Jeśli zsumujemy wszystkie plany spółek energetycznych w najbliższych latach, wyjdzie nam nieskończoność. Albo przynajmniej takie kwoty, które mogą przyprawić o zawrót głowy – pisze Karolina Baca-Pogorzelska z Dziennika Gazety Prawnej.
To już nie dziesiątki, ale setki miliardów złotych – tyle pieniędzy musi znaleźć polska energetyka na wydatki w najbliższych latach. Chodzi zarówno o modernizację starych instalacji, jak i o budowę nowych bloków, przede wszystkim węglowych i gazowo parowych. Ale to nie wszystko. Energetyka musi dostosować się przed 2021 r. do tzw. konkluzji BAT do dyrektywy o emisjach przemysłowych. Elektrownie muszą emitować mniej związków siarki i azotu oraz rtęci i chloru. A to oznacza wydatki ok. 10 mld zł w trzy lata dla całej branży.
„Na tapecie” w Brukseli jest natomiast przyszłość unijnego systemu handlu emisjami (EU ETS) na lata 2021-2030. Na razie wiemy jedno – darmowych praw do emisji CO2 będzie mniej i mają być droższe, bo tylko taka sytuacja jest w stanie stymulować rozwój niekonwencjonalnych źródeł energii, które dwutlenku węgla nie emitują. Według wstępnych szacunków energetyka szykuje się na roczne wydatki na poziomie 13 mld zł, co oznacza 130 mld zł w ciągu dekady. Owszem, nawet połowę tej kwoty według szacunków Eurelectric będzie mogła pozyskać z unijnych funduszy, ale wciąż mówimy tu o ogromnych kwotach.
Jeśli dodamy do tego potencjalny plan budowy elektrowni atomowej za 50-60 mld zł, bo o takich kwotach mówimy przy wstępnie planowanych 3000 MW mocy (decyzja o budowie jeszcze nie zapadła) i budowę bloków węglowych i gazowych, a także potencjalnej jednej czy dwóch odkrywek węgla brunatnego, czyli kolejne 100 mld zł. Lekko licząc trzeba znaleźć w dość niedługim czasie 330 mld zł, jeśli wszystkie prognozy się sprawdzą, prawo unijne będzie się zaostrzać, a nasze plany będą miały być zrealizowane. Oczywiście 330 mld zł rozłożone na kilkanaście lat – niemniej jednak sumy są ogromne.
A dla nikogo nie jest chyba tajemnicą, że energetyka swoimi kosztami będzie obciążać odbiorców. Na razie taryfa G-11 dla odbiorców indywidualnych jest regulowana przez URE (to oznacza, że bez urzędowej zgody nie będzie podwyżki lub jej skala wcale nie musi być taka, jak chciałaby energetyka), więc teoretycznie Kowalski zapłaci tutaj najmniej. Ale za prąd. Bo przez obciążenie innych jego odbiorców, dla których taryfy są uwolnione, w górę pójść mogą ceny np. usług.
Jeśli spojrzymy na projekt ustawy o rynku mocy (sytuacja, w której płacimy elektrowniom nie tylko za produkcję energii, ale także za gotowość do zwiększenia produkcji w szczycie, by uniknąć blackoutu) można się spodziewać analogii obciążeń. Ok. 25 proc. kosztów ma być przerzuconych na gospodarstwa domowe, a ponad 50 proc. właśnie na małe i średnie przedsiębiorstwa.
To, że prąd w najbliższym czasie będzie drożał nie ulega wątpliwości. Także ten wytwarzany z węgla, bo nowe bloki kosztują – to raz, a surowiec drożeje – to dwa. W Polsce węgla zaczyna brakować, a jak spojrzymy na ceny w portach ARA (Amsterdam – Rotterdam – Antwerpia), to można się zdziwić. 82 dolary za tonę (notowania z 27 lipca 2017 r.) robią wrażenie, jeśli przypomnimy sobie rok ubiegły, gdy ten sam surowiec był praktycznie O POŁOWĘ tańszy. Ósemkę na początku widzieliśmy ostatnio na przełomie 2013 i 2014 r. w ARA, więc naprawdę dość dawno.
Można by się cieszyć, gdyby Polska była eksporterem węgla, bo w końcu byśmy na nim zarabiali i to nawet sporo, bo kopalniom udało się znacząco obniżyć koszty wydobycia do średnio 250 zł za tonę. Sęk w tym, że nam węgla po prostu brakuje i zamiast eksportować będziemy go musieli jeszcze więcej importować. A to w kontekście wysokich cen na świecie nie jest już tak dobra wiadomość.
