Gaz zamiast węgla brunatnego. Polacy zapłacą za nowy filar energetyki

Polska energetyka przyspiesza z budową elektrowni gazowych, które mają zastąpić węgiel brunatny w roli filaru bezpieczeństwa. Koszt tej transformacji odczują jednak odbiorcy – poprzez opłatę rynku mocy doliczaną do rachunków za prąd.

Z tego artykułu się dowiesz:

• Jakie są główne założenia planów rozwoju energetyki gazowej w Polsce do 2035 roku?
• W jaki sposób koszt transformacji energetycznej wpłynie na odbiorców energii elektrycznej?
• Które duże firmy energetyczne zaangażowane są w budowę nowych bloków gazowych?
• Na czym polega mechanizm rynku mocy i jakie są jego potencjalne koszty?
• Jakie reformy rynku mocy są proponowane przez analityków?
• Jakie są długoterminowe prognozy dotyczące wykorzystania gazu w polskiej energetyce?

Z zebranych przez „Rzeczpospolitą” danych wynika, że największe spółki energetyczne wybudują 13 nowych bloków gazowych za 35–40 mld zł do 2030 r. Zapłacimy za nie krocie w rachunkach za energię poprzez opłatę rynku mocy. Forum Energii apeluje o zmiany tego mechanizmu i zredukowanie kosztów.

PGE i Enea przyspieszają inwestycje w bloki gazowe

Przegląd dużych gazowych inwestycji rozpocznijmy od największego producenta energii, a więc Polskiej Grupy Energetycznej. W ubiegłorocznej strategii założono, że do 2030 r. PGE będzie posiadała 5 GW w elektrowniach gazowych, a w 2035 r. już 10 GW. W 2024 r. w Gryfinie uruchomione zostały już dwa bloki gazowo-parowe o mocy 1366 MW w technologii CCGT (blok gazowo-parowy). Obecnie w trakcie budowy jest jeden blok gazowo-parowy o mocy 882 MW w Rybniku. W 2026 r.  planowane są pierwsze rozruchy próbne nowej instalacji, a zakończenie inwestycji przewidziane jest na pierwszy kwartał 2027 r. Koszt to ok. 3,6 mld zł brutto.

Foto: Paweł Krupecki

To jednak tylko początek. Dzięki wygranej grudniowej aukcji rynku mocy (forma pomocy publicznej) kolejne dwa projekty gazowe w technologii OCGT (tańsza technologia niż CCGT; to elastyczne bloki gazowe, tzw. peakery, które będą pracować tylko 3–5 proc. godzin w ciągu roku) w Rybniku i Gryfinie każdy o mocy blisko 600 MW powstaną do 2030 r. Obie inwestycje zrealizuje konsorcjum firm: Polimex Mostostal, Siemens Energy sp. z o.o., Siemens Energy Global GmbH & Co. KG. Zaoferowane przez wykonawcę ceny brutto za realizację inwestycji wynoszą: w Rybniku 1,46 mld zł oraz 480,7 mln euro, a w Gryfinie 1,48 mld zł oraz 469,1 mln euro. Spółka nadal planuje budowę kolejnej jednostki w Ostrowie Wlkp., ale mimo zapowiedzi, przetargu jeszcze nie rozpisano. 

Z kolei drugi co do wielkości koncern elektroenergetyczny, Grupa Enea w lutym ruszyła z budową dwóch bloków gazowo-parowych w technologii CCGT w Elektrowni Kozienice, których łączna moc brutto wyniesie 1 336 MW. Mają być gotowe w 2029 r., a koszt ich budowy wyniesie blisko 7 mld zł. Wykonawcami są turecka firma Çalık Enerji, a dostawcą technologii GE Vernova. Enea podkreśla, że zaangażowanie polskich firm w realizację inwestycji szacowane jest na poziomie około 75 proc.

Enea nadal zakłada realizację dwóch dodatkowych bloków gazowych w Elektrowni Połaniec o mocy 530–680 MW każdy, mimo że w ub.r. żadna oferta nie wpłynęła w przetargu. Zakładano, że inwestycja będzie zrealizowana do 2030 r. Teraz Enea mówi już o perspektywie 2035 r. To może oznaczać, że aukcji dogrywkowych rynku mocy w tym roku może nie być.

Tauron i Energa zwiększają skalę inwestycji gazowych

Swoje plany ma także Tauron, choć nie tak wysoce kapitałochłonne jak rynkowi konkurenci. W efekcie wycofania z eksploatacji bloków węglowych uruchomiono projekt budowy jednostki szczytowej OCGT w Jaworznie, oparty na jednej lub dwóch turbinach gazowych, który to w grudniu 2025 wygrał aukcję rynku mocy. Jednostka będzie dysponowała mocą około 600 MWe. Termin przekazania do eksploatacji zaplanowano na koniec 2029 r. Szacunkowy koszt to 1,2–1,8 mld zł. Spółka jest na etapie procedury wyboru dostawców i wykonawców.

W ramach programu dekarbonizacji Tauron realizować będzie także kilka mniejszych projektów, jak w Łagiszy i Katowicach oraz budowę silników gazowych lub kotłów gazowych m.in. w takich lokalizacjach, jak Tychy, Będzin, Olkusz, Kamienna Góra, Zawiercie czy Cieszyn.

