Inwestycje w nowe instalacje energetyczne mogą osiągnąć wartość nawet 100 mld zł

Budowa nowych instalacji może kosztować grubo ponad 100 mld zł.

Na razie rząd skupia się na zapewnieniu stabilnego rozwoju dla źródeł konwencjonalnych. Stworzenie tzw. rynku mocy ma służyć wsparciu energetyki węglowej.

O tym, że będą miały one priorytet, świadczą wypowiedzi ministra energii Krzysztofa Tchórzewskiego podczas ostatniego posiedzenia zarządu Izby Gospodarczej Energetyki i Ochrony Środowiska. Jednak wskazany przez niego wtedy budżet 30–50 mld zł potrzebny na budowę nowych bloków na czarne paliwo niekoniecznie wyczerpie katalog projektów, które mogą pokazać spółki w nowych strategiach.

Większe wydatki

Paweł Puchalski, szef działu analiz giełdowych w DM BZ WBK, budżet inwestycyjny całej energetyki w perspektywie 2030 r. szacuje na nawet 130 mld zł. Bierze przy tym pod uwagę nie tylko odtworzenie 7–9 GW mocy z bloków węglowych (koszt 42–54 mld zł), ale także należące do PGE (kontrolowane przez Skarb Państwa) i Polenergii (należy w większości do Kulczyk Investments) projekty farm morskich (o wartości 13 mld zł każdy) oraz elektrownię jądrową, która może kosztować przynajmniej 45 mld zł.

Moce wiatrowe na Bałtyku obie spółki planują uruchamiać już na początku lat 20. Każda z nich bierze jednak pod uwagę podział wydatków i ryzyka inwestycyjnego z partnerem z grupy globalnych graczy na rynku offshore.

Jeśli chodzi o energetykę jądrową, to na razie widać pewien dualizm w komunikatach. Już dziś istnieją przesłanki, by sądzić, że program atomowy zostanie odłożony ad acta. Bo prezes PGE EJ1 Jacek Cichosz zrezygnował ze stanowiska, a minister energii nie akceptuje proponowanego wcześniej przez spółkę mechanizmu wsparcia w postaci kontraktów różnicowych.

Ale na razie nie ma formalnego zawieszenia realizacji elektrowni jądrowej. Prezes PGE Henryk Baranowski deklaruje zaś, że atom pojawi się w strategii, choć z szansą powstania najwcześniej po 2030 r. i w zmienionym kształcie. Jeśli jednak energia jądrowa wchodziłaby do naszego systemu w 2031 r. (jak widzi to PSE), to już na początku kolejnej dekady inwestycja powinna być w toku, a wraz z postępem w grę wchodzić będą coraz większe wydatki zaangażowanych partnerów PGE, Tauronu, Enei i KGHM.

Są też wydatki znacznie bliższe. Bo nasze przestarzałe elektrownie wymagają modernizacji. Jak przypomina Puchalski w wydatkach inwestycyjnych spółek nie należy pomijać konieczności dostosowania działających siłowni do zaostrzających wymagań środowiskowych, które branża wycenia na kolejne 9 mld zł.

Kto się zaangażuje

Puchalski nie chce dywagować na temat tego, która ze spółek wzięłaby na siebie ciężar realizacji poszczególnych projektów bloków konwencjonalnych. – Widać jednak ryzyko po stronie Enei, która zbudowała zaplecze węglowe. Dzięki temu staje się nie tylko naturalnym kandydatem na partnera dla Energi w Ostrołęce, ale także potencjalnym kupcem Rybnika, gdzie oprócz starej elektrowni EDF ma też projekt bloku węglowego – zauważa Puchalski.

Z kolei analitycy DM mBanku wymieniają tę spółkę jako możliwego partnera przy wartym 3,5 mld zł projekcie Elektrowni Łęczna (blok na 500 MW w pobliżu Bogdanki, kontrolowanej przez koncern), ale także, ze względu na bliską odległość, przy Elektrowni Puławy, gdzie Grupa Azoty wspomina o rozważanej zmianie paliwa z gazu na węgiel dla bloku na 400 MW.

Kamil Kliszcz z DM mBanku tłumaczy, że wskazywanie konkretnych spółek przy projektach nowych bloków to na razie założenia. W przypadku Enei chodzi o wykorzystanie możliwości produkcyjnych zależnej od niej Bogdanki, która już kiedyś przymierzała się do projektu w Łęcznej, a z Ostrołęką miała umowę na dostawy paliwa do nowego bloku. Ale przypomina, że Enea nie ma nieograniczonych możliwości finansowych, więc będzie musiała ważyć zamiary według swoich sił.

Zdaniem Kliszcza to PGE może mieć największy udział w planie inwestycyjnym. Wytwórca wskazany jest jako potencjalny partner zarówno przy gotowym projekcie Elektrowni Czeczott na 1 tys. MW, jak i rybnickiego projektu na 900 MW.

Konieczność podziału środków i modyfikacji terminów

Resort energii chce, by ustawa o rynku mocy została uchwalona do końca roku. Prof. Władysław Mielczarski z Politechniki Łódzkiej obawia się jednak, że w projektowanym kształcie wsparcie, którego budżet planowany jest na ponad 2,5 mld zł rocznie, pójdzie do wyeksploatowanych elektrowni. Skutkiem będzie spadek cen energii i ograniczona opłacalność budowy nowych mocy. Dlatego radzi, by budżet rozdzielić na dwa mechanizmy, kierując 0,5 mld zł rocznie na modernizację, a resztę na dofinansowanie do kosztów stałych. – Jeśli na dopłaty do inwestycji w ciągu dziesięciu lat wydamy 20 mld zł, to wystarczy na uruchomienie ok. 10 tys. MW – szacuje Mielczarski. Z kolei Robert Maj z Haitong Banku twierdzi, że wyznaczony na cztery lata czas realizacji nowej jednostki jest wystarczający dla źródeł gazowo-parowych, ale zbyt krótki dla węglowego bloku.