Spis treści
Wyniki aukcji dogrywkowej rynku mocy na rok dostaw 2029
Wstępne wyniki aukcji PSE opublikowały przed dziesięcioma dniami, a wcześniej pozyskanymi kontraktami mocowymi pochwaliła się też część spółek.
Aukcja, którą operator przeprowadził 17 lipca, zakończyła się po pierwszej rundzie. W sumie udało się zakontraktować 4513 MW, z czego 61 MW przypadło na jednostki zagraniczne, a mianowicie spółkę Slovenské elektrárne. To mniej od zapotrzebowania, które wynosiło 5236 MW.
Cena zamknięcia dla dostawców krajowych wyniosła 534 zł, a zagranicznych 440 zł. Dla przypomnienia w aukcji głównej na rok dostaw 2029, która odbyła się w grudniu minionego roku, cena zamknięcia wyniosła 265 zł. Tamta aukcja została jednak zdominowana przez magazyny energii, których w aukcji dogrywkowej zabrakło z uwagi obniżenie do bardzo niskiego poziomu korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności dla baterii.
Zobacz też: Rynek mocy 2024: fala magazynów energii i mała namiastka gazu
Jeśli chodzi o moce zakontraktowane w aukcji dogrywkowej, to najwięcej – ok. 3 GW – przypadło na nowe jednostki wytwórcze, czyli przede wszystkim bloki gazowe, o czym szerzej w dalszej części artykułu. W ten sposób aukcja spełniła rolę, której oczekiwały PSE, a mianowicie pozyskania umów na dyspozycyjne źródła gazowe.
Na drugim miejscu pod względem zakontraktowanej mocy znalazły się modernizowane jednostki wytwórcze (ponad 800 MW), za którymi stoi Enea z projektem współspalania biomasy w Elektrowni Połaniec. Przedsięwzięcie to ma obniżyć emisyjność bloków klasy 200 MW i dzięki temu wydłużyć ich uczestnictwo w rynku mocy.
Natomiast podium zamykają jednostki redukcji zapotrzebowania na moc (DSR), których zakontraktowano łącznie ponad 580 MW, z czego najwięcej przypadło na Enel X (426 MW). Na pozostałe dwie kategorie w aukcji, czyli wspomniane wcześniej dostawy zagraniczne oraz istniejące jednostki krajowe, przypadło po ok. 60 MW.
Pewniaki z Kozienic, Grudziądza i Gdańska
Jeśli chodzi o nowe moce, to pewniakami w tej aukcji miały być gazowe Kozienice, Grudziądz II oraz Gdańsk. Tak też się stało.
Enea dla tych pierwszych zakontraktowała umowy na łącznie 1218 MW. Tuż po aukcji podpisała też warunkową umowę z turecką grupą Çalık Enerji na budowę „pod klucz” dwóch bloków gazowo-parowych o mocy 668 MW każdy za 6,378 mld zł netto. Ponadto zawarto też umowę na długoterminowy serwis za 170 mln dolarów netto. Dostawcą technologii będzie GE Vernova.
Warunkiem zawieszającym umowę jest m.in. opublikowanie ostatecznych wyników aukcji. Enea zapowiada, że polecenie rozpoczęcia prac nastąpi na przełomie sierpnia i września. Planowany termin przekazania bloków do eksploatacji to odpowiednio 31 marca 2029 r. dla pierwszego oraz 30 czerwca 2029 r. dla drugiego bloku.
Jeśli chodzi o Grudziądz II oraz Gdańsk, które mają mieć po ok. 600 MW mocy, to Energa generalnych wykonawców inwestycji jeszcze nie wskazała, ale według nieoficjalnych informacji blisko kontraktów jest Siemens. W aukcji Energa pozyskała dla obu inwestycji kontrakty po 525 MW każdy.
Na tym jednak nie koniec, bo spółka zdobyła też dwie mniejsze umowy na łącznie blisko 28 MW. Biuro prasowe Energii przekazało nam, że dotyczą one kogeneracyjnego układu silników gazowych, które powstają Elektrociepłowni Elbląg.
Tajemnicze umowy Orlenu i PGE
Mniejsze kontrakty dla nowych jednostek wytwórczych pozyskały też Orlen Termika oraz PGE. Ta pierwsza zakontraktowała jedną umowę na niespełna 11 MW, więc zapytaliśmy spółkę o jaką konkretnie inwestycję chodzi.
– Pytania dotyczą informacji handlowych, które traktujemy jako informacje wrażliwe o charakterze tajemnicy przedsiębiorstwa. Z tego względu nie możemy udzielić na nie odpowiedzi – przekazało nam biuro prasowe firmy.
