać będzie Enspirion – spółka z grupy przejętej przez Orlen Energi.

Węglowa Ostrołęka, z której budowy zrezygnowano, miała kontrakt mocowy w aukcji z 2018 r.  w wysokości 202 zł za kilowat. Gazowa ma zatem dwukrotnie wyższy, zapłaci też dwa razy mniej za uprawnienia do emisji CO2. Oczywiście znacznie droższe będzie paliwo czyli gaz. Pytanie jak długo utrzymają się obecne wysokie ceny zaprząta głowy energetyków w całej Europie.

Czytaj także: Gazprom winduje ceny, zimą gaz będzie drogi

Kolejnym wygranym jest Polska Grupa Energetyczna. Tak jak zapowiadała, spółka zgłosiła do rynku mocy same elektrociepłownie gazowe. Czechnica pod Wrocławiem, Bydgoszcz, maleńki Zgierz i Gdynia zastąpią stare jednostki węglowe w tych miastach. Ale jest też niespodzianka – do tej czwórki dołączyła gazowa elektrociepłownia w Lublinie o mocy 200 MW, która według naszych informacji zostanie zmodernizowana i wyposażona w magazyn ciepła.

Duży sukces odnotował też kontrolowany przez Zygmunta Solorza PAK. Spółka uplasowała w aukcji planowaną od kilku lat nową elektrownię gazową w Adamowie, która będzie dobrym uzupełnieniem wybudowanej niedawno olbrzymiej farmy PV o mocy 200 MW.

Francuska Veolia ma umowę dla  elektrociepłowni w Poznaniu o mocy 100 MW. To jedyny zagraniczny inwestor, który dostał kontrakt mocowy w aukcji na 2026 r.

Połaniec gra va banque

Konkurs na najciekawsze i najbardziej ryzykowne przedsięwzięcie wygrywa zdecydowanie Enea. Poznańska spółka zgłosiła do rynku mocy pięć bloków węglowych w Połańcu – w sumie 1000 MW. W jaki sposób spełnią standardy emisyjne?

Według informacji portalu WysokieNapiecie.pl mają zostać przerobione w taki sposób, aby współspalały z węglem duże ilości biomasy. Z naszych rozmów z doświadczonymi inżynierami wynika, że aby zmieścić się w emisji 550 g na KW trzeba spalać ok. 50 proc. biomasy. To rzecz bez precedensu w polskich elektrowniach. W latach 2005 – 2015 współspalano w nich biomasę z węglem, ale zwykle  nie przekraczało to poziomu 10 proc.

Połaniec to unikalna w Polsce elektrownia, bo jako jedyna ma produkowane w ZSRR kotły z dużo  grubszej i wytrzymalszej stali. To oznacza mniejszą podatność na korozję. W czasach kiedy elektrownia należała do francuskiego Engie, elektrownię stopniowo dostosowywano do spalania coraz większych ilości biomasy, rekordowych jak na polskie warunki.

Spalanie po połowie biomasy i węgla oznacza, że do elektrowni wjedzie dodatkowo ok. miliona ton zrębków lub peletu, a także np. łupin słonecznika. Cała elektrownia w Połańcu spaliła w 2020 r.  1,5 mln ton biomasy, z czego ok. 90 proc. przypada na Zielony Blok - wybudowaną jeszcze we "francuskich" czasach jedną z największych na świecie jednostek na biomasę o mocy 200 MW.

Osiem starych bloków węglowych i nowy biomasowy "rodzynek" w Połańcu. W 2019 r. elektrownia miała 366 mln zł zysku EBITDA, w pandemicznym 2020 r. tylko 6 mln zł mniej, przy spadku produkcji o jedną trzecią. Tak dobry wynik finansowy zawdzięcza m.in Zielonemu Blokowi, który pracował w przeciążeniu.

 

Inżynierowie, z którymi rozmawialiśmy, oceniają, że przerobiona na biomasę elektrownia będzie zużywać ok. miliona ton węgla mniej, co oczywiście oznacza spadek popytu na „czarne złoto”.

To będzie spora inwestycja – kosz przerobienia jednego bloku to 100-150 mln. W sumie wychodzi od 500 do 750 mln zł. To kwalifikowałoby elektrownię do zgłoszenia się po siedmioletni kontrakt mocowy, który dałby jej zdecydowanie większą pewność stałych przychodów.

Wystartowała jednak tylko po roczną umowę. Dlaczego? Jednoznacznej odpowiedzi nie ma. W przypadku siedmioletniego kontraktu trzeba spełnić więcej wymogów, rozliczać się przed PSE z tzw. kamieni milowych, pokazać finansowanie, wykonać audyt itd. Kary za niewywiązanie się z obowiązku przy siedmioletnim kontrakcie także mogą być bardziej dotkliwe. Roczny kontrakt pozwala uniknąć wszystkich tych wymogów, ale wskazywałby też, że spółka nie jest pewna czy przedsięwzięcie zakończy się sukcesem.

