Spis treści
Wyłonienie generalnego wykonawcy tej inwestycji było wyczekiwane przez rynek od ogłoszenia przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne wyników aukcji głównej rynku mocy na rok dostaw 2026.
Zobacz więcej: Bóg się rodzi, moc drożeje. Rekordowe ceny elektrowni na rynku mocy
Bez kar za Ostrołękę
Przypomnijmy, że w grudniu 2021 r. Energa z sukcesem zgłosiła do aukcji dwa projekty elektrowni gazowych. Pierwszym jest Ostrołęka, która ma powstać w miejscu niedoszłego bloku węglowego, a drugi to właśnie Grudziądz.
– Cena zamknięcia aukcji wyniosła 400,39 zł/kW/rok. Oznacza to, że planowany blok gazowo-parowy w Ostrołęce przez cały czas trwania uzyskanego kontraktu mocowego, który został zawarty na 17 lat, liczyć może na całościowy przychód wynoszący co najmniej 4,73 mld zł. Jednostka zakontraktowała ok. 696 MW obowiązku mocowego – informowała Energa.
– Drugi planowany blok gazowo-parowy zgłoszony do tej aukcji, w Grudziądzu, z zakontraktowanym obowiązkiem mocowym ok. 518 MW może w tym samym czasie liczyć na przychód sięgający minimum 3,52 mld zł. Finalne przychody w danym roku dla ww. planowanych inwestycji ustalą się po korekcie ceny z aukcji o wskaźnik inflacji – informowała również.
Co istotne, niedoszła 1000-megawatowa węglowa poprzedniczka inwestycji w Ostrołęce miała realizować kontrakt mocowy od 2023 r. Po ubiegłorocznych zmianach w przepisach dotyczących rynku mocy Energa może uniknąć kar za niedotrzymanie obowiązku mocowego, jeśli zastąpi brakującą moc innymi projektami. Pozwoli na to właśnie wygranie aukcji na łącznie 1214 MW mocy z dwóch powyższych bloków gazowych.
Zobacz także: Gazowa Ostrołęka wykarmi mniej chętnych niż węglowa
Siemens bierze Grudziądz
Z informacji, które portal WysokieNapiecie.pl uzyskał w kręgach branżowych, podpisanie kontraktu na budowę elektrowni w Grudziądzu jest planowane w przyszłym tygodniu.
Grono wykonawców, którzy mogą się ubiegać się o takie zlecenie, jest mocno ograniczone, gdyż na rynku pozostało praktycznie tylko trzech dużych dostawców technologii: Siemens Energy, Mitsubishi Power oraz General Electric.
Ten ostatni jest już generalnym wykonawcą bloku w Ostrołęce, ale według naszych informatorów do przetargu w Grudziądzu nie wystartował. Powód to brak turbiny, która dobrze wpisałaby się w parametry inwestycji, które założyła sobie Energa.
Dlatego w grze było tylko dwóch graczy – Siemens, który w ostatnich latach wybudował już dla Orlenu elektrociepłownię w płockiej rafinerii o mocy prawie 600 MW, a także konsorcjum Mitsubishi Hitachi i Polimeksu Mostostalu. Niemiecki koncern wygrał rywalizację z japońsko-polskim duetem dzięki lepszym parametrom technicznym swojej oferty. Harmonogram przewiduje, że oddanie do eksploatacji bloku nastąpi w 2025 r.
Pewnym zaskoczeniem jest natomiast to, że partnerem budowlano-inżynieryjnym Siemensa w tym przedsięwzięciu ma być mało znana w Polsce grecka spółka Metka, należąca do przemysłowego holdingu Mytilineos. Ma ona jednak doświadczenie ze współpracy z Siemensem na innych rynkach.
Ile będzie kosztować blok w Grudziądzu? W branży pojawiają się szacunki, że może to być ok. 2 mld zł. Niemniej rynek budowlany jest obecnie mocno rozregulowany przez pandemię i agresję Rosji na Ukrainę, co utrudnia szacowanie cen. Możliwe, że w planowanym kontrakcie będą przewidziane mechanizmy, które pozwolą reagować na dużą dynamikę zmian kosztów.
Wiemy jednak na pewno, że zgodnie z umową z sierpnia 2021 r., którą Orlen zawarł z Energą w sprawie finansowania inwestycji w Grudziądzu, płocki koncern zobowiązał się do pokrycia swojej spółce-córce 100 proc. nakładów związanych z tym projektem, ale nie więcej niż 1,8 mld zł. Warunkiem było pozyskanie kontraktu mocowego przez Energę, czego spółka dokonała.
Ponadto poza samą budową Energa zapewne podpisze z Siemensem długoterminową umowę serwisową bloku, co oznacza dodatkowe wydatki. Przykładowo w przypadku elektrociepłowni Orlenu w Płocku wyceniono ją na 300 mln zł, ale dla elektrowni w Grudziądzu – ze względu na specyfikę pracy bloku – ta kwota może być mniejsza.
Następne bloki w kolejce
Możliwe, że na tym gazowy apetyt Orlenu w energetyce gazowej się nie zatrzyma, gdyż potencjalnie wciąż jest aktywny temat elektrowni gazowo-parowej w Gdańsku. Według założeń ma tam do 2026 r. powstać jednostka o mocy ok. 450 MW.
