Niemcy zakontraktowały 5,16 GW mocy. Pierwsza aukcja StromVKG i jej znaczenie dla Polski

Niemcy rozstrzygnęły pierwszą aukcję długoterminowych mocy w ramach ustawy StromVKG. Zakontraktowano łącznie około 5,16 GW mocy zredukowanej przy średniej cenie 155 296 euro za MW rocznie na okres 15 lat. To czytelny sygnał dla całego europejskiego przemysłu: wraz ze wzrostem udziału OZE coraz większą wartość ma nie tylko wyprodukowana megawatogodzina, ale przede wszystkim bezpieczeństwo dostaw energii wtedy, gdy system najbardziej jej potrzebuje.

Bezpieczeństwo dostaw energii w ustawie StromVKG: nie kupują MWh, lecz gotowość

3 listopada 2026 r. niemiecka agencja regulacyjna Bundesnetzagentur ogłosiła wyniki pierwszej aukcji długoterminowych mocy przeprowadzonej na podstawie ustawy Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG). Mechanizm zaprojektowano po to, aby zagwarantować dostępność sterowalnych źródeł wytwórczych w okresach, gdy generacja z farm wiatrowych i fotowoltaiki nie wystarcza do zbilansowania krajowego zapotrzebowania.

W pierwszej rundzie regulator przewidział zakontraktowanie 4 500 MW tzw. mocy zredukowanej (rMW). Rynek odpowiedział ponad dwukrotną nadpodażą projektów: złożono 41 ofert opiewających łącznie na około 11 958 rMW. Ostatecznie przyznano 11 kontraktów o łącznym wolumenie około 5 160 rMW. Przekroczenie pierwotnego progu wynika z zasad aukcyjnych – Bundesnetzagentur zaakceptowała w całości ofertę domykającą, która jako pierwsza przekroczyła zakładany limit.

Kluczowe znaczenie inżynieryjne ma tu sama jednostka rozliczeniowa. rMW (moc zredukowana) nie jest prostym odpowiednikiem mocy znamionowej zainstalowanej w elektrowni. Jest to wartość przeliczona przez współczynnik korekcyjny, który określa rzeczywisty, statystyczny wkład danej technologii w bezpieczeństwo dostaw energii. Dzięki temu w jednym postępowaniu można obiektywnie zestawiać różne technologie pod kątem ich realnej dyspozycyjności, a nie wyłącznie mocy na tabliczce znamionowej.

155 tys. euro za MW rocznie – kto zapłaci za nowe jednostki?

Średnia ważona cena zwycięskich ofert zatrzymała się na poziomie 155 296 euro za rMW rocznie. To wynik o ponad 36% niższy od maksymalnej stawki dopuszczonej przez regulatora (244 000 euro za rMW rocznie). Kontrakty zabezpieczają przychody wytwórców przez 15 lat, a nowe jednostki muszą osiągnąć gotowość operacyjną najpóźniej w 2031 r. – w momencie, gdy niemiecki system elektroenergetyczny będzie musiał funkcjonować bez dotychczasowego oparcia w energetyce węglowej.

Według szacunków agencji Reuters łączna wartość zawartych kontraktów sięga około 12 mld euro, a wśród głównych beneficjentów postępowania znalazły się koncerny RWE oraz LEAG. W rezultacie rynek otrzymuje wyraźny podział ról: wytwórca na rynku mocy nie sprzedaje samej energii, lecz utrzymuje zdolność do jej dostarczenia na wezwanie operatora. Odbiorca końcowy finansuje więc nie tylko zużyte megawatogodziny, ale również polisę gwarantującą stabilność całej sieci.

Koszt systemowy nie znika wraz z rozwojem OZE

Wyniki niemieckiej aukcji obnażają fundamentalną zmianę w ekonomice transformacji energetycznej. Choć fotowoltaika i lądowe farmy wiatrowe skutecznie obniżają krańcowy koszt wytworzenia energii w godzinach sprzyjającej pogody, nie rozwiązują samodzielnie problemu wielogodzinnych lub wielodniowych okresów niskiej generacji (tzw. Dunkelflaute).

Silna konkurencja podczas aukcji obniżyła wprawdzie wycenę poniżej pułapu maksymalnego, jednak nie oznacza to, że utrzymanie rezerw będzie bezkosztowe. Jak wskazuje Reuters, wydatki na sfinansowanie mechanizmu StromVKG zostaną przeniesione na odbiorców poprzez dodatkową opłatę doliczaną do rachunków. Dla przedsiębiorstw rozróżnienie to ma kluczowe znaczenie budżetowe: spadek hurtowych cen energii na giełdzie nie przekłada się automatycznie na niższy koszt całkowity na fakturze, ponieważ rośnie udział kosztów sieciowych i opłat za utrzymywanie rezerw systemowych.

Co z tego wynika dla Polski i odbiorców przemysłowych?

Z perspektywy polskiego rynku kluczowa jest nie tylko skala niemieckich inwestycji, ale przede wszystkim rynkowa wycena samej dyspozycyjności. Niemcy traktują zdolność do podania mocy jako odrębny, mierzalny produkt kontraktowany w wieloletnim, konkurencyjnym postępowaniu. To bezpośredni punkt odniesienia dla dyskusji o przyszłości polskiego rynku mocy, roli przemysłowych magazynów energii (BESS) oraz modernizacji jednostek konwencjonalnych.

W kolejnych etapach niemieckiego mechanizmu przewidziano ponadto aukcje otwarte dla sterowalnych odbiorów. Oznacza to, że elastyczność po stronie popytu (DSR) oraz zakładowe magazyny energii stają się pełnoprawnym zasobem bilansującym system krajowy, a nie wyłącznie narzędziem optymalizacji kosztów wewnątrz jednego przedsiębiorstwa.

Dla polskich dyrektorów operacyjnych i energetyków zakładowych wniosek jest jednoznaczny: analiza kosztów energii nie może zatrzymywać się na cenie za megawatogodzinę. O konkurencyjności kosztowej zakładu w nadchodzących latach zdecydują profil poboru, precyzyjnie dobrana moc zamówiona, warunki kontraktu ze sprzedawcą oraz zdolność do ograniczenia zużycia z sieci w najdroższych godzinach.