Spis treści
Rynek mocy działa od 2018 r. i dotychczas Polskie Sieci Elektroenergetyczne zawarły prawie tysiąc umów mocowych o łącznej wartości nominalnej ponad 66 mld zł.
Tegoroczna aukcja główna odbędzie się 15 grudnia i obejmuje rok dostaw 2027. Cena maksymalna aukcji została ustalona na 406,35 zł/kW/rok. Z podanych przez PSE informacji wynika, że łączna wielkość obowiązków mocowych, oferowanych przez dostawców mocy, wynosi ok. 6 GW przy zapotrzebowaniu na moc wynoszącym 6237 MW.
O rozstrzygnięciach ubiegłorocznej aukcji (rok dostaw 2026) pisaliśmy w artykule pt. Bóg się rodzi, moc drożeje. Rekordowe ceny elektrowni na rynku mocy.
Jądrowy pokaz mocy
Czego możemy zatem spodziewać się w tym roku? Pewnej wiedzy na ten temat dostarczyła certyfikacja ogólna rynku mocy, którą PSE przeprowadziło na początku tego roku. Dostawcy mogli się do niej zgłaszać w terminie od 3 stycznia do 11 marca. Łącznie zgłoszono do niej przeszło 11 GW mocy, które nie są objęte umową mocową na rok dostaw 2027.
Na jednostki fizyczne, czyli źródła wytwórcze oraz magazyny energii, przypadło 6435 MW, a na jednostki redukcji zapotrzebowania (DSR) pozostałe 4770 MW. Wśród jednostek fizycznych najwięcej było magazynów (3132 MW) oraz bloków gazowych (2893 MW).
Ciekawostką było to, że wśród jednostek fizycznych znalazła się pozycja „paliwo jądrowe” z mocą 280 MW. Z nieoficjalnych informacji portalu WysokieNapiecie.pl wynika, że tego zgłoszenia dokonała spółka Orlen Synthos Green Energy, czyli joint venture chemicznego Synthosu, należącego do Michała Sołowowa, oraz państwowego Orlenu, zawiązane w celu budowy mikro (MMR) i małych (SMR) reaktorów jądrowych. Spółka chce inwestować w reaktory BWRX-300 (GE Hitachi Nuclear Energy) o mocy 300 MW, które mają być gotowe do końca dekady. W aukcji głównej blok nie wystartuje, bo oddanie tego typu jednostek przed 2027 r. jest oczywiście nierealne.
Trzeba też pamiętać, że zgłoszenie do certyfikacji ogólnej nie niesie ze sobą konsekwencji w kontekście aukcji głównej, gdyż do udziału w niej należy przejść jeszcze kolejną certyfikację. W niej dostawcy mogli składać wnioski od 8 do 21 września, a PSE rozpatrywało je do 18 listopada.
Jak wskazaliśmy na początku artykułu, finalnie łączna wielkość obowiązków mocowych, oferowanych przez dostawców, wynosi ok. 6 GW, czyli 5 GW mniej niż potencjalnie mogło wynikać z danych po certyfikacji ogólnej. Co prawda na tym etapie PSE nie podają już udziałów poszczególnych dostaw, ale można zakładać, że najwięcej przypadnie ich na kolejno bloki gazowe, DSR oraz magazyny energii.
PGE z blokiem i magazynem
O plany związane z tegoroczną aukcją postanowiliśmy zapytać największe spółki energetyczne. Spośród nich tylko PGE podała konkrety.
– Do tegorocznej aukcji mocy PGE zgłosi nowy blok gazowo-parowy w elektrowni Rybnik oraz wielkoskalowy magazyn energii w Żarnowcu – przekazało nam biuro prasowe koncernu.
Oferty w przetargu na elektrownię gazową 800-900 MW w Rybniku otwarto w połowie listopada. Złożyły je dwa konsorcja. Pierwsze tworzą spółki Polimex Mostostal oraz Siemens Energy Global, które wyceniły zadanie na 4,619 mld zł brutto.
Natomiast druga oferta należy do konsorcjum spółek General Electric Global Services, GE Global Parts and Products oraz Budimex, a jej wartość opiewa aż na 7,292 mld zł brutto. Tymczasem PGE na sfinansowanie zamówienia postanowiło przeznaczyć 3,278 mld zł brutto.
