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 – przekonuje Forum Energii. W przeciwnym razie może nam zabraknąć energii elektrycznej.
- 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 Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) będzie ich potrzeba 12-18 GW. Ostatnia, 9 aukcja rynku mocy, na której zawierano kontrakty na 2029 r. i lata kolejne nie przyniosła nowych, dużych projektów w moce wytwórcze.
– 9. aukcja rynku mocy, która odbyła się 12 grudnia 2024 r., 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 proc. na aukcji w 2023 do 61,3 proc. w 2024 r. – czytamy w raporcie Forum Energii „Nie ma i nie będzie. Dużych bloków gazowych w rynku mocy”.
W oczekiwaniu na moc. Nie zawsze najtańsze jest najlepsze
Raport zwraca uwagę, że 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 proc. tej mocy, ale jednocześnie tylko taka część mocy zainstalowanej danego magazynu może zostać uznana za dyspozycyjną i sprzedana na rynku mocy).
Zmiana, choć kontestowana przez uczestników rynku, nie spowodowała braku ofert w aukcji. Ostatecznie to właśnie magazyny wygrały najwięcej kontraktów mocowych: 2,5 GW.
W dziewiątej aukcji, dla roku dostaw 2029, 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 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 – wskazuje Forum Energii.
Są magazyny energii, a brakuje dużych jednostek gazowych
Raport podkreśla, że 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 – podkreśla Forum Energii.
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 zł za 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.
Zamiast dużych bloków będą mniejsze silniki gazowe
– 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. To ważne inwestycje dla obu sektorów – elektroenergetyki i ciepłownictwa – zauważa Forum Energii.
System elektroenergetyczny potrzebuje nowych elastycznych mocy, mogących szybko bilansować generację w warunkach coraz wyższych udziałów OZE, ale także zmienności zapotrzebowania. Silniki gazowe można bardzo szybko uruchamiać zarówno ze stanu ciepłego, jak i zimnego i dynamicznie zmieniać ich moc.
Z kolei współczesne ciepłownictwo stoi przed wyzwaniem optymalizacji wykorzystania gazu ziemnego, który w nadchodzących latach znacząco zwiększy swoje znaczenie.
Nawet przy maksymalnym wykorzystaniu lokalnych źródeł ciepła odpadowego i OZE z przemysłu, centrów danych, czy oczyszczalni ścieków, zapotrzebowanie na gaz w ciepłownictwie wzrośnie z 1,5 mld m³ do 3–4 mld m³. Ale w przypadku braku strategii efektywnego wykorzystania gazu, może osiągnąć ponad 10 mld m³.
Strategia ta oznacza w szczególności postawienie na kogenerację, elastyczne silniki gazowe oraz turbiny lotniczopochodne, które najlepiej wspierają Krajowy System Elektroenergetyczny.
– Rynek mocy i korzystanie z niego przez przedsiębiorstwa ciepłownicze, pozwala na budowę elastycznych mocy, takich jak silniki gazowe, mimo że jednostkowe nakłady są wyższe niż na bloki gazowo-parowe. To jednak nie wszystko. Kluczowe jest także dostosowanie zarządzania systemem ciepłowniczym do dynamicznych sygnałów na rynku energii elektrycznej oraz wdrażanie magazynów ciepła, co znacząco zwiększa elastyczność całego systemu – przekonuje Forum Energii.
Krytyczny rok 2029. Potem może zapaść ciemność
W raporcie podkreślono, że brak nowych inwestycji w większe moce wytwórcze w ramach rynku mocy to wyzwanie dla bilansowania KSE w niedalekiej przyszłości.
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).
Forum Energii przypomina, że rząd przygotował zmianę ustawy o rynku mocy, która ma wprowadzić aukcje uzupełniające dla bloków węglowych. Jej celem jest – dozwolone na podstawie unijnej derogacji z 2024 r. – przedłużenie wsparcia dla wysokoemisyjnych mocy po 1 lipca 2025 r. Zainteresowanie może nie być duże, więc rząd chce zwiększyć cenę, by zachęcić właścicieli węglówek do utrzymania ich w systemie.
To ważne, żeby nowe zasady aukcji uzupełniających pojawiły się jak najszybciej, nie rozwiązuje to jednak systemowo problemu luki mocowej. Ostatnia aukcja potwierdza, że w obecnym kształcie rynek mocy, który miał zapewniać wystarczalność, nie spełnia swojej funkcji, a jego zasady niewystarczająco wspierają pozyskiwanie takich technologii, które są niezbędne dla utrzymania stabilnej pracy KSE w kolejnych dekadach.
Niezbędny jest nowy mechanizm wsparcia inwestycji
Rynek mocy w obecnym kształcie, zaakceptowany przez Komisję Europejską na 10 lat funkcjonowania, właśnie się kończy. Przed nami jeszcze tylko jedna aukcja, która odbędzie się pod koniec 2025 r.
Trwający proces legislacyjny zmienia obecne regulacje pod kątem przedłużenia wsparcia dla węgla, ale jedynie na najbliższe 3,5 roku.