Podobnie poprosiliśmy PGE o szczegóły dotyczące inwestycji, dla których spółka pozyskała kontrakty mocowe na kolejno 31,6 MW, 45,4 MW, a także 20,5 MW.
– Wskazane kontrakty mocowe dotyczą układów kogeneracyjnych realizowanych w ramach założonej strategii dekarbonizacji systemów ciepłowniczych – czytamy w informacji przesłanej przez PGE. Poprosiliśmy spółkę o rozwinięcie tej odpowiedzi, ale się tego nie doczekaliśmy.
Można zatem tylko snuć domysły, co wstrzymuje Orlen i PGE przed przekazaniem informacji odnośnie tych inwestycji, które raczej do największych nie należą, patrząc na wielkość umów mocowych.
Ciepłownicze projekty w Skawinie, Warszawie i Chorzowie
Aukcja dogrywkowa przyniosła znaczący postęp odnośnie planowanego od wielu lat projektu gazowej EC Ursus, za którym aktualnie stoi Veolia.
Pozyskała ona dla tego przedsięwzięcia kontrakt mocowy na 99 MW, a sama elektrociepłownia ma mieć ok. 110 MW mocy. W przeszłości Veolia chciała ten projekt sprzedać, więc też trudno przesądzać, w jakiej formule biznesowej ostatecznie będzie realizować to przedsięwzięcie.
Znaczące wejście na rynek mocy zanotował natomiast czeski ResInvest, który w tym roku przejął węglowe aktywa ciepłownicze CEZ-u w Chorzowie i Skawinie. W tej ostatniej firma zakontraktowała 265 MW obowiązku mocowego, a dla Chorzowa pozyskała go 41 MW.
Od spółki oficjalnych odpowiedzi na pytania odnośnie tych inwestycji nie otrzymaliśmy, ale wiemy, że mają one dotyczyć źródeł gazowych. W przypadku Skawiny wydane przez PSE warunki przyłączenia wskazują na blok gazowo-parowy o mocy 270 MW i trzy bloki gazowe o mocy 10 MW każdy.
Wśród nowych jednostek 44 MW obowiązku mocowego pozyskała jeszcze spółka Biopaliwa i Wodór, należąca do Cyfrowego Polsatu/ZE PAK. W tym przypadku chodzi jednak o inwestycję w źródło biomasowe.
Neo Energy wskrzesza silnikową elektrownię
Chyba z najmniej spodziewanym projektem w aukcji okazało się przedsięwzięcie, za którym stoi Neo Energy Group, dotychczas znane przede wszystkim z zaangażowania w inwestycje w OZE oraz magazyny energii. Teraz postanowiło też wejść w energetykę gazową – poprzez spółkę Neo Hybrid Power, która zakontraktowała 148 MW obowiązku mocowego.
Jacek Rusiecki, dyrektor operacyjny Neo Energy Group, pytany przez portal WysokieNapiecie.pl o ten projekt poinformował, że obejmuje on budowę szczytowej elektrowni gazowej, której budowa planowana jest w gminie Turek w Wielkopolsce, tuż obok stacji elektroenergetycznej Adamów.
Rusiecki wskazał, że w przeszłości Neo Hybrid Power działało pod nazwą K Green Japan. Zakładano wówczas, że spółka będzie realizować projekt budowy elektrowni gazowej o mocy 164 MW, opartej na silnikach gazowych produkcji japońskiej firmy Kawasaki. Dlatego inwestorem była spółka Kawasaki Heavy Industries. Te plany nie zostały zrealizowane. Japończycy wycofali się z inwestycji, a polski udziałowiec wystawił spółkę na sprzedaż. Notabene współinwestorem wówczas była spółka Piela Business Engineering, należąca do Piotra Pieli, dzisiejszego wiceprezesa Polskich Elektrowni Jądrowych.
– Neo Energy Group zakupiło ten projekt, po czym przez kilka lat czekał on na lepsze czasy dla takich inwestycji. Jednak biorąc pod uwagę wzrost zainteresowania źródłami gazowymi, a także spadającą moc dyspozycyjnych jednostek, postanowiliśmy ten projekt zmodyfikować i zgłosić do aukcji dogrywkowej. Preferowała ona takie inwestycje, a także dawała szansę uzyskania atrakcyjnej ceny, więc nasza decyzja – patrząc na wyniki aukcji – była słuszna – podkreślił Rusiecki.
Dodał, że elektrownia będzie oparta na silnikach tłokowych zasilanych paliwem gazowym. Jej całkowita moc będzie wynosić 163,8 MW, bo na tyle pozwala umowa z PSE o przyłączenie do sieci.