Na ostatniej konferencji wynikowej PGE prezes Wojciech Dąbrowski wskazał, że przy tych cenach tylko oferta konsorcjum Polimeksu ma potencjalną szansę na wybór, jeśli będzie spełniać warunki specyfikacji zamówienia. Natomiast od momentu ogłoszenia planów tej inwestycji warunkowano jej realizację pozyskaniem kontraktu mocowego. Więcej o tym przedsięwzięciu pisaliśmy w artykule pt. PGE brakuje półtora miliarda złotych na sztandarową inwestycję.
Natomiast magazyn energii w Żarnowcu ma powstać obok tamtejszej elektrowni szczytowo-pompowej i mieć moc 200 MW oraz pojemność 820 MWh. Przetarg na jego budowę ogłoszono w pierwszej połowie października, a termin składania ofert mijał pod koniec listopada.
Jak się jednak okazuje, postępowania zostało unieważnione, bo nie zgłosił się żaden oferent. Od jednego z menadżerów z branży energetycznej usłyszeliśmy, że brak ofert nie dziwi wobec bardzo słabego poziomu dokumentacji przetargowej, którą PGE przygotowało do tego postępowania. Budżet zamawiającego wynosił 1,432 mld zł brutto. Należy więc oczekiwać ogłoszenia nowego przetargu. Jeżeli magazyn wygra aukcję mocową, to będzie pierwszą tego typu instalacją, która załapie się na rynek mocy.
Energa wystartuje z Gdańskiem?
– Kwestie związane z rynkiem mocy są danymi na tyle wrażliwymi, że zgodnie z obowiązkiem informacyjnym dla spółek giełdowych muszą być przekazywane raportami bieżącymi. Wcześniej spółka nie może ich upubliczniać – taką odpowiedź otrzymaliśmy natomiast z biura prasowego Energi (grupa PKN Orlen), która – jak widać – ma inne niż PGE podejście do wrażliwości tego typu danych.
Niemniej we wrześniu Energa opublikowała zaproszenie do udziału w postępowaniu na generalnego wykonawcy bloku gazowego w Gdańsku o mocy do 456 MW. W zaproszeniu tym, w sekcji dotyczącej terminu realizacji zamówienia, czytamy, że zakończenie negocjacji i gotowość do zawarciu umowy z potencjalnym wykonawcą nastąpi w „terminie do 6 m-cy od daty zawarcia Umowy w wyniku aukcji Rynku Mocy na okres dostaw od 2027”.
Również we wrześniu Energa podpisała z Orlenem porozumienie, które przewiduje, że PKN pokryje nakłady na budowę bloku do wysokości 2,5 mld zł w przypadku pozyskania przez inwestycję kontraktu mocowego.
Nie jest jednak do końca jasne, czy w Gdańsku powstanie elektrownia czy elektrociepłownia. Zaproszenie do udziału w postępowaniu tego nie precyzuje, a sama Energa tego podaje. W ubiegłym roku Jarosław Dybowski, dyrektor wykonawczy ds. energetyki Orlenu, mówił, że „jeśli w Gdańsku – to z parą (technologiczną – red.) na potrzeby Lotosu, podobnie jak we Włocławku para idzie do Anwilu”.
O takim ciepłowniczym wariancie usłyszeliśmy też od źródeł z branży wykonawczej, ale bez potwierdzenia, czy blok ostatecznie weźmie udział w tegorocznej aukcji. Inne źródło wskazało natomiast, że na decyzji na temat tego, czy w Gdańsku powstanie elektrownia czy elektrociepłownia może czekać jeszcze na końcowe ustalenia. Dopiero pod koniec listopada Orlen sfinalizował bowiem sprzedaż ok. 30 proc. udziałów w Rafinerii Gdańskiej na rzecz Saudi Aramco. Niemniej taka lokalizacja naturalnie powinna skutkować wyborem elektrociepłowni – podobnie jak w przypadku bloków Orlenu w Płocku i Włocławku.
Kozienice jeszcze nie teraz
Potężną inwestycję bloki gazowe o łącznej mocy ok. 2 GW planuje Enea w Kozienicach, która w oparciu o błękitne paliwo chce odtworzyć moce elektrowni po zakończeniu eksploatacji bloków węglowych klasy 200 MW. W lipcu tego roku ogłoszono przetarg na generalnego wykonawcę.
