Spis treści
Aukcja uzupełniająca na rok dostaw 2026
O braku tej transparentności mamy sporo do napisania, ale o tym w dalszej części artykułu. Wcześniej zajmiemy się nadchodzącą aukcją oraz związanymi z nią kwestiami.
Na wstępie przypomnijmy, że aukcje uzupełniające rynku mocy to efekt wynegocjowania przez Polskę zmian w unijnym rozporządzeniu o rynku energii. Zgodnie z tym rozporządzeniem mechanizmy wsparcia dla elektrowni emitujących więcej niż 550 g CO2 na kWh powinny wygasnąć z końcem czerwca 2025 r., chyba, że jednostki te mają kontrakty mocowe obowiązujące dłużej.
Ponieważ dla dużej części elektrowni węglowych kontrakty kończą się w tym roku, a eksploatowane przez nie bloki energetyczne są wciąż potrzebne w KSE, wynegocjowano możliwość przeprowadzania do 2028 roku aukcji mocowych, w których te stare bloki będą mogły uczestniczyć.
Pierwsza z takich aukcji – obejmująca dostawy na drugie półrocze – 2025 roku – odbyła się w połowie maja. Zakontraktowano w niej ponad 5 GW mocy – przeszło 3,6 GW w kraju, a 1,4 GW u dostawców z Czech, Słowacji oraz Szwecji
Najwięcej umów zgarnęła PGE – blisko 2,2 GW, które niemal w całości obejmuje bloki węglowe. Po około 200 MW w węglu zakontraktowały też m.in. Tauron i Enea, a wśród prywatnych podmiotów ZE PAK (ponad 300 MW), Veolia (270 MW) i ResInvest (160 MW), który przejął EC Chorzów i Elektrownię Skawina od grupy CEZ.
Pewnym zgrzytem w ostatnich miesiącach było natomiast to, że dopiero w połowie sierpnia – po trwającej ponad pół roku procedurze – Komisja Europejska przyznała Polsce warunkową derogację dla tego wydłużonego do 2028 r. mechanizmu. Derogacja była potrzebna do formalnego wykonywania umów mocowych, a więc również realizowania przez PSE płatności dla dostawców.
Zobacz więcej: Jest zgoda Komisji Europejskiej na wsparcie dla polskich elektrowni węglowych
Wracając do aukcji uzupełniających, to zgodnie z ustaleniami mogą zostać przeprowadzone jeszcze trzy aukcje – na lata dostaw 2026, 2027 i 2028. Ta najbliższa, czyli na 2026 rok, jest zaplanowana właśnie w czwartek 11 września.
Przewidywane według rozporządzenia zapotrzebowanie na moc wynosi 7017 MW. Cena wejścia na rynek nowej jednostki to 487 zł/kW, a cena maksymalna dla cenobiorcy to 307 zł/kW. Według danych podanych przez PSE, zaokrąglona do 500 MW łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców wynosi 7500 MW.
Które bloki węglowe nie zmieszczą się na rynku mocy?
To pytanie zaczęliśmy sobie zadawać już po majowej aukcji, gdyż było wiadomo, że to koniec 2025 roku przyniesie główną falę kończących się kontraktów mocowych w elektrowniach węglowych.
Te jednostki, które nie pozyskają nowych umów, nie będą miały ekonomicznych podstaw do eksploatacji, biorąc pod uwagę systematycznie spadające wskaźniki wykorzystania mocy. W tej sytuacji, zgodnie z kodeksem spółek handlowych, zarządy PGE, Enei czy Taurona, powinny podjąć decyzje o odstawieniu takich bloków z eksploatacji, aby nie działać na szkodę spółek.
Wiadomo jednak jak na lokalne społeczności, samorządy czy związki zawodowe działają zapowiedzi wyłączania bloków energetycznych, głównie oddawanych do użytku w latach 70. ubiegłego wieku jednostek klasy 200 MW. Widzieliśmy to chociażby na przykładzie ubiegłorocznych wydarzeń w należących do PGE elektrowniach Rybnik i Dolna Odra. Swoje obawy o wystarczalność mocy dyspozycyjnych ma też PSE. Obszernie pisaliśmy o tym w poniższych artykułach:
PGE podgrzała atmosferę w Dolnej Odrze, a co czeka Rybnik?
