15 listopada PSE S.A. przeprowadziło pierwszą aukcję w ramach nowego mechanizmu wynagradzania mocy konwencjonalnych, czyli rynku mocy. W wyniku aukcji zostanie zakontraktowanych 22,7 GW na rok 2021 za łączną kwotę powyżej 5 mld zł. Koszt mechanizmu mocy jest zatem znacznie wyższy niż założone przez Ministerstwo Energii 4 mld. zł na rok – piszą dr Joanna Maćkowiak-Pandera i dr Jan Rączka, eksperci Forum Energii.
Tego samego dnia kiedy rozstrzygnięto pierwszą aukcję polskiego rynku mocy w Polsce Europejski Trybunał Sprawiedliwości orzekł, że w procesie wdrażania brytyjskiego rynku mocy – Komisja Europejska i brytyjski rząd popełnili szereg błędów. W efekcie w sposób niewystarczający chronieni są odbiorcy. Skutkiem było natychmiastowe zawieszenie wdrażania mechanizmu mocy i obawa wielu ekspertów, że obecnie zawierane kontrakty mocowe mogą również wzorem brytyjskim zostać zawieszone. Analizujemy wyniki pierwszej aukcji mocy i zastanawiamy się co dalej z rynkiem mocy w Polsce.
Wyniki aukcji
Cena za utrzymanie w gotowości 1 kW w roku 2021 mieści się w przedziale 218-240 zł. Oznacza to koszt na poziomie 40 zł/MWh. Nie wzbudzi to entuzjazmu odbiorców, którzy w przyszłym roku doświadczą znacznych podwyżek energii elektrycznej na poziomie 50-70%. Wygrywają polscy wytwórcy, którzy uzyskali bardzo dobrą cenę, przekładającą się na polepszenie ich kondycji finansowej.
Dla porównania, cena za kW na aukcji ukształtowała się na znacznie wyższym poziomie niż w przypadku Wielkiej Brytanii, gdzie na tegorocznej aukcji w lutym osiągnięto cenę 8,4 funta/kW za rok (czyli ok. 40 zł za kw/rok). We wcześniejszych aukcjach w Wielkiej Brytanii poziom ceny kształtował się poziomie ok. 80 zł/kw/rok.
Koncentracja rynku
Na podstawie komunikatów spółek giełdowych (Energa, Enea, PGE, Tauron) można oszacować, jaki jest udział w rynku mocy największych producentów energii. Ponad 50% jednostek rynku mocy trafiło do PGE, co potwierdza dominującą rolę tej spółki. Pozostałe polskie firmy energetyczne zyskają 15%, 12% i 4% puli aukcji rynku mocy. Udział niezależnych wytwórców (w kategorii „inni”) jest nieduży, zaledwie 18%. Świadczy to o znacznej koncentracji rynku w ramach zakontraktowanych mocy, która budzi niepokój ze względu na zapewnienie realnej konkurencji.
Rozstrzygnięta aukcja w niewielkim stopniu przyczyni się do uruchomienia inwestycji w nowe moce. Jest to raczej zapewnienie finansowania dla tych inwestycji, które niedawno zostały zakończone (np. nowy blok w Kozienicach), czy też jeszcze są w trakcie budowy (np. Jaworzno, Opole). PSE S.A. przyznało kontrakty 15-letnie dla nowych bloku o łącznej mocy ponad 3,5 GW. Znacznie więcej bloków, na łączną moc ponad 7 GW, uzyskało kontrakty 5-letnie na modernizację. W tej kategorii też mieszczą się projekty DSR, które wymagają poniesienia nakładów inwestycyjnych.
Jakie inwestycje
Zgodnie z unijnymi zasadami pomocy publicznej i przy pewnym uogólnieniu rynek mocy może być wprowadzony na określony czas w sytuacji, kiedy mechanizmy rynkowe nie gwarantują wystarczającego poziomu mocy w systemie.