Inwestycji będzie jednak więcej niż zakładano w strategii spółki z 2024 r. Wówczas założono, że do 2030 r. około 0,1 GW mocy zainstalowanej będzie pochodziło z gazu, a do 2035 r. 0,2 GW. – Obserwując jednak tempo zmian na rynku i rosnące potrzeby systemowe, już dziś można stwierdzić, że ta wartość będzie większa. Do 2030 r. planujemy, że w naszych aktywach znajdzie się ok. 800 MWe mocy elektrycznej, z czego 600 MWe przypadnie właśnie na blok OCGT w Jaworznie. W segmencie ciepłowniczym osiągniemy moc ok. 700 MWt dzięki już oddanym nowym jednostkom w Katowicach i Bielsku-Białej oraz projektach zaplanowanych do budowy – zapowiada Tauron.

Do 2035 r. Tauron przewiduje dalszy rozwój w obszarze źródeł gazowych, w szczególności bloków OCGT. W ub.r. firma złożyła bowiem do PSE wykaz obiektów planowanych do przyłączenia dla nowych projektów o mocy do 1,4 GW. Te nowe jednostki mogą być zlokalizowane na terenie elektrowni Jaworzno, Łaziska, Łagisza oraz potencjalnie Elektrowni Siersza. Tauron zapowiadał w ub.r. przygotowanie projektów jednostek szczytowych, których łączna moc osiągnęłaby ok. 1–2 GW.

Czwarty z graczy z udziałem Skarbu Państwa, a więc Energa należąca do Orlenu realizuje obecnie cztery bloki gazowo-parowe. Inwestycje w Ostrołęce (745 MW) i Grudziądzu (563 MW) w grudniu 2025 weszły w fazę pierwszych rozruchów. Pierwszy projekt kosztować będzie 2,85 mld zł, a drugi ok. 2 mld zł. Mają być oddane do użytku: Ostrołęka najdalej na początku 2027 r., zaś Grudziądz jeszcze w tym roku.

W przypadku dwóch kolejnych projektów, których realizacja właśnie się rozpoczęła – CCGT Gdańsk i CCGT Grudziądz II, aktualne harmonogramy zakładają oddanie ich do eksploatacji w 2029 r. Łączna wartość obu inwestycji to 6,1 mld zł.

W 2030 r. moc elektryczna w blokach gazowo-parowych Energi wyniesie około 2,5 GW. Zgodnie ze strategią całej Grupy Orlen do 2035 r. moc w gazie wzrośnie z obecnych 1,8 GW do około 4,3 GW.

Oprócz tego gaz ziemny będzie wykorzystywany także do zasilania silników kogeneracyjnych oraz kotłów gazowych na potrzeby ciepłownictwa. Także sam Orlen prowadzi prace projektowe w Siekierkach nad blokiem gazowym 500 MW, którego oddanie do eksploatacji przewidziane jest na IV kwartał 2030 r.

Plany mają także prywatni gracze. ZE PAK odda blok gazowy w Turku o mocy 562 MW o wartości 2,3 mld zł w 2027 r., choć miał działać już w tym roku. Także Veolia mocno stawia na gaz i w Łodzi realizowana jest inwestycja budowy 3 turbin gazowych. Planowany termin rozpoczęcia pracy operacyjnej to 2027 r. Łączna ilość mocy zamówionej w gazie w Grupie Veolia w Polsce wyniesie w 2030 r. około 1700 MW, zaś pięć lat później zwiększy się o kolejne 700 MW. Na te wartości mocy składają się głównie jednostki gazowe w Poznaniu i w Łodzi oraz wiele małych jednostek kogeneracyjnych w Grupie Veolia Term.

Rynek mocy pod rosnącą presją kosztową

Te bloki powstaną dzięki rynkowi mocy, ale ten mechanizm generuje duże koszty. Rynek mocy uzupełnił spadające przychody konwencjonalnych jednostek wytwórczych i dał impuls do budowy nowych mocy. Jest to jednak bardzo kosztowne rozwiązanie i wieloletnie zobowiązanie. – Szacujemy, że w latach 2021–2046 mechanizm ten pochłonie łącznie ok. 200 mld zł (w cenach bieżących) i będzie stanowił znaczącą pozycję na rachunku wszystkich odbiorców. Operator systemu oraz Ministerstwo Energii zapowiadają utrzymanie rynku mocy, można więc zakładać, że koszty będą rosnąć w kolejnych latach – ostrzega Forum Energii w swojej ostatniej analizie dot. potrzeby zmian w rynku mocy. Na rachunku widzimy ten koszt w postaci 17 zł/mies. W latach 2027–2029 opłata mocowa dla gospodarstw domowych nie powinna wzrosnąć – w 2030 r. który prawdopodobnie będzie najdroższym rokiem z perspektywy rynku mocy, opłata ta może wynieść 18,2 zł/mies., co oznacza wzrost względem 2026 r. o 1,0 zł/mies. Pozostali odbiorcy, w tym przemysł, będzie obciążony opłatą mocową po 2030 r. – jak szacuje Forum Energii – rzędu 222,8 zł/MWh, czyli o 3,3 zł/MWh więcej niż w 2026 r.

Analitycy proponują reformę rynku mocy poprzez wprowadzenie mocy elastycznej charakteryzującej się krótkim czasem aktywacji, odpowiadającą na potrzeby dynamicznych zmian w systemie. – Aukcje tego typu byłyby odpowiednie dla technologii szybkiego reagowania, m.in. takich jak silniki gazowe, turbiny gazowe w cyklu otwartym (OCGT), magazyny energii elektrycznej – czytamy w rekomendacjach. Zaproponowano także tzw. moc dyspozycyjną. Bloki energetyczne miałyby więcej czasu na przygotowanie się do pracy, bo 4 godziny. Krótszy okres działania takich jednostek mógłby obniżyć nakłady inwestycyjne i zmniejszyć koszty opłat mocowych.