Pomysł węglowej rezerwy pójdzie w odstawkę? Rynki mocy mają wystarczyć

Ostatnie uzupełniające aukcje rynku mocy zakończyły się pełnym sukcesem. Spółki energetyczne wygrały wsparcie publiczne dla starszych elektrowni węglowych na 2026 r. Jest wysoce prawdopodobne, że te same bloki wygrają także aukcje na lata 2027 i 2028. Rok 2028 r. jest ostatnim, w którym starsze elektrownie węglowe mogą uzyskać publiczne wsparcie. Co stanie się po tej dacie?

Polskie Sieci Elektroenergetyczne stojące na straży bezpieczeństwa dostaw energii i mocy wyrażają zadowolenie z dotychczasowych i planowanych mechanizmów mocy. W efekcie ostatniej, wrześniowej uzupełniającej aukcji rynku mocy na 2026 r. sumaryczna wielkość obowiązków  wynikająca z zawartych umów  wynosi 7,58 GW. Jak podały PSE, cena zamknięcia aukcji uzupełniającej to 346,37 zł/kW/rok.

Spółki energetyczne zakończyły aukcje pełnym sukcesem

Aukcje uzupełniające oraz dogrywkowe zostały wprowadzone do ustawy o rynku mocy odpowiednio zmianami z lutego i marca . Istotnym pozostaje przy tym, że aukcje uzupełniające umożliwiają udział w rynku mocy jednostek niespełniających limitu emisji w okresach obejmujących drugą połowę 2025 r., rok 2026, 2027 oraz 2028. – W aukcjach dogrywkowych nie mogą brać udziału jednostki niespełniające limitu emisji, a same aukcje dogrywkowe mogą być przeprowadzane tylko w przypadku, gdy po aukcji głównej na zakontraktowanie obowiązków mocy w danym roku kalendarzowym, poczynając od 2029 r., Operator Systemu Elektroenergetycznego zidentyfikuje, że nie będzie zapewnione średnioterminowe lub długoterminowe bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych – tłumaczy Anna Szczodra, partner współzarządzający w KPMG Law, radca prawny, lider doradztwa dla branży energetycznej w Polsce i EMA, KPMG w Polsce.

Foto: Parkiet

Spółki energetyczne przekazały informacje o wygranych aukcjach, mocy i kwocie, którą pozyskają. I tak Enea szacuje, że przychody jej grupy kapitałowej z rynku mocy z aukcji uzupełniającej na rok dostaw 2026 mogą wynosić ok. 610 mln zł dla mocy zakontraktowanej w wysokości 1,76 GW. Przede wszystkim dotyczy to elektrowni Kozienice. Wszystkie szacowane przychody grupy z rynku mocy w przyszłym roku, uwzględniające wcześniej zakontraktowane obowiązki mocy, wyniosą ok. 1,3 mld zł.

Elektrownie należące do Polskiej Grupy Energetycznej uzyskały w wyniku aukcji uzupełniającej rynku mocy kontrakty  o łącznym obowiązku  2,6 GW. Łączna wielkość umów mocy zawartych na rok dostaw 2026, wliczając umowy z poprzednich aukcji głównych i dodatkowych, wynosi ponad 11,5 GW.

Spółki grupy Energa zawarły umowy mocy dla jednostek redukcji zapotrzebowania o sumarycznym obowiązku 49 MW oraz dla jednostek istniejących o sumarycznym obowiązku  462,611 MW. Łączne przychody grupy Energa w 2026 roku z tytułu ww. zawartych kontraktów mogą wynieść 177,2 mln zł. Sumaryczna wielkość obowiązków mocy grupy Energa dla roku dostaw 2026 wynikająca z ww. zawartych kontraktów oraz kontraktów zawartych na poprzednich aukcjach mocy wynosi do 2,74 GW.

Należąca do Zygmunta Solorza Grupa ZE PAK zakontraktowała 409 MW obowiązków mocy w aukcji uzupełniającej  na rok dostaw 2026. Zobowiązanie dotyczy bloku nr 9 w Elektrowni Konin. Wartość zawartego przez ZE PAK kontraktu wynosi 141,7 mln zł.

Szczególnie zadowolona może czuć się grupa Tauron. W ramach tej aukcji  zawarła umowy na łączny obowiązek mocy wynoszący 1,56 GW. Kontrakty otrzymały jednostki w Elektrowniach Jaworzno, Łagisza, Łaziska oraz Siersza. – Cena zamknięcia aukcji mieściła się w przedziale 324,72–365,29 zł/kW/rok, co przekłada się na szacunkowe przychody grupy z rynku mocy w wysokości 508,98–572,57 mln zł – informuje spółka. – Zgłosiliśmy dziesięć jednostek węglowych do aukcji uzupełniającej na 2026 rok. Wszystkie uzyskały kontrakty. W ramach strategii dysponowania tymi jednostkami uwzględniamy również nasze jednostki rezerwujące. Żadna jednostka, która nie została zgłoszona, do aukcji nie zostanie zlikwidowana – poinformował Piotr Gołębiowski, wiceprezes zarządu ds. handlu Tauron Polska Energia.

Co za trzy lata?

Wciąż aktualne jest pytanie, co po 2028 r., kiedy wsparcie dla starszych elektrowni węglowych wygaśnie już ostatecznie. Nie jest także jasne, co ze wsparciem po 2030 r. dla nowych jednostek, które miałyby wówczas. Rozmowy z Komisją Europejską prowadzi Wojciech Wrochna, wiceminister energii, pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej. Rozmowy dotyczące wydłużenia wsparcia nie są łatwe, ale minister podkreśla, że Bruksela rozumie naszą sytuację. Rząd proponuje dla pracujących jeszcze elektrowni węglowych dodatkowy mechanizm rynku mocy do czasu oddania nowych konwencjonalnych źródeł, jak elektrownie gazowe. Chodzi o tzw. mechanizm dekarbonizacyjny lub substytucji. Spółka energetyczna uzyskałaby dalsze finansowanie dla elektrowni węglowych do czasu ich wyłączenia i uruchomienia nowych jednostek gazowych.