W listopadzie 2020 r. Energa, Orlen oraz Lotos podpisały list intencyjny w sprawie wspólnego zaangażowania w ten projekt, którego ważność pod koniec 2021 r. wydłużono o kolejny rok – do 31 grudnia 2022 r. Wiele może tu zależeć zapewne od ostatecznych losów przejęcia Lotosu przez Orlen. Trudno przewidywać, czy zobaczymy ten projekt w aukcji mocy na dostawy na rok 2027.
Na wykonawców czekają jeszcze trzy spore jednostki gazowe, które zakontraktowały moc na 2026, z czego dwie ciepłownicze (Veolia – 105 MW zakontraktowanej mocy w Poznaniu, PGE – 140 MW mocy w Gdyni).
Natomiast 493 MW obowiązku mocowego zakontraktował ZE PAK z grupy Zygmunta Solorza w ramach planowanej elektrowni gazowej w Pątnowie o mocy ok. 600 MW. Blok ten ma być przystosowany do współpracy z farmą fotowoltaiczną o mocy ok. 211 MW. Ponadto turbina gazowa ma być dostosowana do spalania mieszanki paliwowej składającej się z paliwa podstawowego (gazu ziemnego) i wodoru (paliwa pomocniczego) z ok. 30 procentowym tego drugiego. Przetarg ogłoszono w ubiegłym miesiącu.
Możliwe, że w tegorocznej aukcji zobaczymy projekt bloku gazowego PGE w Rybniku o mocy ok. 800 MW, którego spodziewano się już w ostatniej aukcji. Natomiast Tauron reaktywował plany budowy gazowej elektrociepłowni w Łagiszy i ogłosił, że czeka na oferty od wykonawców, ale z realizacją może ruszyć, jeśli w tym roku zdobędzie kontrakt mocowy. Wcześniej Tauron zlecał też przeprowadzenie analizy budowy bloku gazowego o mocy 500-700 MW w Elektrowni Jaworzno III.
Ile jeszcze tego gazu?
W minionych latach coraz głośniejsza była dyskusja, czy odchodząc od węgla polska energetyka nie za bardzo skręca w kierunku kolejnego uzależnienia – tym razem od gazu, który przez wielu bywa nazywany „węglem jutra”. Przejście na błękitne paliwo odsuwa bowiem tylko w czasie wyzwania związane z dekarbonizacją gospodarki.
Z ubiegłorocznej analizy, wykonanej przez brytyjski think-tank Ember, wynikało, 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.
W ostatnich miesiącach nadmierna „gazyfikacja” energetyki zyskała kolejny wymiar po zaatakowaniu Ukrainy przez Rosję. Już na kilka miesięcy przed tym wydarzeniem ceny gazu poszybowały na rekordowe poziomy, a w obliczu wojny Komisja Europejska ogłosiła w marcu plan REPowerEU, którego głównym celem jest zmniejszanie uzależnienia unijnej gospodarki od gazu.
Z Brukseli popłynęły nawet sygnały przyzwolenia na to, aby Polska dłużej korzystała z węgla w energetyce, jeśli później od razu przejdzie na OZE. To sprawiło, że uważany za mało realny w ostatnich latach pomysł wykorzystania na szerszą skalę efektów programu „Bloki 200+”, czyli wydłużenia życia leciwych jednostek klasy 200 MW, ma szansę na realizację.
Warto też zwrócić uwagę, że w przyjętych pod koniec marca przez rząd założeniach do aktualizacji Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. wskazano na „dostosowanie decyzji inwestycyjnych w gazowe moce wytwórcze do dostępności paliwa”.
– Jednostki gazowe wciąż będą miały znaczenie dla regulowania pracy systemu energetycznego, jednak ze względu na zmianę sytuacji geopolitycznej i brak przewidywalności na rynku gazu w ujęciu średniookresowym zwiększeniu może ulec poziom wykorzystania istniejących jednostek węglowych. Również w konsekwencji tych zmian plany inwestycyjne dotyczące nowych mocy gazowych powinny podlegać weryfikacji pod kątem ekonomiki produkcji – wskazano w założeniach.
– Co szczególnie istotne w ciepłownictwie – tempo konwersji jednostek węglowych na jednostki gazowe będzie zależne od dostępności surowca. Jednocześnie poszukiwane będą możliwości wykorzystania innych źródeł energii, stanowiących realną alternatywę dla wykorzystania gazu ziemnego w ciepłownictwie. Powinno przyczynić się to również do budowy efektywnych systemów ciepłowniczych – dodano.
O racjonalne planowanie nowych inwestycji gazowych na łamach portalu WysokieNapiecie.pl niedawno apelowali również analitycy Fundacji Instrat.
– Za każdym razem decyzja o budowie dużej elektrowni powinna być poparta rzetelną analizą wariantową, szczególnie w tak przełomowym dla energetyki momencie jak teraz. Ponieważ możliwości importu gazu ziemnego są (i zawsze będą) ograniczone, powinniśmy priorytetyzować jego użycie, aby uniknąć nadmiernego wzrostu wykorzystania w produkcji prądu – podkreślali.
Zobacz więcej: Czy Polsce są potrzebne nowe elektrownie gazowe?
Pozostaje więc liczyć na gazowy umiar decydentów…