Elektrownia Rybnik ma pracować dłużej. Scenariusza dla elektrowni węglowych wciąż nie ma
Redakcja portalu WysokieNapiecie.pl chciała pozyskać miarodajne i pełne dane dotyczące zakontraktowania mocy węglowych przez największe grupy energetyczne. Dlatego poprosiliśmy biura prasowe PGE, Enei, Energi oraz Taurona o informacje dotyczące tego, jakie konkretnie jednostki węglowe w poszczególnych elektrowniach nie mają umów mocowych po 2025 roku. Równocześnie poprosiliśmy o dane o tych blokach, które mają umowy po 2025 roku wraz terminami obowiązywania kontraktów.
Wydawałoby się, że przekazanie takich danych nie powinno być problemem. Tymczasem żadna ze spółek nie udzieliła pełnej odpowiedzi na nasze pytania. Informacje, które dostawaliśmy były podawane w wybiórczy lub rozmyty sposób, albo były to zbiorcze dane. Gdy prosiliśmy o doprecyzowanie informacji, to dalszej odpowiedzi już się nie doczekaliśmy. Przy czym dotyczyło to trzech z czterech grup – czwarta z nich w ogóle nie odpowiedziała na żadne z naszych pytań.
W efekcie później postanowiliśmy o pełne informacje zabiegać w kilku ministerstwach oraz w URE, co też – jak na razie – się nie udało, ale do tej kwestii jeszcze wrócimy.
Bloki bez rynku mocy do zimnej rezerwy?
Zatem ile tych węglowych jednostek może teoretycznie z końcem 2025 roku stracić wsparcie z rynku mocy? Nie mając dostępu do potwierdzonych, oficjalnych informacji, poprosiliśmy o nieoficjalne szacunkowe wyliczenia ekspertów, którzy próbują analizować rynek mocy po prawie dekadzie od jego uruchomienia, gdy to morze danych jest już bardzo mętne.
Wyliczenia te wskazują, że z końcem roku umowy mocowe mogą wygasnąć blokom węglowym, których moc całkowita wynosi blisko 10 GW. To oznacza, że dla wszystkich bloków miejsca w aukcji na 2026 rok może zabraknąć. Taki też był zasadniczo zamysł kompromisu, który udało się Polsce wynegocjować z Brukselą, a mianowicie, aby w aukcjach uzupełniających umowy pozyskiwały te najbardziej efektywne ekonomicznie węglówki, konkurujące również z innymi dostawcami mocy.
Pytanie zatem, co stanie się z takimi jednostkami, które nie będą miały zagwarantowanego finansowania, co powinno skutkować ich wyłączeniem z powodów ekonomicznych? Wiadomo jakie bywają realia polityczno-społeczne… Potencjalnymi kwestiami dotyczącymi bezpieczeństwa energetycznego też pewnie dałoby wykazać potrzebę dalszego utrzymania niektórych bloków, co widzieliśmy ubiegłej jesieni w kwestii Rybnika.
Tu potencjalnie może pojawić się Urząd Regulacji Energetyki, któremu Art. 40. 1. ustawy Prawo energetyczne przyznaje odpowiednie kompetencje. Przepis ten wskazuje, że „Prezes URE może nakazać, w drodze decyzji, przedsiębiorstwu energetycznemu, w tym także w upadłości, dalsze prowadzenie działalności objętej koncesją przez okres nie dłuższy niż 2 lata, jeśli wymaga tego interes społeczny”.
Gdy jesienią ubiegłego roku pisaliśmy o wspomnianych wcześniej zawirowaniach związanych z Dolną Odrą i Rybnikiem, to URE odpowiadało nam, że „wykorzystanie takich uprawnień nie jest obecnie rozważane, gdyż bloki węglowe niespełniające wymogów emisji CO2 będą mogły wziąć udział w planowanych aukcjach uzupełniających na lata 2026-2028”.
Trzeba jednak podkreślić, że wskazany artykuł 40 jest dosyć ułomny, bo nie wiadomo w jakim dokładnie trybie URE podejmuje taką decyzję, a także w jaki sposób takie elektrownie są finansowane – czy uczestniczą w rynku, czy też stoją w rezerwie? Przepisy i źródła finansowania musiałyby zostać doprecyzowane.
Wiceminister energii Wojciech Wrochna, odpowiadając w poniedziałek na pytanie portalu WysokieNapiecie.pl wyjaśnił, że kolejna derogacja dla bloków węglowych po 2028 roku już nie wchodzi w grę. Trzeba szukać zatem innych mechanizmów wsparcia i źródeł ich finansowania, przykładowo takich jak rezerwa zimna, i negocjować w tej kwestii z Komisją Europejską.
