Nawet 100 mld zł na inwestycje w bloki gazowe i węglowe (lub atom) to nie wszystkie planowane w najbliższych latach wielkie wydatki polskiej energetyki. Musi znaleźć jeszcze 130 mld zł na opłaty za emisję CO2 w latach 2021–2030, a do tego przynajmniej 6 mld zł na dostosowanie elektrowni do tzw. konkluzji BAT - mniejszej emisji związków siarki i azotu, chloru i rtęci – to już do 2021 r.
DGP policzył, ile to będzie kosztowało. Z naszych szacunków wynika, że w perspektywie 2030 r. nasze rachunki za prąd mogą wzrosnąć z obecnych wynoszących ok. 100 zł miesięcznie o 20 proc. - do 120 zł. Jednak wciąż pozostaną jednymi z najniższych w UE w porównaniu choćby z Niemcami (płacą dziś trzy razy więcej) czy Duńczykami (płacą prawie cztery razy więcej). A to dlatego, że Polska nadal chce bazować na produkcji energii z węgla. Dziś jego udział w strukturze wytwarzania energii to ok. 86 proc., w 2030 r. ma to być 60 proc.
- mówi DGP Joanna Maćkowiak-Pandera, szefowa Forum Energii. - dodaje. Jej zdaniem przebudowa taryf w Polsce jest konieczna, bo przemysł płaci obecnie dużo więcej za prąd w porównaniu z innymi krajami. - tłumaczy Maćkowiak-Pandera.
Po pierwsze, BAT
Tak zwane konkluzje BAT zostały przegłosowane w kwietniu i od 2021 r. będą obowiązywać. Niektóre szacunki mówią nawet o ok. 15 mld zł koniecznych na modernizację instalacji energetycznych, by emitowały mniej związków siarki i azotów oraz rtęci i chloru. Pięć największych polskich koncernów energetycznych kontrolowanych przez Skarb Państwa szacuje swoje wydatki na ok. 6 mld zł, natomiast według szacunków DGP będzie to ok. 9 mld zł. To oznacza spore kontrakty dla firm budowlanych, które lada moment staną do przetargów. A dla nas wyższe rachunki. Energetyka dodatkowe koszty chce przerzucić na odbiorców prądu.
- uspokaja Justyna Pawlińska z Urzędu Regulacji Energetyki. O ile taryfy dla przedsiębiorstw są uwolnione, o tyle G-11 dla odbiorców indywidualnych, których mamy ok.14,5 mln, nadal nie.
Na nich spadnie ok. 25 proc. kosztów, czyli 1,5–2,25 mld zł. Jeśli rozłożymy to na trzy lata (zakładając opłaty w latach 2018–2020, czyli czas trwania inwestycji), mówimy o rachunku większym o ok. 3–4,5 zł miesięcznie.
Na co pójdą pieniądze? Energa musi zmodernizować elektrownię Ostrołęka B, elektrociepłownie Elbląg i Kalisz. - mówi Daniel Iwan z Tauronu. Takie analizy ma już PGNiG Termika. Jej EC Siekierki jest prawie przystosowana do nowych przepisów (tak samo ciepłownia Wola), rozważane jest wyłączenie dwóch kotłów parowych i turbozespołów. Na Żeraniu większość starych urządzeń będzie likwidowana, zastąpi je nowy blok parowo-gazowy za 1,5 mld zł. Dostosowania wymagają kotły w ciepłowni Kawęczyn i EC Pruszków.
- wylicza Piotr Ludwiczak, rzecznik Enei. Nakłady koncernu mają się zamknąć w 500 mln zł.
Po drugie, EU ETS
Do końca roku powinniśmy poznać ostateczne rozstrzygnięcia dotyczące unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2 (EU ETS) na lata 2021-2030. Darmowych będzie mniej i mają być droższe niż obecne 5 euro za tonę, co ma stymulować rozwój OZE. Polska energetyka za emisję CO2 będzie płaciła 13 mld zł rocznie, czyli ok. 130 mld zł w latach 2021–2030. Część tych opłat do niej wróci z unijnych funduszy. Według szacunków stowarzyszenia Eurelectric może to być nawet połowa tej sumy.
Przyjmując podobny algorytm jak w przypadku BAT, wychodzi, że miesięczny rachunek gospodarstwa domowego mógłby wzrosnąć z tego powodu o ok. 18-19 zł. Na podwyżkę rzędu 20 proc. URE po prostu może się nie zgodzić. Wtedy ten koszt trzeba będzie przerzucić na innych odbiorców, a ci z kolei odbiją go sobie w cenach produktów czy usług. Dzisiaj nikt nie jest w stanie oszacować skali podwyżek.
Podobnie jest w przypadku tzw. pakietu zimowego, czyli projektów nowych unijnych dyrektyw energetycznych. Zarówno one, jak i propozycje EU ETS jasno określają, że pieniądze, które wrócą do energetyki jako zwrot wydatków na uprawnienia do emisji, nie będą mogły być wydawane na inwestycje węglowe. W projekcie pakietu zimowego jest propozycja maksymalnej emisji nowych elektrowni na poziomie 550 g CO2/1 kWh, projekt dotyczący EU ETS idzie dalej, przyjmując próg 450 g CO2/1 kWh. Najnowocześniejsze elektrownie węglowe nie schodzą poniżej 700 g. Polska walczy o uśrednienie tych liczb nie dla danej siłowni, ale dla całego kraju. Takie rozwiązanie pozwoliłoby nam wciąż budować bloki węglowe, np. przy założeniu budowy elektrowni atomowej, która nie emituje CO2.
Po trzecie, rynek mocy
6 lipca do Sejmu trafił projekt ustawy o rynku mocy. To kolejne rozwiązanie, które odczujemy w rachunkach za prąd. Rynek mocy (o ile dostaniemy na niego zgodę UE) ma pozwolić na płacenie elektrowniom nie tylko za produkcję prądu, ale też za gotowość do działania w szczycie zapotrzebowania. Resort energii wyliczył dziesięcioletni koszt na ok. 27 mld zł, z czego najwięcej, bo aż 15 mld zł, zapłacą małe i średnie przedsiębiorstwa, a tylko 2 mld zł przemysł energochłonny. 7 mld zł przypadnie na gospodarstwa domowe. Jedno zapłaci rocznie o 48 zł więcej – 4 zł miesięcznie (plus VAT), rozkładając to na 10 lat. Tyle tylko, że faktyczne dopłaty rozpoczną się w 2021 r., więc wielkość opłaty trzeba jednak podzielić na 7 lat. To oznacza ok. 5,75 zł miesięcznie, czyli ok. 7 zł z VAT.
