– Przyszłość miksu energetycznego w nadchodzącej dekadzie po przeprowadzonych w 2018 i 2019 aukcjach w ramach rynku mocy na okresy dostaw 2021-2024 wydaje się być bardziej przejrzysta – pisze dr Christian Schnell z Kancelarii Solivan.
Zgodnie z oczekiwaniami, największymi beneficjentami rynku mocy na okres dostaw 2021-2023 są elektrownie węgla brunatnego i kamiennego, które osiągnęły bardzo wysokie ceny wynoszące do 55.000,00 euro za każdy MW przyznanej mocy. W związku z tym koszty systemu wsparcia wyniosą rocznie ok. 5,5 mld zł, a może nawet więcej, jeżeli począwszy od wiosny 2020 roku zostaną zorganizowane dodatkowe aukcje dla wskazanych okresów dostaw. Wielu elektrowniom węglowym przyznano długoterminowe umowy, przy czym jednocześnie bardzo niewiele elektrociepłowni gazowych wygrało aukcje. Mając na uwadze, iż 2023 rok jest ostatnim, dla którego przewidziano mechanizm derogacji wynikający z konkluzji BAT (stanowiących rozporządzenie wykonawcze do dyrektywy z 2016 roku w sprawie emisji przemysłowych dla dużych obiektów energetycznego spalania), główna aukcja przeprowadzona w dniu 10 grudnia na okres dostaw zaplanowany na rok 2024 pozwala spojrzeć na rynek w szerszej perspektywie.
Elektrownia gazowe nie przejmą roli elektrowni węglowych
Z ceną bazową wynoszący ponad 60.000,00 euro za każdy MW przyznanej mocy należałoby spodziewać się, że rynek zostanie zdominowany przez planowane gazowe elektrociepłownie, których łączna moc po certyfikacji do aukcji na rynku mocy wynosiła 4 GW. Jednak tak się nie stało. Jedyną planowaną większą elektrociepłownią, która wygrała tegoroczną aukcję jest należąca do PGE elektrownia Dolna Odra zlokalizowana obok Szczecina posiadająca bliski dostęp do terminala LNG w Świnoujściu. PGE planuje do 2024 roku uruchomić elektrownię z dwoma blokami kogeneracyjnymi z mocą 700 MW każdy. W 2021 roku nagrodzono już jedną z dwóch elektrociepłowni gazowych należących do PKN ORLEN zlokalizowane w Płocku i Włocławku w pobliżu ich rafinerii z łączną mocą 1100 MW oraz nową elektrociepłownię gazową w Żeraniu należącą do PGNiG Termika. Pozostałe elektrociepłownie są niewielkie i przeznaczone wyłącznie na potrzeby lokalnych rynków ciepła w mniejszych aglomeracjach.
Żywotność elektrowni węglowych zostanie przedłużona
W aukcji na dostawy zaplanowane na rok 2021 wsparcie w postaci 15-letnich umów obejmujących łącznie 4,3 GW nowych mocy uzyskały nowe bloki węglowe w należącej do PGE elektrowni Opole, należącej do Enei elektrowni Kozienice oraz stanowiącej własność Tauron-u elektrowni Jaworzno oraz należącym do PGE jednym nowym bloku na węgiel brunatny w elektrowni Turów. W tej samej aukcji wsparcie w postaci 5-letnich umów (ważnych do 2025 roku) dla zmodernizowanych bloków uzyskały również następujące większe elektrownie: pięć bloków węgla brunatnego w Bełchatowie z mocą 2 GW, dwa bloki węgla brunatnego w Turowie z mocą 500 MW, blok węgla kamiennego w Opolu z mocą 300 MW oraz jeden blok węgla kamiennego w Rybniku z mocą 200 MW (wszystkie należące do PGE), dziewięć bloków węgla kamiennego w Kozienicach z mocą 2,7 GW i dwa bloki węgla kamiennego w Połańcu z mocą 400 MW (należące do Enei), trzy bloki węgla kamiennego w Ostrołęce z mocą 600 MW należące do Energi oraz trzy bloki węgla kamiennego w Łagiszy z mocą 700 MW i sześć bloków węgla kamiennego w Łaziskach o mocy 1,2 GW należące do Tauron-u. Ponadto aukcję wygrały dwa mniejsze bloki biomasowe w elektrociepłowni należącej do Veolii w Łodzi, przyznano im 100 MW mocy (bloki te muszą wyjść z systemu zielonych certyfikatów do końca 2020 roku, aby móc czerpać korzyści z rynku mocy), oraz instalacja spalania wielopaliwowego w Zabrzu należąca do Fortum z mocą 60 MW.
