Spis treści
Aukcja na 2026 r. będzie najważniejszą aukcją mocową od 2018 r. Dlaczego? Zgodnie z unijnym rozporządzeniem o rynku energii, od 2026 r. nie będzie już możliwe wsparcie elektrowni emitujących więcej niż 550 g CO2/kWh w ramach rynku mocy lub podobnych mechanizmów. To wyklucza węgiel, duża część starych bloków węglowych będzie więc nierentowna. Do 2030 r. firmy energetyczne zgłosiły chęć wyłączenia aż 17 GW mocy węglowych. Co powstanie na ich miejsce? To pytanie nurtuje wszystkich z branży, ale dobrej odpowiedzi brak.
Tę odpowiedź miał przynieść właśnie rynek mocy, ale okazał się narzędziem przydatnym głównie do utrzymywania w znośnej kondycji finansowej istniejących już bloków węglowych. W dotychczasowych aukcjach pojawiły się tylko dwie duże jednostki powyżej 100 MW – elektrownia Dolna Odra (PGE, dwa bloki gazowe po 700 MW) oraz Elektrociepłownia Żerań (500 MWe, PGNiG Termika).
W branży cały czas toczy się dyskusja czy budowa wielkich bloków gazowych, bez kogeneracji, ma sens. Czy w obliczu unijnej polityki klimatycznej za kilka lat nie okażą się równie nierentowne jak dziś węglowe. Wprawdzie nowe jednostki mają być gotowe do spalania przynajmniej w jakiejś części wodoru, ale to ciągle niepewna przyszłość. I czy nie lepiej więc po 2025 r. przedłużyć o kilka lat życie części starych węglówek, tak aby zobaczyć w którym kierunku pójdzie zarówno rozwój technologii, jak i klimatyczna legislacja.
Czytaj także: Czy stare elektrownie węglowe uratują nas przed blackoutem?
Ile nowych mocy stanie do aukcji? Początkowo Polskie Sieci Elektroenergetyczne podały, że w tzw. certyfikacji ogólnej pojawiło się 6 GW nowych jednostek. Z tego 4 GW na gaz (47 jednostek ), aż 2 GW magazynów energii (16 jednostek) oraz 414 MW odnawialnych źródeł energii. Ale większość z tego to tylko pobożne życzenia, a papierowe plany zweryfikuje dopiero aukcja.
Większość obserwatorów rynku zgadza się, że aby skłonić inwestorów do budowy nowych jednostek, potrzebne są zmiany w rynku mocy. Forum Energii sugerowało niedawno, że trzeba myśleć o zawieraniu kontraktów różnicowych dla gazówek, na wzór OZE. Ale czy są szanse na zatwierdzenie takiego rozwiązania przez Komisję Europejską?
Wielkie bloki niepewne
Jakich większych projektów można się więc spodziewać w tegorocznej aukcji? Z informacji portalu WysokieNapiecie.pl wynika, że pewniakiem jest gazowa Ostrołęka C. Budowa bloku o mocy 745 MW ma ruszyć w przyszłym roku. Jego niedoszła, węglowa poprzedniczka o mocy 1000 MW, miała realizować kontrakt mocowy od 2023 r. Po tegorocznych zmianach w przepisach dotyczących rynku mocy Energa może uniknąć kar za niedotrzymanie obowiązku mocowego, jeśli zastąpi brakującą moc innym projektem.
Zobacz więcej: Gazowa Ostrołęka wykarmi mniej chętnych niż węglowa
Do ostatniej chwili będzie też rozstrzygać się los bloku gazowego w Grudziądzu. o mocy 450 MW, którego inwestorem jest także Energa – kontrolowana przez PKN Orlen. Według naszych źródeł wciąż nie jest przesądzone czy wystartuje w aukcji.
