Enea ruszy z budową nowych bloków gazowych. W tle nowy przetarg

Na przełomie sierpnia i września spodziewamy się wydać polecenie o rozpoczęciu prac przy budowie dwóch bloków gazowych o mocy 700 MW w Kozienicach - mówi prezes Enei Grzegorz Kinelski.

Cena kontraktów mocowych na nowe bloki gazowe jest rekordowa. Najwyższa historycznie cena to 534 tys. zł za MW. Czy to nie za wysoka cena, która może się przełożyć na nasze rachunki za energię elektryczną?

Uzyskana przez nas cena jest satysfakcjonująca. Enea zakontraktowała ponad 2 GW obowiązków mocowych. Nasze kontrakty za gotowość dostarczenia mocy warte są 13 mld zł. Są to umowy 17-letnie dla bloków gazowych, ale i krótsze 5-letnie dla bloków węglowych, w których współspalana jest biomasa.

A czy ta cena może być zadowalająca dla prezesa Polskich Sieci Elektroenergetycznych i prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, którzy czuwają, aby te koszty bilansowania, koszty usług systemowych, nie wzrosły do takiego stopnia, że przełożą się na wyższy rachunek za energię elektryczną?

Cena maksymalna na aukcji dogrywkowej wynikała z Rozporządzenia MKiŚ, więc myślę, że tak.

Czy wasza dotychczas warunkowa umowa na wykonawstwo bloków gazowych po 700 MW w Kozienicach z turecką firmą Çalık Enerji i amerykańską GE Vernova, stała się już w pełni obowiązująca?

Tak, w dotychczasowej umowie z tymi firmami były trzy warunki zawieszające. Z początkiem sierpnia zostały one wszystkie spełnione. Sukcesem dla Enei została bowiem zakończona dogrywkowa aukcja rynku mocy. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki opublikował jej wyniki. Komisja Europejska potwierdziła także, że nie ma przeszkód w świetle Rozporządzenia FSR (Foreign Subsidies Regulation) do zawarcia kontraktu.

Ta umowa zapewni realizację projektu zgodnie z harmonogramem, zagwarantuje najwyższą jakość rozwiązań technicznych oraz duże zaangażowanie polskich firm w realizację inwestycji – szacowane obecnie na poziomie ok. 75 proc. Turbiny parowe oraz generatory będą wyprodukowane w polskich fabrykach GE Vernova w Elblągu i we Wrocławiu. Zapewniony zostanie odpowiednio duży udział polskich firm projektowych, budowlanych, montażowych i instalacyjnych oraz polskich dostawców urządzeń i instalacji technologicznych.

Jeśli tak, to kiedy możemy spodziewać się wydania przez Eneę polecenia rozpoczęcia prac?

Niedługo ogłosimy tę datę, ale liczymy, że będzie to przełom sierpnia i września.

Enea poza Kozienicami planowała budowę także nowych bloków gazowych w Połańcu. Kiedy zostanie rozpisany przetarg na ich realizację?

Chcemy w listopadzie być gotowi z decyzją środowiskową, z wybranym wykonawcą i zapewnionym finansowaniem, aby przystąpić do certyfikacji i wystartować w grudniowej aukcji rynku mocy. Przetarg ogłosimy jeszcze w sierpniu.

A co z decyzją środowiskową? Ona jest bezwzględnie konieczna do tego, żeby zgłosić projekt do grudniowych aukcji. Czy uda się Wam uzyskać decyzję środowiskową jesienią dla Połańca?

Bezdyskusyjnie nam się uda. Mamy już wiele prac za sobą, łącznie z podpisaniem umowy przyłączeniowej z Gaz-Systemem. Kozienice planujemy oddać w 2029 r., a bloki gazowe w Połańcu – jeśli wygramy aukcję rynku mocy – w 2030 r.

Nowe elektrownie gazowe planują także inne spółki, a firm, które mogą podjąć się budowy nowych bloków gazowych jest niewiele. Czy potrzebujecie koordynacji prac budowlanych nad tymi nowymi elektrowniami gazowymi, aby nie dochodziło do opóźnień?

Nie wyobrażam sobie ręcznej koordynacji, ponieważ wiązałoby się to z ingerencją w kontrakty poszczególnych spółek z różnymi wykonawcami i dostawcami technologii. Bardziej zależy mi na tym, abyśmy skupili się na tym, co sami będziemy realizować.

