Prawie 114 mld zł pochłoną inwestycje czterech największych spółek energetycznych: PGE (50 mld zł), Tauronu (29 mld zł), Enei (20 mld zł) i Energi (14,8 mld zł), oszacowała agencja ratingowa Fitch. Ponad połowa pójdzie na budowę i odtworzenie mocy wytwórczych, reszta – m.in. na sieć elektroenergetyczną.
– Priorytetem dla spółek energetycznych powinno być terminowe zakończenie bloków już budowanych, czyli opolskich jednostek PGE, Kozienic należących do Enei i Jaworzna (Tauron). Dzięki zgodnej z harmonogramem budowie tych czterech siłowni będziemy mogli w kolejnych latach czuć się bezpieczni, jeśli chodzi o dostawy energii elektrycznej – uważa Dorota Dębińska-Pokorska z firmy doradczej PwC. Czyli nie grozi nam żaden blackout.
Są inwestycje...
Bilans mocy powinien być dodatni nawet wtedy, gdy ze względu na ochronę środowiska przyjdzie wyłączyć część siłowni. Dr Christian Schnell, partner w kancelarii Solivan, szacuje, że różnica między mocą stawianych dziś bloków węglowych a przygotowywanych do wyłączenia wyniesie ok. 2 GW. Powstanie też ok. 1 GW jednostek na gaz, które będą pracować tylko w szczycie, bo błękitne paliwo jest drogie.
Jeszcze niedawno mówiło się o problemach z niedoborem mocy już w 2016 r., ale – jak zaznacza Aleksander Śniegocki z Warszawskiego Instytutu Studiów Ekonomicznych – stagnacja popytu na energię oraz interwencja Urzędu Regulacji Energetyki wydłużająca czas pracy części starych elektrowni jako rezerw systemowych odsunęła ryzyko blackoutu o kilka lat, poza rok 2020. Jest jednak jedno ale... – Elektrowni nie da się zbudować w rok. Jeżeli szybko nie stworzymy odpowiednich warunków dla inwestorów, to może nam zabraknąć czasu na zrealizowanie niezbędnych inwestycji, szczególnie gdy dojdzie do przyspieszenia wzrostu gospodarczego i zwiększenia popytu na energię – ostrzega Aleksander Śniegocki.
...brak zachęt
Dorota Dębińska-Pokorska wskazuje, że brak zachęt odczuwają głównie firmy planujące bloki gazowe. – Siłowniom wytwarzającym ciepło i energię przedłużono co prawda wsparcie żółtymi certyfikatami do 2018 r., ale inwestor miałby większy komfort, wiedząc, że system będzie obowiązywał np. do 2030 r. – mówi ekspert PwC. – Rząd musi się też zmierzyć z problemem zapewnienia wsparcia dla elektrowni jądrowej w Polsce, korzystając np. z zaakceptowanych przez KE brytyjskich rozwiązań w zakresie kontraktów różnicowych – zaznacza.