Grzegorz Lot, prezes Tauronu, pytany podczas ostatniej konferencji prasowej o ten mechanizm powiedział, że jest on ciekawym rozwiązaniem. – Jeżeli będzie popyt po stronie mocy, który się może pojawić, to wypracowanie takiego modelu i utrzymanie jednostek węglowych w zamian za konkretne plany w zakresie budowy chociażby gazówek, to byłoby dla nas bardzo ciekawe rozwiązanie – komentował.

Rezerwy węglowej nie będzie?

Ostatnie aukcje uzupełniające skomentował prezes PSE Grzegorz Onichimowski. Jak podkreślił aukcje wygrały bloki, co do których nie było wiadomo, czy w ogóle wystartują.  – Wyniki dotychczasowych aukcji wskazują, że dyspozycyjnej mocy niezbędnej do zapewnienia bezpiecznej pracy systemu energetycznego będzie wystarczająco w najbliższych latach. Apele o powołanie dodatkowej rezerwy węglowej mogą się okazać niepotrzebne – dodaje. Jego zdaniem trudno spodziewać się, że obywatele wezmą na siebie utrzymanie dodatkowych gigawatów mocy w węglu po 2029 r., gdy skończy się obecnie funkcjonujący rynek mocy. Dlatego proponujemy zastosowanie mechanizmu dekarbonizacyjnego (to alternatywa do wydzielenia aktywów węglowych ze spółek energetycznych – red.). Dopuszcza on dalsze wsparcie dla elektrowni węglowych pod warunkiem, że na jej miejsce powstaną mniej emisyjne elektrownie gazowe – wskazuje prezes. Opinia prezesa PSE dotycząca rezerwy węglowej wzmacnia wątpliwości wobec planów Enei. To właśnie ta spółka w swojej strategii do 2035 r. zaproponowała tzw. rezerwę zimną, gdzie mogą trafić starsze bloki węglowe. Zgodnie z założeniami po 2030 r. w rezerwie zimnej może być 900 MW w blokach 200 MW. Przy takim założeniu węgiel może, ale nie musi pracować. Te zostaną jeszcze sprawne technicznie do połowy lat 30. Zdaniem Enei mogą one służyć w ciągu roku, kiedy pojawią się problemy z dostępem mocy.

Zapytaliśmy spółkę, czy nadal liczy na poparcie swojego pomysłu. Enea podkreśla, że niezależnie od ścieżki dla aktywów węglowych niezbędnym elementem bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego w Polsce jest zapewnienie finansowania dyspozycyjności tych źródeł. – Przedłużenie derogacji rynku mocy do 2028 roku jest takim mechanizmem, jednakże widzimy także konieczność kolejnego systemu na kształt np. rezerwy strategicznej dla bloków węglowych po 2028 roku, co odzwierciedliliśmy w strategii grupy. Podtrzymujemy nadal tę koncepcję, jednocześnie, jak też wielokrotnie informowaliśmy, jesteśmy otwarci na każde inne rozwiązanie pozwalające uzyskać właściwe wynagrodzenie za utrzymanie dyspozycyjności jednostek węglowych – podkreśla spółka, która jednak dodaje, że ta koncepcja jest jednym z kilku możliwych rozwiązań zapewnienia dyspozycyjności źródeł wytwórczych w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym po roku 2028. – W ramach procesu transformacji grupy wyznaczyliśmy w naszej strategii właśnie kierunek zmierzający do stopniowego zastępowania źródeł węglowych w Elektrowni Kozienice oraz Elektrowni Połaniec niskoemisyjnymi gazowymi jednostkami wytwórczymi. Dla Kozienic zawarliśmy już umowę na wybudowanie dwóch bloków gazowo-parowych, a dla Połańca prowadzimy postępowanie na wybór wykonawcy dwóch bloków gazowo-parowych – podkreśla firma, która jednocześnie deklaruje chęć skorzystania z tzw. mechanizmu dekarbonizacyjnego, o którym mówi rząd i PSE.

Czy zatem rynek mocy pozwala na rezygnację z koncepcji rezerwy węglowej? Jak mówi nam Szczodra, w teorii – tak. – W praktyce jednak, ze względu na ograniczoną liczbę nowych inwestycji w moce dyspozycyjne, w tym gazowe lub węglowe, oraz rosnące znaczenie źródeł OZE, wciąż istnieje ryzyko niedoborów. Dlatego rozważane jest utrzymanie rezerwy węglowej jako zabezpieczenia – nie jako stałego elementu miksu, lecz jako rozwiązanie awaryjne – mówi nasza rozmówczyni. Jej zdaniem nie zmienia to jednak faktu, że rynek mocy znacząco zwiększa bezpieczeństwo energetyczne i może ograniczyć potrzebę tworzenia dedykowanej rezerwy węglowej. – Jednak jego skuteczność będzie zależała od tempa transformacji energetycznej, rozwoju magazynów energii i inwestycji w nowe, niskoemisyjne moce dyspozycyjne – konkluduje Anna Szczodra.

Rząd chciałby, aby tzw. mechanizm dekarbonizacyjny mógł zacząć obowiązywać najpóźniej od jesieni przyszłego roku. Spółki energetyczne chciałyby jednak wiedzieć, jak planować inwestycje jeszcze w tym roku. Jak słyszymy wszystkie spółki popierają ten mechanizm.