– Nasze strategia udziału w aukcjach jest poufna i nie przedstawiamy jej przed rozpoczęciem aukcji. Jednocześnie jeśli chodzi planowane bloki gazowe w Elektrowni Kozienice, to zgodnie ze wstępnym harmonogramem inwestycji pierwszy blok gazowy wystartuje w przyszłorocznej aukcji na rok dostaw 2028 – przekazała nam Enea.
Co z pozostałymi dużymi spółkami energetycznymi? Tauron zapytaliśmy o projekt bloku gazowego (400-500 MW) w Elektrowni Łagisza, którego budowę rozważano w ostatnich latach. Biuro prasowe Taurona wskazało, że „wciąż nie zapadła ostateczna decyzja dotycząca realizacji tego projektu”.
PGNiG Termika (grupa PKN Orlen) od dłuższego czasu przymierza się do budowy bloku gazowego stołecznej elektrociepłowni Siekierki, który mógłby być zbliżony do tego w EC Żerań (blisko 500 MW). Czy zobaczymy go już w najbliższej aukcji? „Informacje te stanowią tajemnicę przedsiębiorstwa. Z tego powodu nie możemy udzielić odpowiedzi na zadane pytanie” – odpisało nam biuro prasowe PGNiG.
Mocna na rynku ciepłowniczym jest również Veolia, ale spółka pytana o aukcję rynku mocy odpowiada, że „z uwagi na trwające procesy wewnętrzne (zgody korporacyjne) nie może upubliczniać takich informacji”. Z kolei ZE PAK z grupy Zygmunta Solorza w ogóle nie odpowiedział na nasze pytania.
Możliwe więc, że w aukcji wystartują jeszcze jakieś mniejsze jednostki gazowe, czy też opalane biomasą.
Europejska luka sterowalnych mocy
Rynek mocy był pod koniec listopada jednym z tematów sejmowej Podkomisji stałej do spraw Sprawiedliwej Transformacji, w której uczestniczyli przedstawiciele PSE.
Marek Duk, zastępca dyrektora Departamentu Rozwoju Systemu, informował, że w ciągu najbliższych 10 lat w Unii Europejskiej z eksploatacji zostanie wycofanych ok. 60 GW sterowalnych mocy, które tylko częściowo zostaną zastąpione blokami gazowymi oraz DSR. Dlatego, jak wskazał Duk, takie mechanizmy jak polski rynek mocy będą niezbędne.
W Polsce wpierw wspierał on przede wszystkim istniejące i modernizowano bloki węglowe, a następnie zaczęło rosnąc znaczenie nowych bloków gazowych oraz DSR. W ubiegłorocznej aukcji pojawiły się też pierwsze moce z zagranicy (350 MW ze Szwecji) i również w tym roku należy się spodziewać udziału zagranicznych dostawców w aukcji.
Tomasz Sikorski, wiceprezes PSE, zwracał natomiast uwagę, że spotęgowane kryzysem energetycznym ryzyko regulacyjne może przełożyć się na większą awersję firm energetycznych do inwestycji w nowe moce. Dlatego należy się spodziewać działań, które zapewnią długoterminowo rozwój generacji energii. Powinny one jednak być dostosowane do lokalnych uwarunkowań danych krajów.
Sikorski podkreślił, że obecnie w Polsce jest już ok. 20 GW w OZE, z czego 11 GW w fotowoltaice (w tym 8,5 GW u prosumentów) oraz 9 GW energetyce wiatrowej. Natomiast wydane warunki przyłączenia dla OZE to kolejne 31 GW. W efekcie istniejące i planowane moce w energetyce odnawialnej to praktycznie drugi system energetyczny obok tego, który aktualnie działa w mocach konwencjonalnych.
To oznacza, że w przyszłości będzie rosło zapotrzebowanie na dyspozycyjne jednostki, które będą w stanie bilansować rosnący udział OZE. Jednocześnie będą potrzebne potężne inwestycje w sieci przesyłowe i dystrybucyjne rzędu 150-200 mld zł.
