Eksperci się obawiają, że za te pieniądze będziemy co najwyżej reanimować wyeksploatowane już źródła.

Najwyraźniej obawia się tego także Energa, która liczy na wsparcie pieniędzmi z tzw. rynku mocy rozbudowy ostrołęckiej siłowni. Spółka już deklaruje, że zgłosi projekt do pierwszej aukcji. Już rozmawia z potencjalnymi partnerami kapitałowymi z kraju i zagranicy. Sobie pozostawi 50 proc. udziałów.

– Nowe regulacje powinny dawać możliwość uzyskania finansowania na zasadach rynkowych dla planowanych inwestycji, w tym dla Elektrowni Ostrołęka C. W tym kontekście jesteśmy szczególnie zainteresowani, jakie stanowisko w konsultacjach zajmą instytucje zainteresowane finansowaniem inwestycji w energetyce konwencjonalnej – mówił Przemysław Piesiewicz, wiceprezes ds. strategii w Enerdze.

Gdański koncern dostrzega też konieczność wypracowania dodatkowych mechanizmów (finansowych i technicznych) sprzyjających rozwojowi usług ograniczania popytu (DSR) w ustawie o rynku mocy. Nadzieje Energi na sfinansowanie z rynku mocy Ostrołęki C mogą okazać się płonne. Minister energii oszacował, że mechanizmy wsparcia będą kosztować rocznie 2–3 mld zł.

Analiza „Założenia do rynku mocy” Fundacji ClientEarth i think tanku Regulatory Assistance Project (RAP) wskazuje, że roczny budżet przekroczyłby 4,75 mld zł (bez uwzględnienia już uiszczanej opłaty przejściowej i kosztów związanych z utrzymaniem starych bloków w gotowości w ramach operacyjnej rezerwy mocy), gdyby zdecydowano się jedynie na najtańsze modernizacje źródeł na węgiel brunatny. Wynagrodzenie za moc ukształtowałoby się na poziomie 190 tys. zł/MW, a koszty dla przeciętnego gospodarstwa domowego wzrosłyby o 139 zł na rok. Ale już modernizacja bloków na węgiel kamienny stałaby się opłacalna dopiero przy wynagrodzeniu za moc przewyższającym 320 tys. zł/MW. A to oznaczałoby roczne wydatki na poziomie 8 mld zł i wzrost rachunków gospodarstw o 289 zł. Jak czytamy w raporcie, budowę nowego bloku można byłoby sfinansować przy cenie 370 tys. zł/MW, co zwiększyłoby koszty systemu do 9,25 mld zł w skali roku i wywindowało opłaty za prąd o 346 zł.

Dlatego dr Jan Rączka, były prezes NFOŚiGW, a dziś ekspert z RAP, wątpi, by mechanizm rynku mocy pozwolił na uruchomienie nowych jednostek. Przyczyni się raczej do poprawienia rentowności dziś budowanych bloków, np. w Opolu, Kozienicach czy Jaworznie, a także zachęci producentów prądu do modernizowania wyeksploatowanych bloków i ich dostosowania do wymogów środowiskowych.

– Bariera wejścia na rynek dla nowych mocy będzie zbyt duża. Bo spółki budujące dziś bloki, składając oferty na 15-letnie kontrakty na dostawy mocy, będą skłonne do akceptowania niższych stawek zbliżonych do cen oferentów modernizujących aktywa – przypuszcza Rączka. Jak zauważa, zupełnie inaczej zachowywać się będą inwestorzy, którzy dopiero mają podejmować decyzje o rozpoczęciu projektu. Bo oprócz kontraktu będą musieli pozyskać finansowanie od banków.

To tłumaczy obawy Energi w kwestii Ostrołęki. Ale z drugiej strony, jeśli rząd zdecyduje o wprowadzeniu do systemu nowych mocy węglowych, będzie musiał dać większy wolumen w ramach aukcji, a cena musiałaby być na poziomie pokrywającym koszty uruchomienia i finansowania zupełnie nowego projektu. W rezultacie przełoży się to na wyższe rachunki.

Jeszcze mocniej wzrosłyby one w przypadku wprowadzenia do systemu nowych bloków gazowych. Oznacza to, że rynek mocy w niewielkim stopniu przyczyni się do dywersyfikacji miksu wytwórczego. Wtedy łączny budżet musiałby przekroczyć 22 mld zł rocznie, a nasze rachunki poszłyby w górę o 972 zł.

Koszty systemu można obniżyć, wykorzystując np. w większym stopniu mechanizmy sterowania popytem (DSR), których potencjał Rączka szacuje w Polsce na 1–1,25 GW.