Pod koniec sierpnia 2021 r. naftowy koncern zawarł z Energą porozumienie, w którym zobowiązał się do pokrycia całych nakładów związanych z budową bloku pod warunkiem uzyskania kontraktu mocowego. Wydatki te mają wynieść nie więcej niż 1,8 mld zł. Obecnie trwa przetarg na wykonawcę tego bloku, a potencjalni oferenci mieli już wcześniej wyceniać swoje usługi, aby inwestor mógł lepiej przygotować się do aukcji.
Mówiono też o bloku gazowo-parowym w Gdańsku (ok. 600 MW). W listopadzie 2020 r. Energa, Orlen oraz Lotos podpisały list intencyjny w sprawie wspólnego zaangażowania w ten projekt. Niemniej od razu prognozowano, że może ona powstać do połowy 2026 r. W aukcji na rok 2026 więc nie wystartuje.
List intencyjny jest ważny do końca 2021 r. i na razie nie są znane dalsze plany dotyczące przyszłości tej inwestycji. Zapewne wiele będzie zależało od ostatecznych losów przejęcia Lotosu przez Orlen. Zatem najwcześniej jednostka ta będzie mogła wystąpić w aukcji mocy na dostawy na rok 2027.
Ciepło sprzyja mocy
Rąbka tajemnicy odnośnie swoich planów uchyliła w listopadzie Polska Grupa Energetyczna. Przy okazji prezentacji wyników po trzech kwartałach dyrektor pionu finansowego Piotr Sudoł informował, że PGE zamierza zgłosić cztery bloki ciepłownicze w elektrociepłowniach Czechnica, Gdynia, Bydgoszcz i Zgierz.
W tym pierwszym przypadku ma powstać blok gazowo-parowy o mocy 180 MW. Za blisko 1,2 mld zł buduje go Polimex Mostostal. Kontrakt podpisano w czerwcu 2022 r., a prace mają zakończyć się w kwietniu 2024 r. W październiku tego roku wmurowano akt erekcyjny pod blok, a także podpisano umowę z NFOŚiGW na dofinansowanie przedsięwzięcia.
Z tego dofinansowania ma też skorzystać projekt w Zgierzu, gdzie dotychczas zapowiadano budowę nowego układu kogeneracyjnego w oparciu o silniki gazowe i kocioł gazowo-olejowy o łącznej mocy ponad 20 MW. Natomiast pod koniec listopada tego roku podpisano kontrakt na budowę kotłowni gazowej w Bydgoszczy o mocy do 40 MW za niespełna 25 mln zł netto. Ma być gotowa na przełomie 2022/2023 roku. Jednocześnie trwa też przetarg na kolejne kogeneracyjne źródło gazowe w tej elektrociepłowni o mocy minimum 50 MW.
Z naszych ustaleń wynika, że finalnie do aukcji nie zgłoszono projektu w Gdyni, gdzie wcześniej sygnalizowano plany dotyczące jednostki gazowej o mocy 150-180 MW. Być może znajdzie się w przyszłorocznej aukcji, podobnie jak blok gazowy 800 MW w Rybniku.
Natomiast w tegorocznej aukcji z ciepłowniczych bloków najpewniej wystartuje gazowy projekt w Poznaniu, którego inwestorem jest Veolia. W EC Karolin spółka ma decyzję środowiskową pozwalającą na powstanie do 200 MW nowych mocy.
Gaz niczym węgiel?
W kontekście ostrego kursu polityki klimatycznej Unii Europejskiej gaz bywa nazywany „węglem jutra”. Stąd zwolennicy rozwoju odnawialnych źródeł energii wskazują, że stawiając mocno na gaz Polska tylko odsuwa w czasie wyzwania związane z dekarbonizacją gospodarki.
Z analizy wykonanej przez brytyjski think-tank Ember wynika, że Polska planuje do 2030 r. największy wzrost produkcji energii elektrycznej z gazu ziemnego w UE – z 14 TWh w 2019 r. do 54 TWh w 2030 r.
Bez gazu sobie nie poradzimy, pytanie jak go wykorzystać – czy budować duże bloki produkujące tylko prąd, czy też przede wszystkim jednostki kogeneracyjne, mogące zarabiać także na sprzedaży ciepła. Dużych bloków gazowych obecnie w UE się nie buduje.
