Największe inwestycje planowane są w jednostki oparte na węglu kamiennym (33 proc.), wietrze (32 proc.) i gazie ziemnym (29 proc.). Nakłady na nowe moce sięgnąć mają w sumie 62,2 mld zł, z czego 43 proc. popłynie na bloki węglowe, 30 proc. na elektrownie wiatrowe, a 21 proc. na gazowe.
Jednocześnie firmy planują wycofanie w tym okresie z użytku jednostek o mocy 11,8 GW. Największy udział w zamykanych blokach będą miały te opalane węglem kamiennym (65 proc.) i brunatnym (29 proc.). Wśród głównych przyczyn wycofania siłowni firmy wskazały niespełnienie norm emisyjnych i zużycie techniczne.
Z analizy URE wynika, że już w 2019 r. mogą wystąpić istotne trudności z zapewnieniem dostaw energii do odbiorców bez konieczności wprowadzania ograniczeń w okresie letnio-jesiennym. – Na ocenę tej sytuacji wpływa m.in. fakt niewielkiego marginesu mocy dyspozycyjnej dostępnej w krajowym systemie energetycznym w tym okresie, przy założeniu rezerwy mocy jedynie na poziomie 9 proc. ponad zapotrzebowanie, tj. niezbędnej w warunkach operacyjnych – wyjaśnia URE. Zastrzega przy tym, że już teraz w systemie funkcjonują duże bloki o mocy 800–1100 MW i w tym roku będą uruchamiane kolejne. – Nagła niedyspozycyjność takich jednostek wytwórczych spowodowana np. awarią w sposób znaczący wpływa na bilans mocy, w szczególności w sytuacji, gdy rezerwa mocy dyspozycyjnej jest niewielka – ostrzega URE.
W ocenie regulatora sytuacja z zapewnieniem odpowiedniej ilości energii może ulec znaczącemu pogorszeniu w przypadku trwałego wycofania z użytku bloków w Elektrowni Adamów (Zespół Elektrowni Pątnów–Adamów–Konin zamknął bloki węglowe, ale poinformował o zamiarze dostosowania ich do produkcji energii z gazu), a także w razie potencjalnego opóźnienia w uruchomieniu bloków węglowych w Elektrowni Opole przez Polską Grupę Energetyczną.
