Prezes URE ogłosił wyniki aukcji głównej rynku mocy na dostawy w 2026 r.

Łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych i zakupionych w wyniku tej aukcji wynosi 7,2 GW^[1] ( przy czym prawie 80 proc. zostało zakontraktowane przez jednostki wytwórcze, a ponad 20% przez jednostki redukcji zapotrzebowania, tzw. DSR^[2])

W wyniku aukcji zawarto umowy z 26 dostawcami mocy obejmujące łącznie 128 jednostek rynku mocy  (w tym 89 jednostek fizycznych polskich oraz 39 jednostek zagranicznych). Po raz pierwszy w aukcji mocy wzięły udział jednostki spoza terytorium RP – z terenu systemu przesyłowego Królestwa Szwecji^[3].
Cena zamknięcia dla jednostek polskich fizycznych wyniosła 400,39 zł/kW/r., natomiast dla jednostek zagranicznych 399 zł/kW/r.

Rys. 1. Cena zamknięcia aukcji głównych na rynku mocy na lata 2021-2026 (zł/Kw/r.).

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych zakontraktowana w wyniku wcześniejszych aukcji dotyczących roku dostaw 2026 wynosi 11,5 GW. A zatem razem łącznie na 2026 r. zawarte zostały umowy mocowe na ok. 18,8 GW. Szczegółowe dane i informacje dotyczące rozstrzygnięcia aukcji znajdują się w Informacji Prezesa URE nr 2/2022.

Rynek mocy

Jednym z powodów przygotowania regulacji tworzących zachęty inwestycyjne do budowy nowych i modernizacji istniejących jednostek wytwórczych była potrzeba zapobieżenia sytuacji niedoboru energii elektrycznej w przyszłości. a. Przepisy te mają również na celu aktywizację zarządzania zużyciem energii i uelastycznienie popytu na energię elektryczną. I właśnie dla realizacji tych celów powstało nowe rozwiązanie regulacyjne – rynek mocy.

Wprowadzenie rynku mocy oznacza zmianę architektury rynku energii z jednotowarowego, na rynek dwutowarowy, gdzie transakcjom kupna-sprzedaży podlega nie tylko wytworzona energia elektryczna, ale również moc dyspozycyjna netto, czyli gotowość do dostarczania energii do sieci.

Wybór jednostek rynku mocy, które za odpowiednim wynagrodzeniem oferują nową usługę, dokonywany jest w wyniku aukcji typu holenderskiego, czyli składających się z wielu rund z ceną malejącą. Jednostki rynku mocy, które są dopuszczone do udziału w aukcji, po pozytywnym zakończeniu procesu certyfikacji ogólnej a następnie procesu certyfikacji do aukcji głównej, opuszczają aukcję, kiedy cena kolejnej rundy już nie zapewnia ich oczekiwanego wynagrodzenia za moc. W efekcie, aukcje wygrywają najtańsze oferty, przy zachowaniu neutralności technologicznej.

***

• 16 grudnia 2021 r. Polskie Sieci Energetyczne (PSE) przeprowadziły aukcję główną na rok dostaw 2026.
• 3 stycznia br. rozpoczęła się certyfikacja ogólna do aukcji głównej rynku mocy na 2027 rok. Wnioski można składać do PSE do 17 stycznia.
• Wcześniejsza certyfikacja obowiązuje wszystkich uczestników aukcji głównej. Bez niej nie można przystąpić do aukcji.
• Koszt rynku mocy w 2021 r. wyniósł 5,4 mld zł. Koszt zakupu obowiązków mocowych zakontraktowanych w aukcjach na 2022 r. wynosi 5,3 mld zł.
• Dostawcami mocy mogą być:
• jednostki redukcji zapotrzebowania – podmioty lub grupy podmiotów zdolne do ograniczenia poboru energii z sieci poprzez wykorzystanie sterowanego odbioru lub swoich jednostek wytwórczych – np. zakład przemysłowy, który w okresie zagrożenia ograniczy zapotrzebowanie na moc z systemu, uruchamiając agregaty prądotwórcze,
• jednostki wytwórcze – podmioty uprawnione do dostarczania energii elektrycznej do sieci – np. elektrownie lub elektrociepłownie,
• magazyny energii.

[1] Wskazana wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy została wyznaczona na podstawie sumy oferowanych obowiązków mocowych wynikających ze wszystkich wydanych przez PSE certyfikatów dotyczących aukcji głównej na rok dostaw 2026, w tym także certyfikatów warunkowych. Wielkość ta może zostać skorygowana, w przypadku braku wniesienia zabezpieczenia finansowego w terminie wynikającym z rozporządzenia Ministra Energii z dnia 3 września 2018 r. w sprawie zabezpieczenia finansowego wnoszonego przez dostawców mocy oraz uczestników aukcji wstępnych.

[2] Demand Side Response; to dobrowolne i czasowe obniżenie przez odbiorców zużycia energii elektrycznej lub przesunięcie w czasie jej poboru w zamian za oczekiwane wynagrodzenie. DSR przyczynia się do zachowania stabilności w KSE w przypadku  wystąpienia trudnej sytuacji bilansowej, w szczególności w godzinach szczytowego zapotrzebowania na energię elektryczną.

[3] Polski system elektroenergetyczny jest połączony z systemem szwedzkim podwodną linią kablową stałoprądową wysokiego napięcia SwePol Link, która stanowi współwłasność operatorów polskiego i szwedzkiego.

Źródło: Urząd Regulacji Energetyki