W aukcji wygrały m.in. nowe bloki o mocy ponad 3,5 GW, które otrzymają kontrakty 15-letnie. Dwa razy więcej bloków o łącznej mocy ponad 7 GW, uzyskało kontrakty 5-letnie na modernizację.
Brak nadwyżek mocy czy gra strategiczna?
Oferenci przystąpili do aukcji z portfelem 26 GW, z czego zostało zakontraktowane 87,4%. Jest to wysoki wskaźnik w porównaniu z tegoroczną aukcją w Wielkiej Brytanii (zostało tam zakontraktowane 67% początkowego wolumenu). Można powiedzieć, że PSE zakontraktowało prawie wszystkie moce, które można uznać za dyspozycyjne, jakie zostały zaoferowane w aukcji (trzeba pamiętać, że będą aukcje n-1, w których będą uczestniczyć jeszcze inne podmioty, np. elektrociepłownie).
Moce, które wypadały z aukcji w kolejnych rundach mogły obejmować nowe inwestycje, modernizację istniejących bloków lub DSR (tzw. cenotwórcy). Cenobiorcy, czyli istniejące moce, mogły być wycofane z aukcji dopiero przy cenie 193 zł. Wyniki aukcji wskazują na to, że cena 220 zł/kW/rok jest zbyt niska dla wielu konwencjonalnych projektów budowy lub modernizacji bloków. Oznacza to, że wiele inwestycji w energetyce konwencjonalnej jest droga, że nie opłaca się budować zupełnie nowych elektrowni i modernizować niektórych starych bloków nawet przy dużym wsparciu z rynku mocy.
Zawirowania na poziomie europejskim
W tym samym dniu kiedy w Polsce odbywała się pierwsza aukcja mocy Trybunał Sprawiedliwości UE uchylił decyzję Komisji Europejskiej zatwierdzającą rynek mocy w Wielkiej Brytanii. Jako powód wskazał błędy Komisji polegające na nieprzeprowadzeniu postępowania wyjaśniającego. Zdaniem sądu niewłaściwie zostały potraktowane zasoby alternatywne – takie jak DSR. Orzeczenie było skutkiem skargi, która została skierowana przez firmę Tempus Energy (działającej w obszarze DSR) w 2014 r.. Rozstrzygnięcie w sprawie Wielkiej Brytanii wywołało w Polsce falę spekulacji, czy polski rynek mocy może być potraktowany podobnie jak brytyjski.
Uważamy, że zawieszenie rynku mocy w Wielkiej Brytanii nie ma obecnie bezpośredniego wpływu na Polskę. Dużo większe znaczenie mają obecnie toczące się w UE negocjacje na temat ograniczenia wsparcia w ramach rynku mocy dla elektrowni emitujących powyżej 550 g CO2 na 1kWh. I to nie jest kwestia, czy zostanie ustanowiony kres wsparcia, ale kiedy – obecnie są w grze dwa terminy 2024 lub 2030.
Co dalej – wstępne wnioski
Wyniki aukcji są swoistym testem dla energetyki pozwalającym ocenić jej realny stan. Okazało się, że w pełni dyspozycyjnych mocy, które mogłyby zaistnieć w rynku mocy jest mało. Rynek mocy to nie tylko wynagrodzenie za gotowość, ale również szereg obowiązków i surowe kary w razie ich nie wypełnienia. Strumień przychodów dla wytwórców się zwiększy, ale trudno ocenić jak to się przełoży na modernizację i inwestycje w nowe jednostki. Wątpliwe, aby wsparł budowę nowych, niskoemisyjnych, elastycznych mocy, które są potrzebne w KSE.
Przyszłość mechanizmów mocowych na poziomie unijnym stoi pod znakiem zapytania, dlatego kluczowa jest dalsza praca nad reformą rynku energii w Polsce m.in. reformą rynku bilansującego. Priorytetem jest poprawa elastyczności tego rynku.
DSR ma szansę się rozwijać w Polsce – otrzymuje taką samą cenę jak konwencjonalne źródła i 5-letnie kontrakty w przypadku ponoszenia inwestycji.
Forum Energii