– Według naszych założeń – oprócz udziału w rynku mocy – chcielibyśmy, aby ta elektrownia świadczyła również inne usługi systemowe. Stąd wymogi co do m.in. szybkości startu czy sprawności. W zależności od ostatecznego rozwiązania moc pojedynczego silnika może wynosić od 4 do nawet 20 MW. Szacunkowy koszt inwestycji wyniesie ok. 450 mln zł – wskazał Rusiecki.
Zaznaczył również, że budowa elektrowni opartych na silnikach gazowych jest szybsza i obarczona mniejszym ryzykiem niż w przypadku dużych bloków gazowo-parowych.
– Ponadto popyt na silniki gazowe jest znacznie mniejszy niż na duże turbiny gazowe, co ogranicza ryzyko związane z dostępem do technologii. Dlatego zakładamy, że przedsięwzięcie nie będzie miało problemu z realizacją i zostanie ukończone przed końcem 2028 r. aby móc wypełnić obowiązek wynikający z wygranej aukcji – stwierdził.
Czas będzie wyzwaniem dla wszystkich inwestycji w nowe źródła wytwórcze, które wygrały kontrakty w aukcji dogrywkowej, gdyż w stosunku do aukcji głównej na zrealizowanie projektu jest o pół roku mniej. Przykładem jest Enea z blokami w Kozienicach, których termin oddania do użytku jest zakładany kolejno na koniec pierwszego i drugiego kwartału 2029 r., co oznacza trzy- oraz sześciomiesięczne opóźnienie w świadczeniu umowy mocowej.
Jacek Rusiecki pytany przez nas o to, czy Neo Energy przewiduje dalsze zainteresowanie energetyką gazową przyznał, że spółka ma potencjalnie jeszcze inne tego typu projekty jak ten w gminie Turek.
– Aukcja główna rynku mocy w grudniu najpewniej również będzie atrakcyjna dla jednostek gazowych, a po niej możliwe jest ogłoszenie jeszcze jednej aukcji dogrywkowej. Będziemy analizować ewentualny udział w tych aukcjach, ale jak dotąd takie decyzje nie zapadły – podsumował dyrektor.
Grudniowa aukcja znów doda gazu?
Tak się składa, że pod koniec ubiegłego tygodnia Ministerstwo Klimatu i Środowiska podsumowało konsultacje projektu rozporządzenia ws. parametrów aukcji głównej dla roku dostaw 2030. Obszernie o jego założeniach, a także o zgłoszonych uwagach pisaliśmy w artykule pt. Ile mocy nam potrzeba i ile mogą jej dostarczyć magazyny energii?
Co kluczowe, resort klimatu odrzucił wszystkie uwagi dotyczące wysokości korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności (KWD) dla magazynów energii. Projekt przewiduje, że będzie on wynosił nieco ponad 13 proc., czyli podobnie jak w przypadku aukcji dogrywkowej.
Sektor magazynowania energii krytykuje sposób wyznaczania KWD i zarzuca MKiŚ brak neutralności technologicznej. Przewidywane współczynniki w zasadzie pozbawiają magazyny energii szans na udział w aukcji – w tym przypadku ostatniej w ramach obecnego mechanizmu rynku mocy. Tego, jak będzie on wyglądał po 2030 r., jeszcze nie wiadomo.
Resort klimatu podkreśla, że „neutralność technologiczna jest zapewniona przez adekwatne odzwierciedlenie wpływu poszczególnych technologii na system elektroenergetyczny w ramach wyznaczania KWD dla każdej technologii”.
– W tym kontekście KWD dla magazynów elektrochemicznych zostało wyznaczone z uwzględnieniem malejącej dostępności tych jednostek w przypadku przewidywanego wydłużenia czasu trwania okresów przywołania. (…) W praktyce ostatnie okresy przywołania obejmowały już 3 następujące po sobie godziny, w porównaniu do 2 godzin w 2022 r. Można przewidywać, że wraz z rosnącym udziałem źródeł o ograniczonej dostępności, czas dostaw będzie się wydłużał – stwierdził MKiŚ w odpowiedzi na jedną z uwag.
Należy jeszcze poczekać na opublikowanie w Dzienniku Ustaw ostatecznej wersji rozporządzenia, ale wszystko wskazuje na to, że grudniowa aukcja główna znowu otworzy szerokie możliwości zakontraktowania jednostek gazowych. Przed szansą staną więc chociażby takie zapowiadane projekty jak Połaniec (Enea), Siekierki (Orlen), czy szereg elektrowni szczytowych, które w planach mają PGE oraz Tauron.
