Wnioski z 7. aukcji – rynek mocy czystszy, ale bilans KSE pozostaje wyzwaniem

Kwestia wystarczalności mocy, szczególnie po 2025 r., jest w Polsce dobrze zidentyfikowanym problemem. Brak możliwości wspierania jednostek wysokoemisyjnych w rynku mocy od połowy tej dekady – ze względu na limity emisji CO2 – powodował, że poprzednie aukcje, w których rozstrzygały się inwestycje z horyzontem realizacji po 2025 r. śledzono z dużym oczekiwaniem: jakie projekty się pojawią i na ile będę zmieniać polską energetykę. Zainteresowanie wynikami obecnej, siódmej aukcji wyraźnie jednak osłabło. I trudno się dziwić – Polska i cała Europa są w środku największego kryzysu energetycznego od lat. Tymczasem to właśnie w tej aukcji rynku mocy pojawia się oczekiwana różnorodność technologii i pierwsze magazyny bateryjne.

DSR

Najwięcej kontraktów na 7. aukcji zdobył DSR – 1,5 GW, głównie poprzez agregatorów. To najwyższa wartość zakontraktowanej redukcji zapotrzebowania ze wszystkich dotychczasowych aukcji. DSR przeszedł w Polsce bardzo długą drogę od 2015 r., kiedy w momencie ogłaszania stopni zasilania operator takim narzędziem nie dysponował, czy w 2017 r., kiedy – jeszcze przed wprowadzeniem w Polsce rynku mocy – zakontraktował 350 MW[1]. Dziś jest to mechanizm dobrze rozwinięty, odgrywający ważną rolę w systemie.

Gaz

Wśród mocy gazowych kontrakty wygrały dwie nowe jednostki: nowy blok gazowo-parowy PGE w Rybniku (umowa mocowa na 795 MW) oraz kogeneracyjny blok gazowy, który w Łodzi zbuduje Veolia i który zastąpi dwa bloki węglowe w elektrociepłowni EC4. Zmodernizowana i przystosowana do spalania gazu ziemnego zostanie również jednostka o mocy 58 MW – należąca do PGE Energia Ciepła EC Szczecin. Pozostałe zakontraktowane moce gazowe (ok. 360 MW) to jednostki istniejące, na czele z blokiem gazowo-parowym we Włocławku.

Współspalanie biomasy z węglem

1,1 GW zostało zakontraktowane w jednostkach współspalających biomasę z węglem. Podobnie jak w poprzedniej aukcji, jest to pięć bloków klasy 200 MW w Elektrowni Połaniec. Tym razem pojawiła się dodatkowo modernizowana jednostka w Ostrołęce, która będzie przestawiona z opalania węglem do współspalania biomasy. Kontrakt wygrał również blok biomasowy w elektrociepłowni Białystok, o mocy 9 MW.

Moce zagraniczne

W siódmej aukcji, podobnie jak rok wcześniej, kontrakty ponownie uzyskały moce zagraniczne. Z 550 MW mocy, 300 MW ze Słowacji oraz 250 MW z Litwy poprzez linię prądu stałego.

Elektrownie wodne

Wśród mocy wodnych, 450 MW to istniejące większe i mniejsze zapory, elektrownie przepływowe i jednostki szczytowo-pompowe, pozostałe 140 MW to jednostki modernizowane, na czele z elektrownią szczytowo-pompową Porąbka-Żar (121 MW).

Magazyny

Najważniejszą informacją jest jednak pojawienie się – po raz pierwszy na rynku mocy – magazynów energii. Zakontraktowano pięć jednostek o łącznej mocy ok. 165 MW. Największym z nich (jednocześnie jednym z większych w Europie i największym w Polsce) będzie magazyn spółki-córki Columbus Energy o mocy ponad 120 MW i pojemności 0,5 GWh, który stanie w południowej Polsce.

Magazyn firmy OX2, który zgodnie z informacjami prasowymi ma moc 50 MW i 0,1 GWh pojemności, wygrał kontrakt mocowy w wielkości 21 MW i zostanie zlokalizowany w województwie podkarpackim. Ponadto w pobliżu Wrocławia, zostanie wybudowany magazyn energii o parametrach 7,5 MW (moc zgłoszona 6,65 MW)/28 MWh, którego inwestorami są Hynfra i PKE Pomorze. Pozostałe dwie jednostki to należący do Energi (Orlenu) magazyn przy farmie wiatrowej Bystra o mocy niecałych 4 MW oraz jednostka o mocy ok. 9 MW.

Węgiel

Na przestrzeni lat, udział wspieranych mocy węglowych wśród jednostek istniejących spadł z 82% (7,4 GW) w aukcji nr 3 (na 2023 r.) do 0. Dla jednostek modernizowanych spadek ten był jeszcze bardziej zauważalny – z 94%-100% w aukcjach 1-4 do 0 w aukcji siódmej.

