To była ostatnia aukcja w obecnej formule rynku mocy, w ramach którego elektrownie i magazyny energii mogą otrzymywać płatności za gotowość do dostarczenia energii do systemu na wezwanie operatora. Zatwierdzony przez Komisję Europejską państwowy mechanizm wsparcia wygasa w 2030 r.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne, które odpowiadają za organizację aukcji, która odbyła się 11 grudnia, podadzą jej wstępne wyniki dopiero na początku tygodnia. Zakładając jednak, że kontrakty obejmą 6,9 GW (takie zapotrzebowanie zgłosiło PSE) i wiedząc, że cena mieści w przedziale od 465,02 do 511,51 zł/kW , to jej wyniki mogą oznaczać wydatek pomiędzy 3,2 a 3,5 mld zł rocznie. Pieniądze na ten cel pochodzą z opłaty mocowej, dodawanej do rachunku płaconego przez odbiorców energii.
Część uczestników aukcji pochwaliła się wynikami aukcji, dzięki czemu wiemy, do kogo trafi około połowa tej kwoty. To kontrolowane przez państwo PGE, Tauron, Energa i Enea oraz spółki prywatne - Polenergia i R.Power.
Co zbudują pierwsi zwycięzcy
Kontrakty na łącznie niemal 1,4 GW zdobyła Polska Grupa Energetyczna. W tej wielkości mieszczą się planowane gazowe elektrownie w Rybniku i Gryfinie, o mocy 588 MW każda. Wcześniej w tym miesiącu spółka otrzymała oferty w przetargach na budowę tych jednostek.
– Mając już zapewnione przychody dla tych projektów przechodzimy do etapu oceny ofert na budowę obu elektrowni – skomentował w komunikacie spółki Dariusz Lubera, prezes PGE.
Tauron zdobył kontrakty mocowe na łącznie 592 MW. Tuż po podaniu tej informacji spółka ogłosiła też, że planuje budowę elektrowni gazowej o mocy 600 MW w Jaworznie i jest w trakcie przygotowania przetargu na jej wykonawcę.
Enea zdobyła kontrakty na 661 MW a Energa z grupy Orlenu – na 498 MW. Spółki nie podały, jakich jednostek one dotyczą. Kontrakt na 114 MW w Elektrociepłowni Nowa Sarzyna zdobyła Polenergia. Wreszcie o zdobyciu kontraktów na 134 MW mocy magazynów energii poinformowała firma R.Power.
To będą opłacalne inwestycje
Ostateczny poziom wsparcia, które zdobyły spółki, nie jest jeszcze znany. Wiemy jedynie, że cena zamknięcia w aukcji to dobra wiadomość dla spółek z punktu widzenia inwestycji w nowe elektrownie gazowe, które zdobyły kontrakty mocowe.
– Dzięki wsparciu, te inwestycje nie są narażone na przesadne ryzyko biznesowe, a stopy zwrotu z nich mogą sięgnąć nawet niskiego dwucyfrowego poziomu. To mogą być jedne z lepszych inwestycji w energetyce ostatnich lat pod kątem stopy zwrotu i ryzyka – komentuje Andrzej Kędzierski, analityk Biura Maklerskiego Banku Pekao.
Z kolei Łukasz Prokopiuk, analityk Domu Maklerskiego BOŚ, uważa, że przedział cenowy nie jest niczym nadzwyczajnym. Jest zbliżony jest do poziomu ceny w kontrakcie różnicowym dla budowanych obecnie farm wiatrowych na Bałtyku. Jego zdaniem jednak wyniki aukcji na rok 2030 r. nie są dzisiaj kluczową informacją dla inwestorów zainteresowanych spółkami energetycznymi.
– Inwestorów bardziej interesują planowane zmiany w sposobie liczenia taryfy za dystrybucję energii – mówi analityk BOŚ.
Rosną koszty dla odbiorców energii
Łączne wydatki na rynek mocy, wynikające z już obowiązujących i nowych kontraktów, będą z roku na rok wyższe.
– Z moich wyliczeń wynika, że w 2035 r. koszty rynku mocy mogą wzrosnąć ponad dwukrotnie w porównaniu z 2025 r., czyli do ok. 15 mld zł – mówi Andrzej Kędzierski.
Zakłada przy tym, że elektrownie węglowe, które po 2028 r. nie mogą już dostawać pieniędzy z rynku mocy, będą wówczas otrzymywać jedynie minimalne wsparcie w innej formie.
– W tej chwili PSE mają zakontraktowane już tak duże wolumeny mocy, że ryzyko powstania luki mocowej jest zdecydowanie mniejsze niż rok temu, przez co wygląda, że nie potrzebujemy przesadnie rozszerzać mechanizmu wsparcia dla elektrowni węglowych – mówi analityk Pekao.
Enea może zmodyfikować plany
– Pewnym zaskoczeniem może być, że Enea nie zdobyła kontraktu mocowego dla gazowych bloków w Połańcu. Na pewno nie pomogło to, że Enea nie zakontraktowała jeszcze wykonawcy dla tej inwestycji – mówi Andrzej Kędzierski.
Podczas ostatniej konferencji prezes spółki mówił, że spółka rozważa udzielenie zamówienia z wolnej ręki. Problemy ze znalezieniem wykonawców to skutek popularności inwestycji w elektrownie gazowe w wielu krajach. Andrzej Kędzierski uważa, że Enea mogła nawet przystąpić do aukcji z projektem połanieckiej elektrowni, ale wycofać ofertę z powodu zbyt niskiej ceny. To dlatego, że gazowo-parowe bloki typu CCGT potrzebują wyższego poziomu wsparcia - ok. 500 zł/kW rocznie - niż bloki gazowe bez odzysku ciepła (OCGT), którym wystarczy ok. 400 zł/kW rocznie. To właśnie ten drugi rodzaj elektrowni planują budować PGE i Tauron odpowiednio w Rybniku i Gryfinie oraz Jaworznie.
– Nawet jeśli odbędzie się aukcja dogrywkowa w 2026 r. to mogą tam zostać zgłoszone kolejne bloki OCGT. Negatywnie wpłyną one na atrakcyjność bloków CCGT wymagających wyższego wsparcia – mówi analityk Pekao.
Nie wyklucza, że Enea weźmie pod uwagę zmianę planów w Połańcu na bloki OCGT.
Natomiast Łukasz Prokopiuk, zwraca uwagę na kontrakty mocowe zdobyte przez Tauron.
– Spółka wcześniej nie zapowiadała dużych inwestycji w wytwarzanie. W strategii nakłady na ten segment to tylko 1 proc. całkowitej sumy planowanych inwestycji – mówi Łukasz Prokopiuk.
Kilka dni przed aukcją PSE podały, że firmy energetyczne zgłosiły do aukcji 9 GW mocy, a nie 12 GW, jak wcześniej deklarowały. Andrzej Kędzierski uważa, że różnica może wynikać z tego, że mniejsze wolumenowo oferty złożyły Tauron, PGE, a być może także Enea.