Polskie Sieci Elektronergetyczne przekazały, że dogrywkowa aukcja rynku mocy na rok dostaw 2029 została zakończona w pierwszej rundzie. Cena obowiązku mocowego zamknęła się na 534 zł/kW/rok (maksymalną cenę ustalono na 536,80 zł/kW/rok). Zakontraktowano w ten sposób 4452 MW mocy, w dużej mierze z jednostek gazowych. Ostatnie aukcje główne w 2023 i 2024 r. przynosiły o wiele niższą cenę – około 250 zł/kW/rok. Na niższą wycenę tamtych aukcji miała obecność dużej liczby zainteresowanych oraz zgłoszonych projektów magazynów energii.

Energa z grupy Orlen w ten sposób zabezpieczyła sobie 17-letni kontrakt dla dwóch nowych, planowanych jednostek: gazowych elektrowni CCGT w Gdańsku i Grudziądzu (Grudziądz II). Dla każdej z nich wielkość obowiązku mocowego wyniesie 525 MW.

Przeczytaj też: PSE szykują „pakiet antyblackoutowy”

Wiadomo też, że Enea na pewno wymieni węgiel na kogenerację z biomasą w Elektrowni Połaniec. W trakcie aukcji zgłosiła 4 bloki, które mają działać na terenie istniejącej elektrowni. Każdy z nich ma obowiązek na poziomie 202 MW (to umowy 5-letnie). Dołączenie biomasy pozwoli na dłuższą pracę tych bloków, tak, aby spełniały normę emisyjności poniżej 550 g CO₂/kWh. Enea zakontraktowała także dwa bloki gazowe w Kozienicach (obowiązek na 608 MW każdy).

Te elektrownie dzięki zakontraktowaniu się na rynku mocy mają zapewnione dodatkowe źródło dochodu, na które składają się wszyscy odbiorcy poprzez opłatę mocową. Wynagrodzenie z tego tytułu otrzymują za gotowość do dostarczenia określonej mocy (zakontraktowanej) na wezwanie operatora systemu, czyli Polskich Sieci Elektroenergetycznych. Dostawcy otrzymują te pieniądze niezależnie od tego, ile dostarczają energii.

Wszystkie zakontraktowane w trakcie aukcji źródła muszą być gotowe na rok 2029.

Gazowa układanka

Dodatkową aukcję rozpisano po tym, jak podczas tej z grudnia 2024 r. projekty gazowe nie zdobyły kontraktów mocowych. Dogrywka została tak skonstruowana, aby niejako premiować gazowe jednostki. Postulowały o to przede wszystkim Polskie Sieci Elektroenergetyczne. W ocenie operatora w 2029 roku zabraknie około 4,8 GW mocy dyspozycyjnych i nowe elektrownie gazowe pomogą w załataniu tej prognozowanej luki.

Jak pisaliśmy, dogrywka to przede wszystkim efekt popularności magazynów energii, które zdominowały ubiegłoroczną aukcję. Takie jednostki, choć mile widziane w systemie z coraz większym udziałem OZE, mają swoje ograniczenia. Najczęściej są to magazyny 4-godzinne, co oznacza, że po takim okresie pracy są rozładowane. Co później? Odpowiedzią ma być właśnie gaz – wciąż emisyjny, ale mniej niż węgiel. W dodatku może być traktowany jako bardziej elastyczne źródło szczytowe.

Przeczytaj też: Magazynowcy poszli ze skargą do premiera

Na razie brakuje jednak projektów klasycznych „peakerów” (peak – szczyt), czyli źródeł gazowych, ale w technologii OCGT. Wszystkie dotąd zgłaszane lub zapowiadane elektrownie to CCGT (zamknięty układ, w których odzyskiwane jest ciepło ze spalania gazu). OCGT (otwarty układ spalania gazu) można uruchomić szybciej, ale spaliny są bezpośrednio wyrzucane do atmosfery. W swojej najnowszej strategii Polska Grupa Energetyczna zapisała, że postawi na tę technologię w przyszłych przedsięwzięciach.

Choć gaz ma być uzupełnieniem miksu energetycznego Polski, nie można zapominać o tym, że zapotrzebowanie na to paliwo pokrywamy z własnej produkcji w około 20–25 proc. Sprowadzamy go coraz więcej w formie LNG i nawet jeżeli pochodzi z innego kierunku niż rosyjski, wciąż pozostaje pozyskiwanym poza krajem paliwem kopalnym. Od dawna mówiło się o tzw. pułapce gazowej, w którą wpadły Niemcy. Wiele wskazuje na to, że i Polska w krótkim terminie (do końca trzeciej dekady XXI w.) będzie potrzebować więcej gazu. Niesie to za sobą wiele niebezpieczeństw, nie związanych wyłącznie z możliwymi przerwami dostaw paliwa. Nagły wzrost cen za gaz szybko przekłada się na ceny energii elektrycznej, o czym przekonywano się w Europie w ostatnich latach.

Fot. zdjęcie ilustracyjne / mat. prasowe PGE / Gryfino Dolna Odra