Wzrosty cen energii elektrycznej są spowodowane wyższymi cenami paliwa oraz kosztów emisji CO2 – ocenia Ministerstwo Energii. Z informacji resortu dla sejmowej komisji energii wynika też, że energia w Polsce ciągle jest tańsza niż w innych krajach UE.
W przedstawionej we wtorek sejmowej Komisji Energii i Skarbu Państwa informacji, ME podkreśla, że hurtowa cena energii elektrycznej jest ceną rynkową z rynku zintegrowanego, na który wpływają czynniki globalne, wpływające też na ceny na innych rynkach. Resort ocenia, że największy wpływ mają czynniki fundamentalne – koszt paliwa i uprawnień do emisji CO2, przy czym dominujący udział węgla kamiennego w strukturze polskiej produkcji energii ministerstwo uważa za okoliczność korzystną. Polski węgiel jest bowiem kilkadziesiąt procent tańszy od importowanego, co można postrzegać jako sukces restrukturyzacji górnictwa, a polska energetyka jest w niewielkim stopniu zależna od gazu, który również mocno podrożał – wskazało ministerstwo.
Przedstawiciele ME, odnosząc się do wzrostu cen uprawnień do emisji CO2, również wskazywali na czynniki fundamentalne. Oceniali, że być może to efekt wejścia w życie dyrektywy MIFID II, która uznała uprawnienia do emisji CO2 za instrumenty finansowe. W obrót nimi zaangażowały się instytucje finansowe i na razie nie ma danych, w jakim zakresie w sposób spekulacyjny podbiło to cenę – oceniali.
ME przypomniało, że minister Krzysztof Tchórzewski spotkał się w Brukseli z komisarzami ds. energii i konkurencji, wskazał na zagrożenia oraz zwrócił się o analizę powodów wzrostu cen CO2 i przygotowanie odpowiednich działań KE, do których komisja jest zobligowana. W ME powstał też specjalny zespół, na bieżąco analizujący ceny i czynniki, który będzie rekomendował odpowiednie działania – podano.
Na wtorkowym posiedzeniu komisji największe spółki energetyczne przedstawiły też swoje plany inwestycyjne. PGE zamierza w latach 2019-23 wydać na modernizacje i remonty źródeł wytwórczych ok. 7,1 mld zł, z czego 2,2 mld zł na dostosowanie do konkluzji BAT bloków w elektrowniach Bełchatów, Opole, Turów, Dolna Odra, Rybnik oraz elektrociepłowni. Pozostałe zadania inwestycyjne dotyczą modernizacji zapewniających utrzymanie zdolności wytwórczych w głównych liniach biznesowych wytwarzających energię elektryczną i ciepło ze źródeł konwencjonalnych i odnawialnych. Z kolei Energa rozważa rozpoczęcie do 2030 r. inwestycji w moce wytwórcze o mocy ok. 1000 MW. Będą to dwie jednostki gazowo-parowe w północnej części Polski, dodatkowo poza prowadzoną wspólnie z Eneą inwestycją budowy bloku węglowego w Ostrołęce, Energa jest w trakcie prac nad projektem budowy farmy wiatrowej Przykona o mocy 30 MW. W trakcie procedury przetargowej jest blok biomasowy w Kaliszu o mocy 10 MW.
Enea w perspektywie 2030 r. rozważa nowe inwestycje w moce do 1000 MW w obszarze kogeneracji, źródeł rozproszonych i OZE. Oprócz wspólnego z Energą projektu Ostrołęka C, na etapie studium wykonalności są projekty zgazowania węgla IGCC o mocy 540 MW brutto oraz bloku RDF o mocy 200 MW w Elektrowni Połaniec. Spółka przygotowuje też projekt farmy fotowoltaicznej o mocy 1 MW. Przewidywane przez grupę nakłady na modernizację aktywów wytwórczych w latach 2019-23 roku wyniosą ok. 1 mld zł, z czego nakłady na dostosowanie do konkluzji BAT ok. 500 mln zł. Enea podała, że w latach 2019-23 zmodernizowane mają być bloki energetyczne o łącznej mocy 4.700 MW.
Tauron rozważa z kolei nowe inwestycje w aktywa wytwórcze o mocy ok. 700 MW, w tym OZE – m.in. farmy wiatrowe onshore i offshore. Warunkiem zaangażowania będzie opłacalność. Szacunkowy koszt dostosowania do wymagań konkluzji BAT jednostek wytwórczych w Tauron Wytwarzanie i Tauron Ciepło to ok. 800-900 mln zł.
Polska Agencja Prasowa
