Eksperci Forum Energii oceniają, że do 2040 r. Polska powinna zbudować nowe jednostki wytwórcze energii o mocy 100-120 GW. Konieczne są też – ich zdaniem – inwestycje w elektrownie gazowe, które uzupełniłyby lukę po węglowych, ale warunki aukcji rynku mocy temu nie sprzyjają.
W opublikowanej w poniedziałek opinii pt. „Nie ma i nie będzie. Dużych bloków gazowych w rynku mocy” eksperci Forum Energii zwrócili uwagę, że Polska stoi przed wyzwaniem budowy nowych mocy wytwórczych energii elektrycznej. Podali, że do 2040 r. luka inwestycyjna w polskim systemie elektroenergetycznym wyniesie 100-120 GW. Zostanie zapełniona przede wszystkim źródłami odnawialnymi. Zdaniem ekspertów, system potrzebuje także mocy dyspozycyjnych, które pozwolą na jego elastyczne bilansowanie w warunkach coraz większej zmienności produkcji i odbioru energii. Powołali się na szacunki Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE), z których wynika, że 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” – podkreślili. Jednocześnie w najbliższym czasie Polska musi zdecydować o przedłużeniu rynku mocy na kolejne 10 lat. Według ekspertów powinien on być ukształtowany tak, żeby „realnie pozwolić zasypać lukę po węglu” i wesprzeć budowę nowych dyspozycyjnych mocy.
Eksperci przypomnieli, że w 9. aukcji, dla roku dostaw 2029, która odbyła się 12 grudnia 2024 r. zapotrzebowanie na moc określono na poziomie 5424 MW. 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 r. zabezpieczono moc na poziomie ponad 20,4 GW.
Zaznaczono, że podczas 9. aukcji rynku mocy magazyny energii wygrały, i to już drugi rok z rzędu, najwięcej kontraktów mocowych: 2,5 GW. „Jeśli wszystkie inwestycje powstaną zgodnie z planem, to rynek mocy przyczyni się do zbudowania 4,4 GW magazynów bateryjnych” – podali eksperci.
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 (usługi interwencyjnej redukcji poboru) 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.
To, co według ekspertów zwraca uwagę, to fakt, że podobnie jak w ósmej aukcji z 2023 r., także w 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.
Eksperci wskazali, że w aukcji 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” – ocenili. Choć przyznali, że 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” – podali autorzy opracowania.
Stwierdzili również, że choć duże bloki gazowe, które Energa i Enea wystawiły do aukcji mocy, nie miały szans na wygranie kontraktów mocowych, to PGE Energia Ciepła postawiła, z sukcesem, na silniki gazowe – te, po zakontraktowaniu umów na 45 MW, powstaną w Gdyni oraz w Krakowie.
Dodali, że oczekiwano ich, ponieważ nowych, niskoemisyjnych jednostek będzie powstawać za mało, żeby zastępować wycofywany węgiel. „To właśnie w 2029 r. przestanie obowiązywać większość kontraktów dla mocy węglowych – zarówno tych już zawartych jak też tych, które mogą się jeszcze pojawić w ramach aukcji uzupełniających (tzw. derogacja dla węgla)” – przekazali.
Eksperci przypominieli, że rynek mocy w obecnym kształcie, zgodnie z decyzją Komisji Europejskiej miał funkcjonować 10 lat, a ten okres właśnie się kończy. „Przed nami jeszcze tylko jedna aukcja, która odbędzie się pod koniec tego roku. Trwający proces legislacyjny zmienia obecne regulacje pod kątem przedłużenia wsparcia dla węgla, ale jedynie na najbliższe 3,5 roku” – wskazali eksperci.
W ich opinii niezbędny jest nowy mechanizm wsparcia inwestycji, które są w Polsce pozwolą na realizację transformacji w sposób bezpieczny dla systemu elektroenergetycznego. Eksperci uważają, że to właśnie w najbliższych miesiącach powinny zapaść decyzje o tym, jak powinien być skonstruowany rynek mocy na kolejne 10 lat. Eksperci Forum Energii postulują zmiany w nowym mechanizmie mocowym, które nadal będą wspierały DSR magazyny, ale pozwolą kontraktować się również jednostkom gazowym. (PAP)
ab/ drag/
