Czasu na inwestycje jest mało, bo - według firmy doradczej Deloitte - już około 2016 r. może pojawić się poważne ryzyko braku energii z powodu wyłączeń najstarszych bloków energetycznych.
Największe polskie spółki energetyczne mają ambitne plany inwestycyjne. PGE na lata 2009-2012 zaplanowało wydatkowanie prawie 39 mld zł, Tauron planuje wydać w latach 2011-2020 45 mld, Enea - prawie 19 mld, a Energa - 22 mld zł.
Według wyliczeń firmy doradczej Ernst&Young łączny koszt koniecznych inwestycji w polskiej energetyce to 160-180 mld zł do 2020 r. Natomiast bank Societe Generalne oszacował, że w sprzyjających warunkach - czyli zakładając także podwyżki cen - własne zdolności inwestycyjne pięciu największych polskich grup energetycznych do 2020 roku to 135-145 mld zł.
Cena energii musi wzrosnąć do poziomu, który gwarantuje opłacalność takich przedsięwzięć i zainteresowanie inwestorów - stwierdza Deloitte. Będziemy płacić w tej dekadzie 100 euro za MWh, czyli ponad 400 zł, podczas gdy obecnie jest to niecałe 300 zł za MWh - prognozuje Wojciech Hann z Deloitte.
Prezes URE Marek Woszczyk widzi szansę na ograniczenie wzrostu cen w rozwoju konkurencji na rynku. "Moje doświadczenie pokazuje, że jak jest więcej konkurencji, to mamy szansę nie płacić więcej. Jeśli nie będzie konkurencji, będziemy płacić tylko drożej" - ocenia Woszczyk.
Ministerstwo gospodarki proponuje w przedstawionych kilka dni temu projektach regulacji energetycznych, aby budżet państwa częściowo refundował wysokie ceny prądu i gazu tzw. odbiorcom wrażliwym, czyli części gospodarstw domowych. Propozycje tego resortu mogą wejść w życie najwcześniej za rok, bo muszą przejść całą ścieżkę legislacyjną.
Propozycje te mają również ułatwić podłączanie do sieci źródeł rozproszonych, co ma być krokiem w kierunku budowy inteligentnej sieci energetycznej, zwanej Smart Grid. Taka sieć pozwala na zwiększenie marginesu bezpieczeństwa całego systemu energetycznego.
Sceptycy wskazują jednak na olbrzymie koszty budowy inteligentnej sieci. Zwolennicy takich rozwiązań, powołując się na działające już na świecie niewielkie obszarowo Smart Grids podkreślają, że zastosowana w nich technologia daje się skalować, czyli rozciągać na większe obszary bez zmiany zasady działania.
Cena energii elektrycznej musi uwzględniać - obok zwrotu kosztów inwestycji - także koszt surowców. A prognozy ich cen za pewne uznają jedynie ich wzrost, reszta jest z wielu powodów niepewna.
Działające w Polsce firmy zamierzają budować elektrownie gazowe. Wymagają one stosunkowo niewielkich nakładów, ale koszty produkcji prądu z gazu zależą bardzo silnie od ceny gazu. Duży popyt może cenę tego surowca wywindować, natomiast odkrycie nowych złóż lub technologii - doprowadzić do jej spadku, tak jak to się stało w przypadku gazu niekonwencjonalnego.
W dominującej w Polsce energetyce węglowej dużą rolę grają też koszty uprawnień do emisji CO2 - elementu unijnej polityki energetyczno-klimatycznej. W 2013 r. w UE rusza kolejny okres rozliczeniowy, ale eksperci wskazują na tak wiele czynników niepewności, również natury politycznej, że cena jednego uprawnienia (ekwiwalent emisji 1 tony CO2) może być na poziomie kilku, ale i kilkudziesięciu euro.
Ten ostatni poziom oznacza, że opłacalne staną się technologie, które dziś są za drogie, ale znaczy też, że energia nie będzie tańsza, tylko droższa.
W dobie powszechnej niepewności bardzo poważny argument ma za sobą energetyka jądrowa: cena paliwa to zaledwie kilka procent całej inwestycji w elektrownię atomową. Tylko energetyka jądrowa daje więc przewidywalność kosztów produkcji energii i to na 60 przyszłych lat, bo na taki okres życia są projektowane budowane obecnie reaktory - podkreśla europejska organizacja przemysłu jądrowego FORATOM.