Ponadto dla planowanej elektrowni Ostrołęka z mocą 1 GW dla okresu dostaw zaplanowanego na rok 2023 przyznano 15-letnią umowę, niemniej prawdopodobieństwo wybudowania i uruchomienia tej elektrowni do planowanego roku dostaw jest zerowe z uwagi na fakt, iż wspólne przedsięwzięcie realizowane przez Energę i Eneę nie zostało do tej pory sfinansowane. Najprawdopodobniej moc ta zostanie sprzedana na rynku wtórny, np. do PGE.
W aukcji na okres dostaw zaplanowany na rok 2024 wsparcie w postaci 5-letnich umów (ważnych do 2028 roku) dla zmodernizowanych bloków uzyskały również następujące większe elektrownie: sześć bloków węgla brunatnego w Bełchatowie z mocą 2,4 GW, jeden blok węgla brunatnego w Turowie z mocą 250 MW, trzy bloki węgla kamiennego w Opolu z mocą 900 MW i jeden blok węgla kamiennego w Rybniku z mocą 200 MW (wszystkie należące do PGE), dwa bloki węgla kamiennego w Jaworznie z mocą 400 MW należące do Tauron-u, przy czym nie przyznano dodatkowej mocy dla instalacji należących do Enei oraz Energi. Tym samym, kiedy pod koniec 2025 roku wyczerpią się fundusze z rynku mocy na okres dostaw zaplanowany na rok 2021 należne Enerdze i Tauron-owi, PGE przez następne 3 lata będzie nadal uzyskiwać ogromne wsparcie z rynku mocy, co stawia ją w znacznie lepszej pozycji do zagwarantowania stabilnych dostaw energii odbiorcom końcowym w najbardziej atrakcyjnych regionach, tj. Warszawie, Wrocławiu i Poznaniu, a także na Górnym Śląsku i w Krakowie. Tauron, Enea i Energa będą mieć ograniczone moce wytwórcze i zostaną zmuszone do zakupu energii od PGE lub z innego źródła na rynku, tj. krajowych (niestabilnych) źródeł odnawialnych lub konieczny będzie import energii. Umocni to dodatkowo pozycję PGE na rynku.
Żywotność elektrociepłowni węglowych zostanie przedłużona
Podobnego rozwoju sytuacji można spodziewać się na rynku ciepłowniczym. Po przejęciu aktywów od EDF spółka PGE z branży ciepłowniczej, PGE Energia Ciepła, zyskała dominującą pozycję w tym sektorze. Z uwagi na fakt, iż wyniki aukcji nie są publikowane w całkowicie transparenty sposób, niemożliwe jest wskazanie konkretnie którym elektrociepłowniom należącym do PGE przyznano umowy mocowe. Na okres dostaw zaplanowany na 2021 rok PGE przyznano 5-letni kontrakt na 200 MW mocy dla elektrociepłowni, przykładowo dla elektrociepłowni w Gdańsku, oraz dwie 7-letnie umowy dla dwóch mniejszych bloków biomasowych na 60 MW każda. Na rok dostaw 2024, PGE przyznano dwie 5-letnie umowy na 85 MW mocy każda dla bloków kogeneracyjnych na węgiel kamienny, np. dla elektrociepłowni w Bydgoszczy, oraz jedenaście 7-letnich umów na łączną moc przekraczającą 350 MW. Ponieważ jednostki te będą musiały opuścić system zielonych certyfikatów do końca 2023 roku, aby uniknąć podwójnego wsparcia począwszy od okresu dostaw zaplanowanego na rok 2024, naszym zdaniem przyszłość systemu zielonych certyfikatów po 2023 roku zdaje się być niejasna. Poza PGE również Tameh, joint-venture Mittal Steel i Taurona, z trzema elektrociepłowniami z łączną mocą 60 MW, oraz Tauron Ciepło z dwoma elektrociepłowniami z mocą 90 MW (węgiel) i 40 MW (biomasa) uzyskały 5 i 7-letie umowy mocowe na okres dostaw zaplanowany na 2024 rok. Jedyną nową elektrociepłownią przemysłową z 15-letnią umową na okres dostaw zaplanowany na 2024 rok jest elektrownia spółki chemicznej Synthos Dwory o mocy 65 MW. Również PAK, ostatni duży prywatny operator elektrowni węglowej otrzymał 17-letnią umowę na 40 MW dla elektrociepłowni gazowej na okres dostaw zaplanowany na 2024 rok.