– Co do zasady taki był fundament wdrażania rynku mocy, że miał on być neutralny technologicznie. O tym, w jaką technologię wchodzimy, miał decydować krótkoterminowy rynek usług systemowych. Wytwórca powinien zważyć, ile może zarobić na tym rynku – mówił Sikorski.
– Po tym, co się stało w Europie, ten paradygmat najpewniej polegnie i zaczniemy rozmawiać o rynku mocy, który będzie dedykowany poszczególnym technologiom. Zwłaszcza, że to, w co mocno wierzyliśmy do tej pory, albo wierzyła Komisja Europejska – że elastyczność powstanie po stronie odbiorców, nie materializuje się. Zapotrzebowanie nie podąża za generacją, więc będziemy musieli mocno inwestować w elastyczność – tłumaczył.
Co po 2025 roku?
We wrześniu 2021 r. Forum Energii opublikowało raport pt. Rynek mocy do zmiany, w którym przekonywało, że ten mechanizm musi zostać przemodelowany, aby generował więcej nowych projektów. W przeciwnym razie po 2025 r. – czyli po wychodzeniu z niego starych bloków węglowych o emisji CO2 powyżej 550 g/kWh – będzie nam szybko powiększać się luka mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE).
Dlatego rynek mocy wymaga takich działań, które zwiększą podaż takich projektów jak kogeneracja, DSR, magazyny energii oraz hybrydy OZE. Mechanizm powinien promować przede wszystkim elastyczność. W raporcie zwracano też uwagę na potrzebę stworzenia krajowej strategii dla gazu, bo jego zasoby są ograniczone, co sprawi, że energetyka będzie o to paliwo konkurować z przemysłem, ciepłownictwem i ogrzewnictwem.
Zdaniem analityków Fundacji Instrat – Bernarda Swoczyny oraz Michała Smolenia – przy utrzymaniu obecnego modelu rynku mocy za kilka lat polska energetyka będzie w wysokim stopniu zależna od gazu ziemnego w celu zbilansowania mocy.
Według scenariuszy dotychczasowej Polityki Energetycznej Państwa mieliśmy bowiem znacząco zwiększać wykorzystanie gazu ziemnego w elektroenergetyce. Jednocześnie opracowane na wiosnę założenia do aktualizacji PEP sugerowały, że ta koncepcja będzie weryfikowana. Czy te zapowiedzi się spełnią? Jednoznacznych odpowiedzi ze stronu rządu – najlepiej w postaci gotowego dokumentu – niestety wciąż nie otrzymaliśmy.
Aleksandra Gawlikowska-Fyk, dyrektorka Programu Elektroenergetyka w Forum Energii, przekazała portalowi WysokieNapiecie.pl, że strategia limitowania gazu jest obecnie jeszcze bardziej potrzebna niż rok temu, a do tego dochodzi też potrzeba przyspieszenia rozwoju OZE oraz opracowania planu dla jednostek węglowych – zwłaszcza dla bloków klasy 200 MW, które mogłyby zostać przystosowane do bardziej elastycznej pracy. Potrzebują jednak mechanizmu wsparcia po 2025 r.
O programie „Bloki 200+” pisaliśmy na łamach portalu WysokieNapiecie.pl kilkukrotnie w ciągu ostatniego roku. Wykorzystanie jego efektów mogłoby pozwolić na wydłużenie pracy co najmniej kilkunastu bloków klasy 200 MW – znacznie mniejszym kosztem niż budowa kilku nowych, dużych elektrowni gazowych. Więcej gazu zostałoby wówczas dla ciepłownictwa czy sektorów przemysłu, w których na razie nie ma alternatyw dla błękitnego paliwa.
Lukę mocy w KSE po 2025 r. będziemy musieli przecież czymś wypełnić, więc czemu nie wykorzystać w tym celu istniejących bloków węglowych i efektów programu przeprowadzonego za publiczne pieniądze pod egidą Narodowego Centrum Badań i Rozwoju? Niestety od wielu miesięcy w tym temacie nic się nie dzieje, bo rząd jest przede wszystkim zajęty łagodzeniem bieżących kryzysów w energetyce, o czym pisaliśmy ostatnio w artykule pt. Modernizacja elektrowni węglowych leży odłogiem. Prawdziwy kryzys może jednak nadejść właśnie za te kilka lat.