Czytaj także: Państwowe spółki mogą wejść w kolejną ślepą uliczkę. Tym razem nie czarną, a błękitną
Ale Niemcy po wyłączeniu elektrowni atomowych i węglowych w ciągu najbliższych 10 lat będą musiały zbudować od 20 do 40 GW nowych gazówek. Jakie to będą jednostki? To pytanie nurtuje nie tylko tamtejszych energetyków, odpowiedź poznamy pewnie w ciągu dwóch lat.
Czytaj także: Niemcy kończą z węglem w 2030 r.
W Polsce duże wciąż jest piękne
Tymczasem z zapowiedzi państwowych spółek wynika, że wciąż widzą swoją przyszłość w budowie dużych bloków gazowych – najchętniej tam, gdzie już istnieją węglówki.
Enea niedawno informowała, że rozmawia z bankami w sprawie możliwości sfinansowania budowy bloków gazowo-parowych o łącznej mocy 2,1-2,2 GW w Elektrowni Kozienice – trzech o mocy 700 MW każdy albo dwóch bloków po 1100 MW. Sukcesywnie mają one być zgłaszane do aukcji rynku mocy.
Tauron sygnalizował, że grupa chce zbudować 3-4 GW mocy zainstalowanej w energetyce gazowej do 2030 r. Zlecono już m.in. analizę budowy bloku o mocy 500-700 MW w Elektrowni Jaworzno III. Możliwy jest też powrót do planów związanych jednostką gazową o mocy ponad 400 MW w Elektrowni Łagisza.
ZE PAK, należący do Zygmunta Solorza, zamówił natomiast studium wykonalności dla potencjalnej budowy bloku gazowego w Elektrowni Adamów o mocy 400-600 MW. Do tego inwestycje w kolejne, kogeneracyjne moce gazowe zapowiadają m.in. Veolia czy PGE – nie wspominając o samorządowym ciepłownictwie, które dopiero zaczyna myśleć o tym, jak odejść od węgla.
Zobacz też: Ciepłownictwo będzie miało problem z dodaniem gazu
Magazyny? Być może…
Kolejną zagadką są magazyny energii. Już w poprzednich aukcjach grupa trzech polskich przedsiębiorców ze spółki Krajowe Systemy Magazynów Energii planowała wystartować z dużą ilością bateryjnych magazynów. Mieli kupione działki, ale brakowało im pieniędzy. Ostatecznie PSE nie dopuściła ich do aukcji.
W tym roku udziały w KSME objęli nowi inwestorzy – spółka Neo Energy Group, w której możemy znaleźć starych wyjadaczy inwestycji w OZE, m.in Piotra Beaupre i Michała Klesyka. Do KSME wszedł także portugalski Greenvolt. Czy to wystarczy aby te prawie 2 GW zgłoszone do certyfikacji zmaterializowały się w aukcji? Warunki na rynku są na pewno dużo bardziej sprzyjające niż w latach poprzednich latach, bo hurtowe ceny energii są dwukrotnie wyższe.
Poślizg na budowie
Wśród zalet energetyki gazowej wskazuje się często, że budowa bloków opalanych błękitnym paliwem jest stosunkowo szybka na tle innych konwencjonalnych technologii, czyli bloków węglowych (których w sumie i tak już nie będziemy stawiać), a przede wszystkim elektrowni atomowych. Zwłaszcza, że realizacja programu polskiej energetyki jądrowej przypomina niekończące się gonienie króliczka.
Praktyka ostatnich lat jednak pokazuje, że optymistyczne terminy oddania do użytku jednostek gazowych trudno dotrzymać. Przykładowo blok 463 MW we Włocławku (PKN Orlen) miał być pierwotnie gotowy w grudniu 2015 r., a do eksploatacji przekazano go dopiero w czerwcu 2017 r. Powodem miały być m.in. problemy z turbiną. Pech prześladował ją także po uruchomieniu siłowni. We wrześniu 2018 r. doszło awarii turbiny, przez co potrzebny był ponad półroczny remont i przestój bloku. Wykonawcą było konsorcjum SNC-Lavalin i General Electric.