Na takie rozwiązania czekają też grupy energetyczne. Przykładowo podczas wtorkowej konferencji wynikowej Enei wiceprezes spółki Bartosz Krysta mówił, że po 2029 roku grupa – zgodnie ze swoją strategią – będzie gotowa do odstawienia czterech bloków klasy 200 MW.
– Nie oznacza jednak, że musimy to zrobić. W Kozienicach jest osiem dwusetek, które swoją żywotność techniczną mają co najmniej do 2032-2033, a biorąc pod uwagę ich małe wykorzystanie, jest możliwe o wydłużenie eksploatacji o kolejne 2-3 lata. Pytanie jaka będzie racjonalność biznesowa takiej eksploatacji. Jeśli będzie mechanizm, który spowoduje, że te bloki będą potrzebne, jakiś rodzaj rynku mocy czy zimnej rezerwy, to jak najbardziej jesteśmy otwarci do tego, żeby rozmawiać o wydłużeniu ich eksploatacji – podkreślał Krysta na konferencji.
Z naszych informacji wynika, że branża wysłała w tej sprawie propozycje do rządu, ale na razie bez odzewu.
Energetyczna zabawa w ciuciabkę
Według podanych w styczniu przez URE danych koszt rynku mocy w 2025 roku wynosi nieco ponad 6,4 mld zł. Koszt ten pokrywają odbiorcy energii w opłacie mocowej uwzględnianej w rachunkach za energię. Jest to więc pomoc publiczna finansowana przez obywateli, którzy powinni mieć prawo do wiedzy o tym, do kogo konkretnie te środki płyną i na co są wydatkowane w określonym czasie.
Ale to tylko teoria, co wiedzą ci, którzy próbują analizować wyniki poszczególnych aukcji rynku mocy. Narzekaliśmy na to już chociażby w grudniu 2024 roku, gdy podsumowywaliśmy wyniki ostatniej aukcji głównej na rok dostaw 2025, w której zakontraktowano rekordowe moce w bateryjnych magazynach energii.
Ustalanie tego, kto i co zamierza wybudować dzięki finansowaniu z rynku mocy to swego rodzaju zabawa w ciuciubabkę. PSE nie podają w wynikach aukcji tego, jakiej technologii dotyczy „nowa jednostka rynku mocy wytwórcza”, bo ustawodawca nie zobligował do tego operatora odpowiednimi przepisami. Dlatego ten nie zamierza tego robić.
Trzeba więc liczyć na to, że spółki, które wygrały aukcje, same się pochwalą tym, jakie mają plany. A jeśli nie, to pozostaje udać się do nich z prośbą o udzielenie takich informacji i liczyć na to, że będą do tego skłonne. Oczywiście wcześniej też trzeba ustalić o kogo chodzi, bo często w aukcjach biorą udział spółki celowe o nic nie mówiących nazwach, za którymi stoją kolejne spółki i tak dalej…
I tak właśnie trzeba często żmudnie przeczesywać Krajowy Rejestr Sądowy, żeby próbować dowiedzieć się, kto i na co ma dostawać wartą miliardy złotych pomoc publiczną, którą w praktyce jest wsparcie z rynku mocy. Takich umów dla „nowych jednostek rynku mocy wytwórczych” w ostatniej aukcji głównej zakontraktowano 82 na łączną moc około 2,6 GW.
Z kolei w lipcu, gdy pisaliśmy o wynikach aukcji dogrywkowej, to nie udało nam się uzyskać pełnych informacji na temat małych źródeł kogeneracyjnych, dla których umowy pozyskały PGE i Orlen. Pierwsza ze spółek pytana o dokładną lokalizację inwestycji nie odpowiedziała, a druga stwierdziła, że traktuje te dane jako „informacje wrażliwe o charakterze tajemnicy przedsiębiorstwa”…
Wydanie 130 mld zł wymaga transparentności
– Rynek mocy, przez swoją nieprzejrzystość przy publikowaniu wyników aukcji, może być postrzegany jako największa tajemnica Rzeczpospolitej. A przecież to mechanizm przyznawania pomocy publicznej dla wytwórców energii elektrycznej, mający zapewnić wystarczalność mocy i w konsekwencji bezpieczeństwo energetyczne kraju. Do 2045 roku ten system wsparcia pochłonie z kieszeni odbiorców energii około 130 mld zł. Problem w tym, że wiedza o tym, co właściwie za te pieniądze kupujemy, pozostaje szczątkowa – podkreśla w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl Jędrzej Wójcik, koordynator Programu Elektroenergetyka w Forum Energii.