– Niezbędny jest nowy mechanizm wsparcia inwestycji, które są w Polsce tak potrzebne, i które pozwolą na realizację transformacji w sposób bezpieczny dla systemu elektroenergetycznego. To właśnie w najbliższych miesiącach powinny zapaść decyzje o tym, jak powinien być skonstruowany rynek mocy na kolejne 10 lat – podkreśla Forum Energii.
Forum Energii postuluje zmiany w nowym mechanizmie mocowym, które nadal będą wspierały DSR i magazyny, ale pozwolą kontraktować się również jednostkom gazowym.
Obecny model rynku mocy opiera się na jednolitym produkcie, jakim jest zobowiązanie dostawcy mocy do utrzymywania gotowości w okresie dostaw oraz do dostarczania określonej mocy w sytuacjach kryzysowych.
Jednakże różne technologie pełnią odmienne funkcje w systemie elektroenergetycznym, co oznacza, że nie każda z nich oferuje jednakową szybkość reakcji czy okres dostarczania mocy.
W ocenie Forum Energii z tego względu zasadne jest wprowadzenie zróżnicowanych produktów dostosowanych do różnych potrzeb systemowych. Inne są też koszty budowy i funkcjonowania różnych rozwiązań – których rozmaity wachlarz jest niezbędny w KSE.
Co zrobić, żeby było lepiej? Konkretne propozycje zmian
W tym kontekście Forum Energii proponuje nową organizację aukcji rynku mocy.
Pierwsze to aukcje na moc dyspozycyjną (firm capacity) – przeznaczone dla jednostek zdolnych do ciągłego dostarczania mocy przez dłuższe okresy, cechujących się wysoką dostępnością i dłuższym czasem aktywacji. Kontraktowanie w tych aukcjach odbywałoby się na zasadach zbliżonych do obecnego rynku mocy, tj. w ramach rocznych aukcji, umożliwiających pokrycie nakładów inwestycyjnych dzięki długoterminowym umowom. Jednostki te miałyby kluczowe znaczenie w okresach niskiej dostępności odnawialnych źródeł energii, takich jak wiatr i słońce, zapewniając stabilność systemu elektroenergetycznego.
Innowacja druga to aukcje na moc elastyczną (flexible capacity) – skierowane do jednostek zdolnych do szybkiej reakcji, charakteryzujących się krótkim lub średnim czasem aktywacji (rzędu minut lub godzin) oraz dostępnością w określonych przedziałach czasowych, a nie przez całą dobę. Kontraktowanie w ramach tych aukcji odbywałoby się raz w roku lub częściej, z możliwością zawierania umów krótkoterminowych (liczonych w miesiącach). Jednostki te miałyby za zadanie kompensować krótkoterminowe wahania generacji ze źródeł odnawialnych i stabilizować system elektroenergetyczny.
Przyjęcie zasady neutralności technologicznej jest kluczowe, aby umożliwić różnym technologiom dostęp do poszczególnych kategorii aukcji. Niezależnie od rodzaju kupowanego produktu, reforma rynku mocy powinna obejmować także dodatkowe zmiany, takie jak:
– Obniżenie minimalnej mocy dla dostawców z 2 MW do 1 MW, co pozwoliłoby na lepsze wykorzystanie zasobów rozproszonych, zwiększając dywersyfikację technologiczną i konkurencję.
– Zróżnicowanie kar za niedostarczenie mocy, ponieważ wysokie kary stanowią barierę dla mniejszych podmiotów rynkowych. Wprowadzenie systemu progresywnych kar, uzależnionych od wielkości dostarczanej mocy, mogłoby zapewnić bardziej sprawiedliwe traktowanie małych i dużych uczestników rynku.
– Częstsza organizacja aukcji w systemie rolowanym (np. na 5, 3 i 1 rok przed okresem dostaw), co pozwoliłoby lepiej dostosować kontraktowane moce do bieżących potrzeb systemowych, równoważąc długoterminową wystarczalność z elastycznością operacyjną.
– Uwzględnienie w aukcjach instalacji hybrydowych oraz ustalenie współczynników wykorzystania mocy dla całych portfeli technologicznych, co pozwoliłoby na bardziej efektywne wykorzystanie zasobów. Kluczowe w tym kontekście jest wdrożenie mechanizmów submeteringu oraz elastycznych procedur certyfikacji.
– Proponowane zmiany stanowią istotny krok w kierunku bardziej efektywnego, elastycznego i zdekarbonizowanego rynku mocy, który lepiej odpowiada na dynamiczne potrzeby polskiego systemu elektroenergetycznego. Bez wdrożenia proponowanych zmian system elektroenergetyczny stanie przed poważnymi wyzwaniami, które mogą doprowadzić do jego niestabilności i nieefektywności operacyjnej – ocenia Forum Energii.
Brak odpowiedniej dywersyfikacji technologicznej oraz mechanizmów wspierających elastyczność mocy może skutkować ograniczeniem możliwości bilansowania, szczególnie w warunkach zmiennej generacji z OZE.
– W konsekwencji może to prowadzić do wzrostu ryzyka niedoborów mocy, destabilizacji sieci oraz wzrostu kosztów dla odbiorców końcowych. Długoterminowo brak reform może zagrozić realizacji celów dekarbonizacyjnych oraz bezpieczeństwu dostaw – podsumowuje Forum Energii.
Źródło: wnp.pl
Dodaj komentarz