Spis treści
Po dwóch rundach zakończyła się aukcja rynku mocy na rok dostaw 2030. Cena zamknięcia aukcji mieści się w przedziale od 465,03 do 511,51 zł/kW/rok. W aukcji było oferowanych około 9 GW obowiązków mocowych, a zapotrzebowanie na moc wynosiło 6,9 GW.
O przypuszczeniach dotyczących nadchodzącej aukcji pisaliśmy w środę w artykule pt. Rynek mocy 2025. Ile nowych elektrowni przyniesie ostatnia taka aukcja?
Natomiast PSE wstępne wyniki aukcji ma opublikować do wtorku 16 grudnia. Niemniej już teraz sporo wiadomo o najważniejszych rozstrzygnięciach.
PGE zakontraktowało bloki w Dolnej Odrze i Rybniku
W komunikacie giełdowym PGE podała, że zakontraktowała nie mniej niż 1399 MW obowiązków mocowych, w tym 1098 MW w kontraktach 15-letnich.
Z kolei łączna wielkość umów mocowych zawartych na rok dostaw 2030, wliczając umowy wieloletnie z poprzednich aukcji, wynosi nie mniej niż 7739 MW.
Jednak najbardziej interesujące jest to, co kryje się za 15-letnimi kontraktami na blisko 1,1 GW. Choć wprost PGE tego nie podała, to trudno podejrzewać, aby było to coś innego niż projekty bloków szczytowych OCGT, czyli w otwartym cyklu turbiny gazowej, w elektrowniach Dolna Odra i Rybnik – po 600 MW każdy.
W poniedziałek 8 grudnia mijał termin składania ofert w przetargach na te jednostki. Spółka informowała, że w aukcji chce wystartować, a oferty wpłynęły, choć informacje z ich otwarcia PGE ma przekazać do publicznej wiadomości dopiero 12 grudnia. Więcej na ten temat pisaliśmy w artykule pt. PGE bez prezesa, ale bliżej budowy nowych elektrowni gazowych.
Aktualizacja: Z upublicznionych przez PGE protokołów z otwarcia ofert wynika, że w obu przetargach jedyne oferty złożyło konsorcjum Polimeksu Mostostalu i Siemensa. OCGT w Rybniku wyceniły one na 1,464 mld zł oraz 494 mln euro, a w Dolnej Odrze na 1,482 mld zł oraz 482 mln euro. W obu przetargach budżet zamawiającego wynosi 2,817 mld zł. Wszystkie podane kwoty to kwoty brutto.
– Z sukcesem zrealizowaliśmy założony plan w aukcji rynku mocy na rok 2030. Dwa nasze kluczowe projekty gazowe w technologii OCGT – w Rybniku i Gryfinie – uzyskały 15-letnie kontrakty, co stanowi istotny krok w realizacji naszego ambitnego programu inwestycyjnego w segmencie Energetyki Gazowej. Mając już zapewnione przychody dla tych projektów przechodzimy do etapu oceny ofert na budowę obu elektrowni – skomentował w komunikacie prasowym Dariusz Lubera, p.o. prezesa PGE.
Jeśli chodzi o pozostałe około 300 MW, które zakontraktowała PGE w tej aukcji, to można przypuszczać, że są to chociażby jednoroczne kontrakty dla elektrowni wodnych, ESP czy jednostek redukcji mocy (DSR).
Tauron przyklepał inwestycję w OCGT Jaworzno
Bardziej wylewny w temacie aukcji był natomiast Tauron. Co prawda w komunikacie giełdowym przekazał dosyć suche informacje – o kontraktacji ponad 7 MW w umowie 17-letniej (najpewniej chodzi o magazyn energii), a także blisko 47 MW w umowach rocznych (zapewne dla elektrowni wodnych). Łącznie pozwolą one na przychody około 80-90 mln zł.
Najważniejsze jest jednak 538 MW obowiązków mocowych w ramach 15-letniego kontraktu, z którego przychody mają wynieść od 3,75 do 4,13 mld zł.
Niedługo po aukcji w komunikacie prasowym Tauron podał, że podjął decyzję o budowie w Jaworznie bloku szczytowego OCGT o mocy około 600 MW.
