Polska stoi przed wyzwaniem budowy nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej. Do 2040 r. luka inwestycyjna w polskim systemie elektroenergetycznym wyniesie 100-120 GW. Zostanie zapełniona przede wszystkim źródłami odnawialnymi. Ale system potrzebuje także mocy dyspozycyjnych, które pozwolą na jego elastyczne bilansowanie w warunkach coraz większej zmienności generacji i odbioru. Według szacunków PSE będzie ich potrzeba 12-18 GW. Problem jest tym pilniejszy, że 9. aukcja rynku mocy, na której zawierano kontrakty na 2029 r. i lata kolejne, podobnie jak aukcja poprzednia, nie przyniosła nowych, dużych projektów w moce wytwórcze. Jednocześnie w najbliższym czasie Polska musi podjąć decyzję o przedłużeniu rynku mocy na kolejne 10 lat. Powinien on być ukształtowany tak, żeby realnie pozwolić zasypać lukę po węglu i wesprzeć budowę nowych dyspozycyjnych mocy – wskazują eksperci think-tanku Forum Energii.
9. aukcja rynku mocy, która odbyła się 12 grudnia ubiegłego roku, była poprzedzona dyskusjami, jakie projekty w niej wygrają. Z jednej strony, oczekiwano nowych inwestycji gazowych, zapowiadanych zresztą przez spółki energetyczne. Z drugiej – otwarte było pytanie o to, na ile dostawcy magazynów energii będą zainteresowani udziałem w aukcji po tym, jak obniżony został współczynnik korekcyjny dyspozycyjności dla tej technologii – z 95% na aukcji w 2023 do 61,3% w 2024. Dla właścicieli magazynów oznacza to mniejsze przychody, dla operatora systemu przesyłowego – zakup większej mocy za mniej (kupując realnie 1 MW w 2024 r. operator płacił za 63% tej mocy, ale jednocześnie tylko taka część mocy zainstalowanej danego magazynu może zostać uznana za dyspozycyjną i sprzedana na rynku mocy)[1]. Zmiana, choć kontestowana przez uczestników rynku, nie spowodowała braku ofert w aukcji. Ostatecznie to właśnie magazyny wygrały najwięcej kontraktów mocowych: 2,5 GW.
W oczekiwaniu na moc
W dziewiątej aukcji, dla roku dostaw 2029, zapotrzebowanie na moc określono na poziomie 5424 MW[2]. W wyniku zawartych umów mocowych PSE kupiły ostatecznie więcej mocy: 8053,6 MW. Dodatkowy zakup mocy był możliwy dzięki nadwyżce zaoferowanych w tej aukcji przez jej uczestników oraz dzięki tańszym ofertom: konkurencja dostawców spowodowała spadek ceny do 264,90 zł/kW/rok, przy cenie maksymalnej ustalonej na 536,80 zł/kW/rok. Łącznie – z uwzględnieniem aukcji przeprowadzonych w poprzednich latach – na 2029 rok zabezpieczono moc na poziomie ponad 20,4 GW.
Z obecnie funkcjonującym rynkiem mocy jest jednak pewien kłopot: 9. aukcja, podobnie jak poprzednia, nie przyniosła inwestycji w większe moce wytwórcze. Wrzucenie wszystkich dostawców mocy do jednego koszyka powoduje konkurowanie różnych technologii o różnych kosztach inwestycyjnych. Wygrywają te, które są tańsze (np. magazyny), pomimo tego, że inne, droższe w budowie moce (np. gazowe) też są niezbędne w systemie.
I tak już drugi rok z rzędu to magazyny zawarły najwięcej umów mocowych. Jeśli wszystkie inwestycje powstaną zgodnie z planem, to rynek mocy przyczyni się do zbudowania 4,4 GW magazynów bateryjnych. Podobnie jak rok temu także w obecnej, dziewiątej aukcji pojawiło się zróżnicowanie oferowanych technologii. Jednostki zagraniczne wygrały kontrakty na 1,6 GW. Wśród nich są m.in. elektrownie jądrowe i wodne. Polskie elektrownie wodne zawarły umowy na 1,3 GW, a DSR na 1,1 GW. Roczne kontrakty uzyskały bloki na biomasę lub ją współspalające. Po raz pierwszy w tej aukcji pojawiły się umowy dla elektrowni wiatrowych, a nawet fotowoltaicznych – łącznie to 55 MW. Rynek mocy nie jest podstawowym mechanizmem wspierania OZE i nie zastępuje aukcji, może jednak stanowić dodatkowe, niewielkie źródło przychodów np. dla tych inwestycji, które już nie korzystają z systemów wsparcia, dzięki którym powstały.
To, co zwraca uwagę, to fakt, że podobnie jak w ósmej aukcji z 2023 r., także w ostatniej, dziewiątej, nie pojawiły się żadne nowe duże jednostki gazowe. Spośród 917 MW zakontraktowanych w technologiach gazowych, znakomita większość dotyczy już istniejących jednostek (m.in. Włocławka, Stalowej Woli czy Nowej Sarzyny). W tym jednak roku do aukcji wystartowała Enea z planowanymi blokami gazowo-parowymi w Kozienicach i projekt Energi w Gdańsku. Cena oczekiwana przy realizacji takich projektów powinna pokrywać koszty inwestycyjne, które można obecnie szacować na poziomie 4,6 mln PLN’2024/MW. W tym roku podwyższono nawet cenę maksymalną, odpowiadającą kosztowi wejścia nowej jednostki na rynek (czyli faktycznie kosztowi gazówek), niemniej dzięki większej konkurencji i dużemu udziałowi magazynów, od dwóch lat aukcje mocy zamykają się w przedziale 244-264 zł/kW/rok. Na gaz – to za mało. Choć z drugiej strony zwiększenie liczby ofert jest dobre, bo obniża koszty rynku mocy. Przemysł dopłaci do każdej MWh średnio 141 zł, a przeciętne gospodarstwo domowe – gdyby nadal nie utrzymano mrożenia cen i zwolnienia tej grupy z płacenia opłaty mocowej – miesięcznie wydawałoby 11,44 zł.
Cąłą analizę przeczytasz na łamach Forum Energii.