Jako przykład podaje jednostkę oznaczoną w wynikach aukcji dogrywkowej jako JRM/989. Z podanych tam danych wynika jedynie, że jest to nowa jednostka rynku mocy o numerze identyfikacyjnym 989, należąca do spółki Enea Elkogaz.
Od 2029 roku przez 17 lat będzie ona zobowiązana do utrzymywania mocy blisko 610 MW i otrzyma za to wynagrodzenie na poziomie 534 zł/kW/rok, czyli 5,5 mld zł pomocy publicznej – jak dotąd największej w historii tego mechanizmu. I to właściwie cała dostępna informacja. Dopiero po dalszej analizie można dojść do tego, że jest to pomoc publiczna dla jednego z dwóch planowanych bloków CCGT na gaz ziemny w Kozienicach o mocy brutto 668 MW.
– W tym przypadku łatwo powiązać fakty, bo inwestycja jest głośna medialnie i szeroko komentowana. Ale co naprawdę kryje się za przyznaniem wsparcia dla spółek takich jak CHP-2 sp. z o.o. czy czeskiej Sokolovská uhelná? Tego już nie wiadomo. Mimo że mówimy o pomocy publicznej, informacje na jej temat pozostają zamknięte w PSE, URE i biurach samych beneficjentów. Problem polega na tym, że takich jednostek w ramach rynku mocy jest blisko tysiąc i uczestniczą one w różnych rodzajach aukcji, co dodatkowo utrudnia zrozumienie systemu i mnoży czas potrzebny na odkodowanie tego szyfru – ubolewa Wójcik.
– W Forum Energii od lat staramy się monitorować wyniki aukcji rynku mocy, by prowadzić dialog o obecnym i przyszłym kształcie tego mechanizmu, o skali nowych mocy oraz o technologiach, które dzięki niemu powstają. Trudno jednak mówić o zdrowej debacie na temat kierunku transformacji energetycznej, skoro informacje o pomocy publicznej wciąż nie są publiczne. Co gorsza, problem dostępności i przejrzystości danych w energetyce nie ogranicza się do rynku mocy – jest znacznie szerszy. Zarówno Forum Energii, jak i Fundacja Instrat wielokrotnie zwracały uwagę na ten deficyt w licznych analizach, apelach i publikacjach – dodaje.
Podobnego zdania jest Michał Hetmański, prezes Fundacji Instrat.
– Jak dziecko stłucze szklankę albo zepsuje zabawkę, to też mówi „nie wiem”. Niestety z rynkiem mocy jest podobnie – można się domyślać, a kandydatów jest zawsze niewielu, więc prędzej czy później dojdziesz do tego, kto zgarnął miliardy złotych. Kilka spółek można pochwalić, że w swoich relacjach inwestorskich bardziej otwarcie informują o pozyskanych kontraktach, albo o ambicjach, ale to nadal wyjątek niż reguła – mówi Hetmański.
– Nie ma powodu, dla którego PSE od prawie ośmiu lat już publikuje okrojoną tabelkę o wynikach aukcji. Apelujemy o to od dawna, aby ujawnić te informacje, a nie zostawiać do domysłu. Na portalu energy.instrat.pl regularnie aktualizujemy te dane, ale nadal są pochodną naszego skrupulatnej dokumentacji z wielu źródeł. Dużo danych się pootwierało w ostatnich latach, ale to jeden z ostatnich „zamkniętych sezamów”. Kiedy się otworzy? Dziś wielomiliardowe dotacje na rynku mocy nie są już tak kontrowersyjne jak wtedy, nie bójmy się – apeluje Hetmański.
URE pytany o dane wzywa do „wykazania interesu publicznego”
W trakcie naszej tułaczki w poszukiwaniu danych o umowach mocowych w ciągu ostatniego miesiąca udaliśmy się również do dotychczas odpowiedzialnego za rynek mocy Ministerstwa Klimatu i Środowiska, a także do Ministerstwa Aktywów Państwowych oraz Ministerstwa Przemysłu, na którym wyrosło już nowe Ministerstwo Energii. Ponadto skierowaliśmy się również do Urzędu Regulacji Energetyki.