Koncentracja rynku i przyszłe dostawy energii
Po 2025 roku rynek tradycyjnych źródeł dostaw energii będzie w rękach PGE. Z uwagi na fakt, iż niestabilne odnawialne źródła energii takie jak elektrownie wiatrowe na lądzie, fotowoltaika oraz elektrownie wiatrowe na morzu będą w dalszym ciągu rozwijane, aby zaspokoić zapotrzebowanie na energię oraz unijne cele klimatyczne, krajowe jednostki będą musiały zmierzyć się w drugiej połowie nadchodzącej dekady z rosnącym problemami związanymi z ich pozycjonowaniem w merit order (oparte o koszty zmiennej danej instalacji, co faworyzuje tańszy węgiel z importu).
Pozostała do końca lat dwudziestych moc elektrowni nie będzie wystarczająca, aby zaspokoić szczytowe zapotrzebowanie, jeśli nie zostanie ono znacząco zmniejszone, a rozwiązania w zakresie magazynowania energii i ciepła nie będą dostępne na dużą skalę. Ponieważ nie nadszedł (jeszcze) czas na magazynowanie energii w ramach rynku mocy, sektor magazynów energii powinien być rozwijany przy wsparciu inwestycyjnym, takim jak fundusz modernizacyjny i fundusz derogacyjny (przez przyznawanie darmowych uprawnień).
W sektorze ciepłowniczym w drugiej połowie dekady w wielu miastach zniknie kogeneracja węglowa, a połączenie rozwiązań opartych na pompach ciepła z centralnymi magazynami ciepła podłączonymi do sieci ciepłowniczych (wsparcie inwestycyjne z funduszy strukturalnych) i mniejszych gazowych elektrociepłowni szczytowych (kontrakty różnicowe w systemie wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji przeznaczone dla kogeneracji z max. mocą elektryczną 50 MW) będzie musiało zaspokoić szczytowe zapotrzebowanie w okresie zimowym. Systemy ciepłownicze będą zatem rozwijały się podobnie jak w przypadku duńskiego podejścia do kwestii zapotrzebowania na ciepło, a odejście od sieci wysokotemperaturowych do sieci niskotemperaturowych oraz systemów magazynowania ciepła jest nieuniknione i powinno być wspierane przez unijne fundusze strukturalne.
Ponieważ morskie farmy wiatrowe zaczną działać nie wcześniej niż pod koniec lat dwudziestych ze względu na obecny status rozwoju projektów oraz z uwagi na fakt, iż zasadniczo mają zastąpić dostawy dotychczas zapewniane przez elektrownie węgla brunatnego, miks elektrowni wiatrowych na lądzie oraz fotowoltaiki musi przejąć rolę elektrowni węgla kamiennego po wycofaniu w 2023/2025 roku wielu przestarzałych, mniej elastycznych, a tym samym mniej konkurencyjnych jednostek. Dlatego fotowoltaika i elektrownie wiatrowe na ladzie powinny być dalej wspierane przez system aukcyjny oparty na kontrakcie różnicowym, który jest najtańszym rozwiązaniem pozwalającym zapewnić dalsze zwiększenie mocy wytwórczych.
W przypadku konsumentów należy przeznaczyć fundusze strukturalne na ułatwienie inwestycji w pompy ciepła i wytwarzanie własnej energii elektrycznej (głównie energii słonecznej), ale także na małe magazyny energii w celu zmniejszenia zapotrzebowania szczytowego. Środki w zakresie efektywności energetycznej, szczególnie w sektorze budowlanym, są nieuniknione w celu zastosowania odpowiednich urządzeń i zminimalizowania strat energii. Dlatego też program „Czysta Energia” wdrożony przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej powinien być w dalszym ciągu rozbudowany.
Stojąc przed taką perspektywą Polska nie powinna mieć problemu z przejściem do scenariusza zeroemisyjnego w perspektywie 2050, gdyż wyniki rynku mocy już wskazały właściwy kierunek zmian.