– Istotną cechą planowanej jednostki jest fakt, że jej praca będzie ograniczona maksymalnie do średnio 1500 godzin w roku. Oznacza to, że OCGT Jaworzno będzie uruchamiana przede wszystkim w sytuacjach, gdy system szczególnie potrzebuje elastycznego wsparcia – w okresach niskiej generacji z OZE lub nagłych zmian zapotrzebowania – wskazał Tauron.
– Jednostka OCGT Jaworzno będzie realizowana w formule dostaw inwestorskich, zwiększając możliwości konkurencyjne na rynku dostaw i usług wykonawczych. Z uwagi na modułowy charakter technologii OCGT, model dostaw inwestorskich sprzyja optymalizacji kosztów i doborowi efektywnych rozwiązań technicznych – zaznaczyła spółka i dodała, że zgodnie benchmarkami rynkowymi koszt realizacji tego typu jednostki wynosi obecnie 2-3 mln zł za MW.
Co oznacza ten „modułowy” sposób budowania? Według naszych informacji wszystkie układy technologiczne, a nawet komin przyjadą już gotowe do postawienia i zamontowania na budowie. Elektrownia nie będzie też miała typowego budynku – podobnie jak oddana niedawno elektrociepłownia Veolii w Poznaniu. Pozwala to zaoszczędzić nieco na kosztach budowy i skrócić jej czas.
Tauron nie ogłosił jeszcze przetargu, ale należy się tego spodziewać w przyszłym roku. Trwają wstępne rozmowy z wszystkimi dostawcami turbin. Siemens, GE Vernova i Mitsubishi Hitachi mają pełne portfele zamówień, a podpisanie umów na dostawy na 2030 rok jest aktualnie praktycznie niemożliwe.
Biomasowa kontynuacja i magazynowa niespodzianka
Jeśli chodzi o pozostałe największe grupy energetyczne, to Enea przekazała, że portfel umów mocowych grupy został uzupełniony o nie mniej niż 661 MW – w ramach odnowionych kontraktów jednorocznych, a obecnie wynosi nie mniej niż 3600 MW na rok 2030.
Według naszych informacji te odnowione roczne kontrakty dotyczą współspalania biomasy w węglowych blokach klasy 200 MW w Elektrowni Połaniec. Biomasa pozwala obniżyć emisyjność tych jednostek poniżej 550 g CO2/kWh i dzięki temu możliwe jest ich dłuższe uczestnictwo w rynku mocy.
Enea chce zmodernizować po 2028 roku w ten sposób kolejne bloki – dwie pięćsetki w Kozienicach. Jednak z tego co udało nam się dowiedzieć wynika, że nie staną one do przetargów mocowych, a będą świadczyć usługi mocowe na rynku wtórnym.
Energa podała, że zakontraktowała łącznie co najmniej 498 MW w ramach 7-letnich i jednorocznych kontraktów mocowych. Minimalne przychody kontraktów mogą wynieść w 2030 roku co najmniej 231 mln zł. Przychody z kontraktów 7-letnich przez cały czas mogą wynieść co najmniej 74 mln zł. Wśród jednostek kontraktowanych przez Energę zapewne można spodziewać się ESP, elektrowni wodnych, biomasy oraz DSR.
Z kolei Polenergia standardowo przekazała informację o zakontraktowaniu obowiązków mocowych (114 MW) przez gazową Elektrociepłownię Nowa Sarzyna.
Za sporą niespodziankę – biorąc pod uwagę bardzo niski korekcyjny współczynnik dyspozycyjności (KWD) dla baterii na poziomie 13,4 procent, można uważać informację o zakontraktowaniu w tej technologii 134 MW przez R.Power.
Spółka podała, że magazyny energii, które będą realizować obowiązek mocowy w ramach 17-letniego kontraktu, posiadają moc przyłączeniową 1012 MW i pojemność około 4032 MWh. Przychody z rynku mocy wyniosą co najmniej 1,3 mld zł.
Według nieoficjalnych informacji w aukcji uczestniczyło jeszcze sporo innych projektów magazynowych, co świadczy o konkurencyjności tej technologii, która ma jeszcze duży potencjał obniżki kosztów.
Na weryfikację i głębszą analizę tegorocznej aukcji trzeba jednak będzie poczekać do opublikowania wstępnych wyników przez PSE.
Zobacz również: Do kogo trafią miliardy złotych wsparcia na magazyny energii?
