Subskrybuj nas na Youtube
Ponad 32 mld zł kosztują budowane i właśnie ukończone nowe bloki energetyczne. Planowane mogą pochłonąć nawet 65 mld zł – wynika z szacunków DGP.
/>
Na dzisiaj Ministerstwo Energii zapowiedziało przedstawienie zarysu przyszłej polityki energetycznej. Niedawno szef resortu Krzysztof Tchórzewski potwierdził, że w perspektywie 2050 r. wciąż połowę prądu będziemy produkować z węgla, a zmniejszenie jego udziału z obecnych 86 proc. będzie kosztowało ok. 200 mld zł.
Inwestycje w nowe bloki węglowe trwają, a kolejne wciąż są planowane. Przybędzie nam też bloków gazowo-parowych. Ich budowa jest tańsza, ale paliwo do nich jest droższe – węgiel pozostaje najtańszym tradycyjnym surowcem energetycznym.
Nowa polityka energetyczna zdeterminuje przyszłość planowanych dzisiaj bloków konwencjonalnych. Najważniejsza okazuje się tu kwestia węgla brunatnego. Jeśli w kolejnych latach PGE podejmie decyzje o budowie nowych odkrywek Złoczew, a być może także Gubin, to będzie oznaczało wydatki rzędu 50 mld zł. W programie dla węgla brunatnego do 2030 r. rząd zaznaczył w scenariuszu maksymalnym, że przy obu kopalniach budowane byłyby nowe bloki o łącznej mocy 6000 MW. Nie będzie to jednak konieczne, gdy np. PGE zdecyduje o eksploatacji pola Złoczew, z którego węgiel mógłby jednak trafiać do istniejących bloków elektrowni Bełchatów. Dziś na takie decyzje jest zbyt wcześnie. Zwłaszcza gdy nie ma wciąż decyzji o budowie elektrowni atomowej.
Więcej wiemy jednak o innych potencjalnych inwestycjach. PGE poinformowała w zeszłym tygodniu o rozpoczęciu kolejnego etapu planowania inwestycji w blok węglowy 500 MW w elektrowni Dolna Odra. Jeśli spółka zdecyduje o jego powstaniu (koszt ok. 3–3,5 mld zł) budowa rozpoczęłaby się ok. 2021 r. i trwała ok. 5 lat. Teraz PGE jest już zaangażowana w dwa duże bloki na węgiel kamienny (1800 MW) w elektrowni Opole oraz jeden na węgiel brunatny w Turowie.
Energa i Enea podtrzymują plan budowy 1000 MW w Ostrołęce – blok byłby opalany węglem z kopalń Polskiej Grupy Górniczej, której firmy energetyczne są współwłaścicielami. Ta inwestycja zbilansuje się w sytuacji, gdy UE wyda zgodę na rynek mocy. Wtedy koncern energetyczny dostaje pieniądze nie tylko za produkcję energii, ale i za gotowość do niej.
Enea mogłaby też zbudować przy kopalni Bogdanka, której jest dominującym akcjonariuszem, nowy blok na gaz z węgla za ok. 3 mld zł. Na razie wiążące decyzje nie zapadły. Poznański koncern rozpoczął za to rozruch inwestycji w Kozienicach – blok 1075 MW ma działać pod koniec roku.
Mniejszy blok węglowy, 90 MW, powstanie w Puławach na potrzeby Grupy Azoty. Wcześniej spółka planowała budowę instalacji gazowej.
Z kolei Orlen podpisał w czerwcu z konsorcjum General Electric i SNC-Lavalin Polska protokół ukończenia bloku gazowo-parowego we Włocławku (prąd i ciepło dla Anwilu z grupy Orlen). Podobna jednostka do końca roku ma działać w Płocku.
Blok gazowo-parowy powstanie także w elektrociepłowni Żerań należącej do PGNiG. Spółka podpisała niedawno umowę z wykonawcą – konsorcjum Polimex-Mostostal i Mitsubishi Hitachi.
Mniej szczęścia ma wspólna inwestycja PGNiG i Taurona w Stalowej Woli. Blok gazowo-parowy 449 MW jest już opóźniony o ok. 3 lata, a jego dokończenie będzie kosztowało 400 mln zł – więcej niż zakładano (planowano 1,5 mld zł).
Sam Tauron buduje nowy blok na węgiel kamienny w Jaworznie. Spółce w czerwcu udało się pozyskać partnera do tego przedsięwzięcia. Polski Fundusz Rozwoju wyraził zainteresowanie zainwestowaniem 880 mln zł.
Inwestycje w nowe moce konwencjonalne nie są jedynymi wydatkami polskich koncernów energetycznych. Muszą również rozwijać zieloną energię, ale także modernizować istniejące bloki węglowe, choćby pod kątem przystosowania ich do coraz ostrzejszych unijnych regulacji. Już dziś wiadomo, że do 2021 r. muszą wydać ok. 15 mld zł na dostosowanie swoich jednostek do konkluzji BAT, czyli zalecanego przez Unię zmniejszenia emisji związków siarki, azotów, chloru i rtęci.