Jednostki węglowe nie mogły startować w grudniowej aukcji rynku mocy (podobnie jak w grudniu 2021 r.), ponieważ elektrownie emitujące ponad 550 g CO2/kWh nie mogą otrzymywać wsparcia z rynku mocy od dnia 1 lipca 2025 r., czyli w okresach kontraktowanych na dwóch ostatnich aukcjach.

Podsumowując, w ostatniej aukcji głównej rynku mocy z grudnia 2022 r. największą część (34%) stanowią kontrakty dla istniejących jednostek wytwórczych. 29% mocy to DSR. Około 1/5 stanowią nowe moce – po raz kolejny wszystkie o emisyjności poniżej 450 g CO2/kWh. Po raz pierwszy pojawiają się magazyny energii. Więcej od mocy modernizowanych (6%) stanowiły moce zagraniczne – litewskie i słowackie (10%).

Jednak pomimo różnorodności technologii na 7. aukcji, przy braku udziału węgla, należy przypomnieć, że w kontraktach mocowych na rok 2027 nadal wiele zabezpieczonych mocy to jednostki węglowe. W wyniku wszystkich wcześniej przeprowadzonych aukcji, na rok dostaw 2027 łącznie zawarto umowy na 18,7 GW mocy, z czego 7,9 GW to moce węglowe.

Sytuacja, w której podaż mocy będzie zapewniania przed bloki węglowe, choć jej wolumen będzie coraz mniejszy, utrzyma się jeszcze długo – do wygaśnięcia w 2035 r. ostatnich kontraktów dla bloku 1085 MW w elektrowni Kozienice, elektrowni Jaworzno III, dwóch bloków klasy 900 MW w Opolu oraz najnowszego bloku na węgiel brunatny w Turowie. Łącznie jest to 3,6 GW mocy węglowych, które prawdopodobnie pozostaną rentowne przez najbliższe 12 lat.

Koszty 

Cena zamknięcia aukcji rynku mocy była rekordowo wysoka – 406,35 zł/kW/r. Dlatego rachunek za wszystkie kontrakty na niej zawarte (obowiązujące w 2027 r. i w kolejnych latach) wyniesie 10,2 mld zł (nominalnie). Aż 65% tej kwoty wesprze nowe moce gazowe (6,7 mld zł), przy czym na blok gazowo-parowy Veolii przypada 1,2 mld zł, a na elektrownię w Rybniku 5,5 mld zł (którego budowa i umowa serwisowa będą kosztowały 3,76 mld zł netto[2]). Będziemy je wspierać do 2043 r. Oznacza to, że finansowanie uzyskane z rynku mocy przewyższa z nawiązką koszty inwestycji w Rybniku, podbijając koszty transformacji. Z taką sytuacją mamy do czynienia już drugi rok z rzędu. Brak konkurencji na rynku mocy i ograniczona podaż nowych projektów oznacza, że spółki będą miały rekordowe przychody z rynku mocy (wyższe niż wartość inwestycji), ale kosztem odbiorców i całej gospodarki.

Łączny koszt rynku mocy, wynikający z umów zawartych na wszystkich dotychczasowych aukcjach, wynosi 74,05 mld zł, bez uwzględnienia inflacji.

Bilans nowych mocyCzy tak potężny strumień środków zapewni Polsce zbilansowanie mocy w warunkach dążenia do niskoemisyjnej transformacji?

Jak dotychczas w ramach rynku mocy powstało lub powstanie ok. 8,4 GW nowych mocy wytwórczych. Początkowo ten mechanizm wsparł nowe inwestycje węglowe, które bez rynku mocy od pierwszych dni generowałyby straty. Większość nowych niskoemisyjnych mocy pojawiła się dopiero po wejściu w życie limitu emisyjności na poziomie 550 g CO2/kWh. Jest ich 5,5 GW (o emisyjności poniżej 450 gCO2/kWh). Rynek mocy stworzył również zachęty finansowe dla 10 istniejących jednostek do zmiany paliwa węglowego: siedem, o łącznej mocy 500 MW, przestawi się na gaz, a trzy (o mocy ok. 600 MW) na współspalanie biomasy.

Jednocześnie jak wynika z Planu Rozwoju Systemu Przesyłowego na lata 2023-2032, strategicznego dokumentu PSE, pojawienie się nowych ww. mocy najprawdopodobniej nie w wystarczy do zbilansowania systemu. PSE szacuje, że aby utrzymać wskaźnik LOLE (ang. Loss of Load Expectation – oczekiwany czas trwania deficytu mocy w danym roku) na poziomie poniżej 3 godzin konieczne będą dodatkowe moce dyspozycyjne. Inaczej ten wskaźnik – czyli liczba godzin, w których energia może nie zostać dostarczona – zwiększy się.

Wymagane dodatkowe moce przedstawiono je na poniższym wykresie[3]. W roku 2030 konieczna jest dodatkowa budowa 6 GW mocy, natomiast w 2035 r. – roku wygaśnięcia ostatnich kontraktów węglowych w rynku mocy – jest to już 13,5 GW.

