Spis treści
MF przyjęło właśnie Średniookresowy plan budżetowo strukturalny na lata 2025-2028, w którym ocenia, że niepewność cen energii jest wysoka oraz zakłada, że w przyszłym roku taryfy dla odbiorców końcowych energii elektrycznej – czyli gospodarstw domowych – wzrosną o 15%. W planie przewiduje się ograniczenie działań ochronnych przed skutkami wzrostu cen energii, acz bez żadnych konkretów.
Minister klimatu Paulina Hennig-Kloska, już po publikacji tego planu, stwierdziła że ochrona odbiorców będzie przedłużona, ale żadnych szczegółów typu: ile to ma potrwać i jaką ma mieć formę nie podała.
Stwierdziła jedynie, że nie da się odpowiedzialnie odpowiedzieć na to pytanie przed przyjęciem przez parlament ostatecznej wersji przyszłorocznego budżetu. Na razie projekt, który trafił do Sejmu przewiduje na osłony 2 miliardy złotych.
Resort klimatu przedstawił również do konsultacji Krajowy Plan dla Energii i Klimatu, o czym piszemy tutaj.
Wydłużenie rynku mocy dla węgla będą kosztować ponad 8 miliardów
Ministerstwo klimatu oszacowało koszt derogacji, czyli dodatkowych aukcji rynku mocy na lata 2025-2028 i wyszło mu 8,3 miliarda złotych. Koszt obowiązków zakontraktowanych w aukcji na drugie półrocze ma wynieść ponad pół miliarda, na 2026 – 3 miliardy, na 2027 – ponad 2,5, a na 2028 – ponad 2,3 miliarda. A to oznacza, że w tych latach za rynek mocy zapłacimy po 9 miliardów rocznie.
Cała operacja ma umożliwić niektórym jednostkom węglowym zdobycie wsparcia z rynku mocy jeszcze po 1 lipca 2025, kiedy to powinno im ono przestać przysługiwać.
Przy okazji minister klimatu powtórzyła, że aukcje będą się odbywać co rok, po aukcji głównej rynku mocy, a nie jednorazowo, jak chciała branża energetyczna. Paulina Hannig-Kloska wyjaśniła, że Komisja Europejska nie kwestionuje podstawy prawnej przedłużenia wsparcia, oraz nie kwestionuje tego, że dodatkowa aukcja odbywać się będzie co rok, po aukcji głównej. I zasugerowała, że gdyby rząd upierał się przy aukcji jednorazowej, to KE musiałaby się przyjrzeć całemu polskiemu rynkowi mocy, a rezultat tego przyjrzenia mógłby być różny, więc lepiej nie ryzykować.
Polski majątek Novateka idzie na sprzedaż
UOKiK zgodził się na zakup większości majątku polskiej spółki rosyjskiego koncernu Novatek przez białostocką spółkę Barter.
Tuż po wybuchu wojny na Ukrainie handlująca sprowadzanym z Rosji LPG i LNG spółka Novatek Green Energy została wpisana na listę sankcyjną i w związku z tym zaprzestała działalności. Oprócz handlu gazami Novatek miał też ponad 60 km sieci dystrybucyjnej gazu, na której działalność zaczęła Polska Spółka Gazownictwa.
Jesienią 2022 roku minister rozwoju nałożył na polskiego Novateka tymczasowy zarząd przymusowy, a w dwa lata później spośród dwóch ofert kupna majątku, w tym dwóch rozlewni LPG, stacji tankowania i regazyfikacji LNG wybrał propozycję Bartera, działającego w tej samej branży. transakcję musiał jeszcze zatwierdzić urząd antymonopolowy i właśnie to zrobił.
Barter jest sprzedawcą i dystrybutorem LPG, także w butlach, propanu, butanu, LPG, węgla i nawozów.
Kanadyjski wiraż reaktora BWRX-300
Kanadyjski dozór jądrowy CNSC/CCSN, oceniający konstrukcję reaktora BWRX-300 stwierdził, że owszem, budowa pierwszego na świecie bloku tego typu w Darlington może być kontynuowana. Jest jednak spore „ale”. Otóż dozór orzekł jednocześnie, że uznaje projekt samego reaktora za niedokończony. Według kanadyjskiego dozoru, nie ma on jeszcze wszystkich danych, by wydać licencję na budowę, choć rekomenduje, żeby prace na miejscu na razie prowadzić.
Budowa w Darlington nie weszła jeszcze w fazę „atomową”, to znaczy taką, kiedy każdy krok musi być zatwierdzany przez dozór. Ale sygnał CNSC/CCSN potencjalnie może oznaczać kłopoty i powtórkę z amerykańskiej elektrowni Vogtle. Tam rozpoczęto budowę bez ukończonego projektu reaktora AP1000 i to – co przyznaje nawet jego producent Westinghouse – stało się jedną z głównych przyczyn wieloletniego opóźnienia.
Firma OPG, czyli operator elektrowni w Darlington liczy, że licencję na budowę nowego reaktora dostanie na początku 2025 roku.
Ten sam typ zamierzają budować w Polsce Orlen i Synthos. Przedstawiciel Orlenu ostatnio ocenił, że wymienienie w obecnej strategii koncernu roku 2030 jako terminu uruchomienia pierwszego bloku „mogło być trochę zbyt ambitne”.
Wodór w Danii też z poślizgiem
Duński operator przesyłowy Energinet opóźnił o 4 lata uruchomienie wielkiego wodorociągu, który ma wysyłać ten gaz, wytwarzany dzięki prądowi z morskich farm wiatrowych do Niemiec. Zamiast 2028 roku ma być 2032, z terminem ukończenia infrastruktury w 2031. Energinet wyjaśnia, że dialog z rynkiem pokazał duże zainteresowanie projektem, a popyt jest.
Jednak dokładna analiza harmonogramu budowy nowych farm wiatrowych, elektrolizerów itd. pokazała z kolei, że przed 2032 rokiem nie starczy mocy, by zapełnić projektowaną infrastrukturę.
Cały projekt polega na budowie rury, zbierającej wodór z kolejnych źródeł w Danii i wysyłającej jej do Niemiec. Ma to być pierwszy wodorowy interkonektor Dania-Niemcy, w dodatku zgodny z przyjętą w tym roku niemiecką strategią wodorową, zakładającą import znaczących wolumenów tego gazu.
Duński rząd deklaruje współfinansowanie całości. Zebranie pierwszych wiążących rezerwacji przepustowości planowane jest na przyszły rok.