W tym roku Enea planuje dwukrotnie organizować dzień dostawców, podczas którego zaprezentujemy pełne harmonogramy naszych prac, czego będziemy potrzebować i w jakich terminach. Namawiamy też inne spółki, żeby organizowały podobne spotkania i targi.

Harmonogram wyboru dostawcy technologii i wykonawcy dla elektrowni gazowych w Połańcu będzie ponownie bardzo krótki i napięty. Pojawią się chętni?

Rynek dostawców od czasu wyboru wykonawcy bloków w Kozienicach diametralnie się nie zmienił. Przyznaję, że może to być dla nas wyzwanie, ale liczymy, że tym razem pojawi się więcej chętnych niż w przypadku Kozienic. Rynek dostawców ma już dowód, że aukcje rynku mocy dla elektrowni gazowych to nie mrzonka, dlatego myślę, że do naszego przetargu zgłosi się więcej dostawców i będą zainteresowani przetargami, które są do wzięcia. Liczymy, że będzie większa konkurencja.

Ministerstwo Klimatu i Środowiska przedstawiło niedawno nową wersję projektu Krajowego Planu na Rzecz Energii i Klimatu. Wersja zachowawcza zakłada 10 mln ton węgla w 2040 r., a ambitniejszy plan zakłada praktycznie zerowy udział węgla. To stoi w jawnej sprzeczności ze strategią spółki córki, a więc ze strategią Bogdanki...

Enea nie brała udziału w konsultacjach KPEiK. Odbyły się one wprawdzie z organizacjami branżowymi, ale jako Enea czy Bogdanka nie braliśmy bezpośredniego udziału w konsultacjach. KPEiK powinien – jak rozumiem – zyskać jeszcze akceptację Polskich Sieci Elektroenergetycznych. W ramach działań prowadzonych przez Grupę Enea musimy szukać kompromisu, z jednej strony ograniczać emisję, z drugiej utrzymywać naszą kopalnię. Wydaje mi się, że bardziej realny do realizacji jest scenariusz transformacji (WEM). W scenariuszu tym w ramach ok. 10 mln ton węgla wydobywanych w 2040 r. Bogdanka mogłaby partycypować z wolumenem kilku mln ton.

Czy Bogdanka powinna być objęta umową społeczną jak kopalnie na Śląsku?

Obecnie mamy nierówne szanse  - na Śląsk wsparcie trafia, a Bogdanka z dotacji budżetowych nie korzysta. Nie wiemy, jak sytuacja się ostatecznie ukształtuje, ale obecnie brak wsparcia powoduje, że rynek nie jest równy.

W debacie publicznej cały czas pojawia się temat zbyt korzystnego dla spółek sposobu taryfikowania dystrybucji energii…

Nie uważam, żeby obecny model taryfikacji na bazie Karty Efektywnej Transformacji Energetycznej był zbyt korzystny dla spółek dystrybucyjnych. Ona ma zachęcać spółki do inwestowania i tak się dzieje. Nie uważam, że osiągamy ogromne zyski na dystrybucji. Proszę tylko spojrzeć na nasze nakłady inwestycyjne – są rekordowe. Myślę, że to, co zostało przewidziane w taryfie i uzgodnione z URE jest optymalne.

Czy uda się utrzymać w przyszłym roku ceny energii na obecnym poziomie, ale już bez mrożenia cen energii?

Obniżenie taryf na sprzedaż energii z ok. 623 zł za MWh do ok. 500 zł, czyli do poziomu obecnie mrożonej ceny energii jest uwarunkowane poziomem cen energii elektrycznej na rynku hurtowym, jaki będzie się kształtować w kolejnych miesiącach. W przypadku ich istotnych obniżek, poziom cen dla klientów taryfy G mógłby osiągnąć pułap 500 zł/MWh. Jako Enea nie mamy jeszcze zamkniętego portfela zakupowego na rok 2026, dostrzegamy jednak, patrząc na nasze koszty zakupu energii i to, co się dzieje na rynku, że możemy osiągnąć cenę w taryfie na poziomie ok. 540 zł za MWh od 1 stycznia 2026 r.

Czy spadki cen energii na giełdzie mogą teoretycznie zrekompensować wzrosty innych obciążeń, jak obowiązek OZE czy większe koszty rynku mocy, koszty mechanizmów stabilizacyjnych zależnych od źródeł OZE?