Jak szacuje PSE, w przypadku niezbudowania dodatkowych mocy, wskaźnik LOLE wzrośnie, czyli wydłuży się okres deficytu mocy w systemie. Średnio w 2030 r. może wynieść 1796 h (ok. 2,5 miesiąca), a w 2035 r. ponad pół roku (4559 h).

Wnioski

Trwająca dyskusja o dylematach, jak transformować polską energetykę w warunkach dążenia do neutralności klimatycznej, ale i niepewności na rynku gazu ma swoje odzwierciedlenie w wynikach aukcji rynku mocy. Pokazuje, jak dużym wyzwaniem jest zapewnienie wystarczalności mocy w Polsce. To wszystko dzieje się w sytuacji, kiedy nie pojawiały się dotychczas magazyny energii (zmienia to dopiero 7. aukcja), a nowe moce OZE rozwijają się zbyt wolno i napotykają wiele barier: od blokady lądowych farm wiatrowych przez zasadę 10H po problemy z przyłączeniami i wydawaniem pozwoleń administracyjnych dla fotowoltaiki.

Wysokie koszty

Jak dotąd w ramach rynku mocy wsparcie uzyskało 8,2 GW nowych mocy wytwórczych  o sumarycznej wartości 40,2 mld zł. Pozostałe 34 mld zł zostały przeznaczone na przeprowadzenie modernizacji (głównie elektrowni wodnych i jednostek węglowych, bez zmiany paliwa), wykorzystanie strony popytowej (DSR), utrzymanie jednostek istniejących, dotowanie jednostek zagranicznych i – dopiero na siódmej aukcji – inwestycje w magazyny.

Problem zbilansowania zostaje

Wydane 34 mld zł odkładają co prawda w czasie ryzyko wystąpienia niedoborów mocy, jednak nie zapewnią zrównoważonej zmiany struktury wytwórczej, której przestarzały polski system elektroenergetyczny tak bardzo potrzebuje. Z tej części środków tylko magazyny (1,2 mld zł) są inwestycją na lata, która trwale zwiększy bezpieczeństwo energetyczne Polski.

Mimo ogromnego wsparcia publicznego – bez znaczącej poprawy efektywności energetycznej, wobec postępującej elektryfikacji ogrzewania, transportu będzie w coraz trudniejszej sytuacji.

Potrzeba więcej magazynów

Najnowsza aukcja rynku mocy nie zmienia tego obrazu. Należy oczywiście docenić pojawienie się wyczekiwanych magazynów energii, choć zastanawiać może ich lokalizacja – zdecydowana większość mocy na południu Polski, podczas gdy większość zmiennej generacji (wiatr na lądzie i morzu) jest planowana na północy naszego kraju. Wśród zwycięzców aukcji nie ma np. zapowiadanego przez PGE wielkoskalowego magazynu energii w Żarnowcu[4]. Pozostaje więc pytanie, czy skala i lokalizacja tych inwestycji odpowiada na potrzeby sieci. Ponieważ są one pilnie potrzebne, należy przemodelować rynek mocy tak, aby generował więcej nowych projektów. Dotyczy to również DSR czy hybrydowych OZE.

KSE nadal nie sięga po ciepłownictwo

Na wyniki 7. aukcji rynku mocy trzeba patrzeć również przez pryzmat tego, jakie projekty w aukcji się nie pojawiły. Poza Veolią i małym blokiem w EC Szczecin, nie ma nowych jednostek kogeneracyjnych (łącznie z zapowiadanym od dłuższego czasu blokiem gazowo-parowym w Gdańsku o mocy 450 MWe). Oznacza to, że w temacie transformacji ciepłownictwa niewiele będzie się działo, a mówimy przecież o perspektywie inwestycji gotowych na 2027 r.

Rynek mocy w obecnej postaci tworzył przede wszystkim zachęty finansowe do pozostania mocy, głównie węglowych, w KSE. Przez to odłożona została w czasie i dywersyfikacja, i transformacja. W warunkach kryzysowych na rynkach energii, nieokreślenia roli gazu w transformacji i ogólnej niepewności kierunku polskiej energetyki, projektów jest mało. Nowych niskoemisyjnych mocy powstaje niewiele, a koszty z roku na rok rosną. Jesteśmy daleko od zapewnienia, rozsądnym kosztem, bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej – a taki cel postawiono przed rynkiem mocy. Dlatego uważamy, że rynek mocy potrzebuje  takiej reformy, która doprowadzi do wsparcia czystych i elastycznych technologii – DSR, magazynów energii, hybrydowych OZE czy kogeneracji. Grudniowa akcja przynosi jednak zwiastuny przemiany – rynek mocy staje się po niej czystszy i uzupełniony o inwestycje, których dotąd nie było. Problemy ze zbilansowaniem KSE pozostają jeszcze nierozwiązane, jednak – przy odpowiedniej reformie mechanizmu mocowego – Polska ma szansę, aby stał się on instrumentem tak potrzebnej transformacji.

Autorzy: dr Aleksandra Gawlikowska-Fyk, Marcin Dusiło
Data publikacji: 20 stycznia 2023 r.