Czego się dowiedzieliśmy? Zasadniczo niczego, bo zgodnie z przewidywaniami MKiŚ oraz MAP odpisały nam mniej więcej tyle, że wyniki aukcji mocowych publikują PSE oraz URE. W dalszej korespondencji z resortami wskazywaliśmy na niepełną formę podawanych tam danych oraz niechęć beneficjentów do dzielenia się szerszymi informacjami. Ponadto pytaliśmy o to, czy planowane jest zwiększenie transparentności rynku mocy pod kątem tak podstawowych informacji jak rodzaj źródła wytwarzania, jego lokalizacja oraz termin obowiązywania umowy mocowej. Jednak żadnej odpowiedzi z ministerstw już nie dostaliśmy.
W taką dyskusję nie wdał się też transformujący w Ministerstwo Energii resort przemysłu, który wskazał tylko, że „przekazanie tak szczegółowych informacji nie jest możliwe, gdyż zgodnie z art. 55 ust. 6 ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy, rejestr rynku mocy, który zawiera m.in. informację o obowiązujących umowach mocowych, jest jawny dla uczestników rynku mocy z zachowaniem przepisów o ochronie informacji niejawnych lub innych informacji prawnie chronionych. Powyższe oznacza, że dostęp do informacji wpisanych do rejestru rynku mocy zastrzeżony został wyłącznie dla uczestników rynku mocy i to z dodatkowymi obostrzeniami wynikającymi z przepisów o ochronie informacji niejawnych lub innych informacji prawnie chronionych, z zastrzeżeniem przypadków określonych w przepisach art. 55 ust. 5 oraz art. 14 ust. 1, art. 27 i art. 28 ustawy o rynku mocy”.
Obecnie redakcja portalu WysokieNapiecie.pl mocuje się jeszcze z Urzędem Regulacji Energetyki. W pierwszej odpowiedzi URE przekazał, że „obecnie nie dysponuje gotową bazą danych na temat okresu obowiązywania kontraktów mocowych dla poszczególnych jednostek wytwórczych”. Jednocześnie stwierdził, że w jego ocenie możliwe jest stworzenie takiej bazy podstawie tych wyników aukcji, które publikuje URE. Czyli tych samych, które publikuje PSE, a na których to ułomność informacyjną tak właśnie narzekamy.
W tej sytuacji poprosiliśmy więc URE o podanie oczekiwanych informacji w trybie ustawy o dostępie do informacji publicznej, albo wydanie decyzji odmownej w celu jej zaskarżenia do Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego.
W ubiegłym tygodniu otrzymaliśmy kolejne pismo od regulatora, w którym wskazano, że „analiza złożonego wniosku wykazała, że podanie żądanych informacji wiązałoby się z koniecznością przeanalizowania znacznego zakresu informacji i dokumentów”.
– W sytuacji, gdy podmiot zobowiązany do udzielenia informacji publicznej, czyli Prezes URE, nie dysponuje na dzień złożenia wniosku gotową informacją, a jej udostępnienie wymaga podjęcia dodatkowych czynności oraz zaangażowania dodatkowych sił i środków, wtedy wytworzenie dokumentu żądanej treści wskazywać będzie na proces jej przetworzenia. Wówczas żądana informacja będzie miała charakter informacji przetworzonej, tj. takiej, która co do zasady wymaga dokonania stosownych analiz połączonych z zaangażowaniem w ich pozyskanie określonych środków osobowych i finansowych – stwierdził URE.
Ponadto dodał też m.in., że „w orzecznictwie podkreśla się, że zasadniczo prawo do uzyskania informacji publicznej przetworzonej ma jedynie taki wnioskodawca, który jest w stanie wykazać, w jakim zakresie udzielenie informacji jest szczególnie istotne dla interesu publicznego i wyjaśnić, w jaki sposób zamierza wykorzystać uzyskane informacje dla ochrony interesu państwa lub poprawy funkcjonowania organów władzy publicznej”.
Dlatego URE wezwało nas do wykazania, w „jaki sposób żądane we wniosku informacje są szczególnie istotne dla interesu publicznego”.
Pozostało nam więc powtórzenie argumentacji związanej z dostępem do informacji o pomocy publicznej, którą obywatele finansują w opłacie mocowej, a także dostępem do informacji dotyczących bezpieczeństwa energetycznego kraju.
Zatem obecnie czekamy aż URE udostępni nam odpowiednie dane, albo wyda decyzję odmowną, abyśmy mogli ją zaskarżyć do WSA…