Nie odnotowujemy na przestrzeni ostatnich czterech miesięcy spadków cen na TGE w kontraktach terminowych z dostawą na lata przyszłe. Cena z dostawą na rok 2026 nawet lekko wzrosła, a jej poziom będzie w dużej mierze zależeć od poziomu cen uprawnień do emisji CO2. Koszty bilansowania energii, w tym w dużej mierze z OZE będą faktycznie coraz wyższe.

A czy da się oszacować koszty bilansowania OZE?

Oczywiście, wszystko zależy od przyjętego modelu, jednak z naszych roboczych wyliczeń wynika, że koszty bilansowania z uwzględnieniem OZE wynoszą obecnie około 50 zł/MWh, a mają duży, nawet dwukrotny, potencjał do wzrostu, choćby z uwagi na dołączenie Polski do platformy PICASSO, która integruje wiele państw europejskich, posiadających większy udział źródeł pogodo-zależnych w swoim miksie energetycznym. Powoduje to, że wykazują one wyższe koszty bilansowania systemu. Dodatkowo trzeba dołożyć koszt tzw. profilowania tej energii, czyli dopasowania profilu produkcji z OZE do profilu planowanego zużycia odbiorców. Koszt profilowania pod zużycie klienta np. dla miksu OZE z farm wiatrowych i fotowoltaicznych to nawet 70-80 zł/MWh. Koszty samej energii – jak widzimy po cenach giełdowych – to obecnie ok. 420 zł. Do pełnego oszacowania rachunku za energię potrzebujemy jeszcze dodania kosztów wynikających z obowiązków: OZE, biogazowego i efektywności energetycznej, kosztów obsługi oraz godziwą marżę. To w tej chwili może dać cenę za samą energię na poziomie 540 zł za MWh. Do tej wartości z perspektywy klienta musimy dodać także koszty taryfy dystrybucyjnej.

Które z działań lub projektów ostatnich miesięcy uważa Pan za kluczowe dla realizacji strategii grupy i dalszego rozwoju Enei?

Strategia, którą przyjęliśmy pod koniec 2024 r., wyznaczyła bardzo ambitny kierunek dla całej Grupy i dziś mogę z satysfakcją powiedzieć, że konsekwentnie go realizujemy. Tylko w ostatnich miesiącach sfinalizowaliśmy akwizycje farm wiatrowych i fotowoltaicznych o łącznej mocy ponad 220 MW, a kolejne projekty o mocy kilkuset megawatów są w przygotowaniu. W obszarze wytwarzania zakontraktowaliśmy ponad 2 GW mocy w ramach rynku mocy i jednocześnie rozpoczęliśmy kluczowe inwestycje w niskoemisyjne jednostki gazowo-parowe. Rekordowe finansowanie w wysokości ponad 9 mld zł pozyskane z KPO pozwala nam na przyspieszenie modernizacji i cyfryzacji sieci dystrybucyjnych. Dynamicznie rozwijamy też ofertę zielonych produktów dla biznesu i klientów indywidualnych, a dzięki digitalizacji obsługi nasze usługi stały się łatwiej dostępne. W efekcie Grupa Enea jest dziś znacznie silniejsza, bardziej innowacyjna i lepiej przygotowana na przyszłe wyzwania transformacji energetycznej.

Prezes Grupy Enea

Grzegorz Kinelski

Grzegorz Kinelski, prezes Enei, jest absolwentem studiów inżynierskich w zakresie elektrotechniki na Wydziale Elektrycznym Politechniki Śląskiej w Gliwicach oraz studiów magisterskich na Wydziale Organizacji i zarządzania tej uczelni, na kierunku zarządzanie i marketing (specjalność zarządzanie przedsiębiorstwem). Ukończył ponadto studia Master of Business Administration (MBA) w programie Uniwersytetu Dominikańskiego w Chicago, międzynarodowe studia menedżersko-marketingowe na Uniwersytecie Technologicznym w Brnie, studia menedżersko-finansowe na Akademii Ekonomicznej w Katowicach, a także studia podyplomowe w zakresie zarządzania finansami oraz projektami. Stopień doktora nauk ekonomicznych uzyskał na Uniwersytecie Szczecińskim.