Jednak największy poślizg wśród polskich inwestycji energetycznych w ostatnich kilkunastu latach zaliczyła budowa elektrociepłowni w Stalowej Woli (Tauron/PGNiG). Jednostka o mocy blisko 450 MW została oficjalnie oddana do użytku 30 września 2020 r., czyli pięć lat później niż przewidywały pierwotne założenia.
Rozgrzebaną inwestycję po wyrzuconej z budowy hiszpańskiej spółce Abener Energia kończyło konsorcjum Energoprojektu-Katowice oraz Energopomiaru. Perypetie związane z tym przedsięwzięciem opisywaliśmy obszernie w portalu WysokieNapiecie.pl w tekście pt. Tauron po raz kolejny chce coś sprzedać. Czy tym razem się uda?
Ostatni przykład to oddany do użytku 6 grudnia 2021 r. blok 497 MW w EC Żerań (PGNiG), który wybudowało konsorcjum Polimeksu Mostostalu i Mitsubishi Power. Poślizg wyniósł 14 miesięcy, a wśród jego przyczyn były m.in. perturbacje związane z pandemią, a wcześniej… tajfunem „Jebi”, który przechodził nad Japonią we wrześniu 2018 r. i uszkodził elementy turbiny gazowej w miejscu ich składowania.
Kto to wszystko wybuduje?
Rynek dostawców technologii ma swoje ograniczenia – praktycznie jest on podzielony pomiędzy trzech dużych dostawców: General Electric, Siemensa i Mitsubishi Power. W przypadku mniejszych jednostek alternatywą może być jeszcze Ansaldo Energia.
Inna barierą są dotychczasowe doświadczenia z przetargów i realizacji dużych inwestycji energetycznych, które zniechęcają wielu wykonawców poziomem ryzyka. Przykładowo w dwóch największych w ostatnich latach postępowaniach na nowe bloki energetyczne (właśnie gazowe), czyli projekty Dolna Odra i Czechnica, złożono tylko po jednej ofercie. W pierwszym bezkonkurencyjne było konsorcjum Polimeksu Mostostalu i General Electric, a w drugim sam Polimex.
Dlatego w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl Piotr Świecki, dyrektor energetyki i przemysłu Budimeksu (największa grupa budowlana w Polsce) zastrzegł, że spółka nie wyklucza udziału jako generalny wykonawca w takich przedsięwzięciach, ale pod warunkiem: muszą to być dobrze i racjonalnie zaprojektowane zadania, co przełoży się też na determinację zamawiających do ich sprawnej i partnerskiej realizacji.
Dlatego konieczny jest m.in. realny termin wykonania kontaktu. Zazwyczaj w ostatnich latach dla bloków gazowo-parowych ustalano go na trzy lata i w takim terminie nigdy inwestorzy i wykonawcy nie byli w stanie zrealizować prac.
– Przykładowo jeśli w trzy lata miałby zostać wybudowany duży projekt gazowy za ponad 3 mld zł, a pierwszy rok kontraktu trzeba przeznaczyć na prace projektowe, to w pozostałych dwóch trzeba wydać po 1,5 mld zł rocznie, czyli średnio grubo ponad 100 mln zł miesięcznie – wskazał Świecki.
– W praktyce musiałoby to być jeszcze więcej, bo na placu budowy rozkład robót nie jest przecież równomierny przez cały czas jego trwania. Trzeba jeszcze wziąć pod uwagę też kilkumiesięczny rozruch bloku w ostatniej fazie kontraktu. Odpowiedzialny generalny wykonawca musi pod uwagę brać racjonalny termin wykonania tak dużych i złożonych inwestycji – podsumował dyrektor.
Zobacz też: Budowlańcy patrzą łakomym okiem na ciepłownictwo