Według naszych informacji ze źródeł zbliżonych do spółki decydującym czynnikiem mogła być niepewność w kwestii zdobycia tak olbrzymich ilości biomasy, zwłaszcza, że mają to być zrębki krajowe.

Przerobiona na biomasę elektrownia ma pracować jako źródło regulacyjne, czyli oprócz przychodów z rynku mocy będzie zarabiać na wzrostach cen energii gdy zapotrzebowanie rośnie.  Przetarg na wykonawcę przeróbki ma zostać ogłoszony już w pierwszym kwartale 2022 r.

Enea w ogóle nie pochwaliła się tymi planami. Ani w raporcie giełdowym dotyczącym wyników aukcji, ani w opublikowanej 15 grudnia aktualizacji strategii nie znajdziemy nawet wzmianki o planach przerobienia Połańca na biomasę.

Gdy Polska sama nie może, to Szwecja kablem przez morze

Po raz pierwszy w polskiej aukcji umowy mocowe dostaną też  jednostki zagraniczne. W aukcji na 2025 r. startowały elektrownie z Litwy, ale nie załapały się. W tegorocznej aukcji kontrakty na 350 MW zgarnęły elektrownie należące do fińskiego Fortum. Co ciekawe, wylicytowana przez nie cena jest o złotówkę niższa – wynosi 399 zł za kilowat.  Może przeliczali wszystko na euro, a jeden polski grosz to jednostka zbyt mała aby wyrazić ją w europejskiej walucie.

Fortum będzie mogła przesłać prąd po kablu łączącym Polskę ze Szwecją, a gdyby z jakichś przyczyn interkonektor nie działał w tzw. okresie zagrożenia, to elektrownie grupy muszą dostarczyć zakontraktowaną moc w Szwecji. To wystarczy aby obowiązek mocowy uznano za spełniony.

Pociecha dla przemysłu

Technologicznym zwycięzcą aukcji jest bez wątpienia DSR czyli demand side response. To redukcja zapotrzebowania przez odbiorców energii, głównie przemysł. Gdy brakuje mocy w systemie, fabryki mogą obniżyć zapotrzebowanie, np. wstrzymując produkcję. Dostaną za to wynagrodzenie.

Na rynku działają tzw. agregatorzy, którzy instalują odbiorcom specjalne oprogramowanie i grupują swoich klientów w „paczki” po kilkadziesiąt MW potencjalnej redukcji mocy. Pobierają za to prowizję, ale lwia część zysków z DSR trafia do przemysłu.

W aukcji na 2026 r. DSR zakontraktował w sumie aż 1500 MW. Dwaj najwięksi agregatorzy czyli włoski Enel X i orlenowy Enspirion zgarnęli pulę w okolicach 700 MW (Enel X 673 MW, Enspirion 720 MW),  Lerta - nowy gracz na rynku - dostała 50 MW.

Liderem na rynku DSR wciąż jest Enel X, który ma zakontraktowane 54 proc. całej mocy w usługach ograniczenia zapotrzebowania we wszystkich aukcjach. Ale Enspirion depcze mu po piętach.

Czytaj także: Co łączy zielony groszek z energetyką?

Firmy z tej branży czekają też na reformę rynku energii po 2023 r. która umożliwi odbiorcom bardziej aktywną grę rynkową np. odsprzedawanie energii na rynku w sytuacji gdy kosztuje ona kilka tysięcy zł za megawatogodzinę i bardziej opłaca się ją sprzedać niż zużyć na wyprodukowanie towarów. Ale nawet to nie zrekompensuje polskim firmom olbrzymich podwyżek cen energii elektrycznej, które nastąpią w kolejnych latach.

 

Niestety była to też kolejna aukcja w której falstart zanotowały wielkoskalowe magazyny energii,. Do certyfikacji zgłoszono prawie 1,8 GW magazynów bateryjnych. Większość z nich należy do firmy Neo Energy, ale 300 MW pod Żarnowcem planuje wybudować także PGE. Tym razem nie zmieściły się jednak w aukcji.

Czytaj także: Ruszyły inwestycje w polskie magazyny energii

Jaka cena jest rynkowa?

To była wyjątkowa aukcja. Pierwsza bez węgla,  przeprowadzana w warunkach pikujących cen energii elektrycznej i gazu na europejskich rynkach oraz obaw czy nie zabraknie mocy w systemie.

Czytaj także: Elektrownie muszą chodzić mimo że brakuje węgla

Ale jeśli kolejna aukcja także skończy się na jednej rundzie, z groszową różnicą wobec ceny maksymalnej, to chyba trzeba się zastanowić czy wszystko jest w porządku z parametrami. Bezpieczeństwo energetyczne kosztuje, ale odbiorcy muszą wiedzieć, że nie płacą "frycowego".

Rynek energii wspiera

PGE

Zobacz także...

Komentarze

Patronat honorowy

Partnerzy portalu

PGE PSE