Inwestycje tkwią w blokach Autor: Wojciech Kwinta (Energia i Przemysł październik 2007) W ciągu najbliŝszych 22 lat naleŝy uruchomić 25 tys. MW mocy wytwórczych. Gdyby zamierzenia inwestycyjne firm energetycznych zostały zrealizowane moglibyśmy spać bez obaw, Ŝe zabraknie prądu. Czy tak się stanie? By zapewnić bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej w Polsce, powinno do 2025 r. powstawać rocznie ok. 1000 MW nowych mocy. Oznacza to wydatki rzędu 25 27 mld euro. ZwaŜywszy, Ŝe większość inwestycji to na razie plany i zamiary, osiągnięcie takiego tempa rozwoju stoi pod znakiem zapytania. Teoretycznie wszystko jest w porządku: szczytowe zapotrzebowanie na moc wynosi ok. 23 tys. MW, moc zainstalowana to mniej więcej 35 tys. MW, a dostępna (po uwzględnieniu bloków w remoncie lub konserwacji) osiąga 27 tys. MW. Jednak starzejąca się infrastruktura oraz rosnące wraz z szybkim wzrostem gospodarczym zapotrzebowanie na energię elektryczną oznaczają konieczność odtworzenia mocy i budowy nowych bloków. Ostatnie bloki 120 MW zainstalowano w Polsce ponad 35 lat temu, równie leciwych jest 7 bloków o mocy 200 MW, a 27 nieco młodszych eksploatuje się od lat ponad 30. Jedynie 6 takich bloków wymieniono na nowe w Elektrowni Turów, pozostałych 57 wciąŝ funkcjonuje. Ćwierćwiecze mają za sobą bloki 500 MW, a bełchatowskie jednostki o mocy 360 MW pracują juŝ ponad 20 lat. Konsumpcja prądu rośnie w tempie nieco niŝszym od tempa wzrostu PKB i za 10 lat będzie o 35 50 proc. (w zaleŝności od oszacowań) wyŝsza niŝ dzisiaj. By nie zabrakło prądu, w ciągu 15 17 lat trzeba postawić przynajmniej 15 tys. MW nowych mocy. Trzy bloki w budowie Dyskusje o starzejącej się elektroenergetyce trwają od lat, gorzej z realizacją inwestycji. Do roku 2009 powstanie ponad 900 MW mocy, w tym samym czasie planuje się wyłączenie bloków o łącznej mocy 2,6 tys. MW. NajbliŜszy termin oddania nowego bloku to koniec roku, kiedy zostanie uruchomiony blok 464 MW elektrowni Pątnów II (jest juŝ po tzw. pierwszym rozpaleniu). Pierwsza dodana do eksploatacji jednostka ma parametry nadkrytyczne, charakteryzuje się wysoką sprawnością: 41 proc. netto i 44 proc. brutto. Będzie produkować prawie 3200 GWh energii elektrycznej rocznie. Kolejna zostanie uruchomiona w 2009 r. Będzie to blok energetyczny o mocy 460 MW zlokalizowany w naleŝącej do Południowego Koncernu Energetycznego Elektrowni Łagisza. Budowa trwa, a jednym z najwaŝniejszych źródeł jej finansowania jest emisja obligacji przez PKE. Dla holdingu BOT Górnictwo i Energetyka wchodzącego w skład Polskiej Grupy Energetycznej (PGE) najwaŝniejszym w tej chwili przedsięwzięciem jest budowa bloku o mocy 833 MW w Elektrowni Bełchatów. Inwestycję rozpoczęto w 2006 r., oddanie jej do eksploatacji planujemy na drugą połowę 2010 r. Wykonawcą jest konsorcjum Alstom. Trwa teŝ budowa odkrywki Szczerców, węgiel powinien trafić do elektrowni na początku 2009 r. mówi BłaŜej Torański, rzecznik prasowy BOT GiE.
Koszt tej inwestycji to ok. 900 mln euro, a wraz z projektami modernizacyjnymi, obejmującymi rekonstrukcję dotychczas eksploatowanych bloków i inwestycje proekologiczne, nakłady finansowe sięgną ok. 1,6 mld euro. Ponad połowa środków pochodzi z kredytu udzielonego przez konsorcjum banków (Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju, ING Bank N.V. i ING Bank Śląski, Citibank International PLC i Bank Handlowy oraz Nordic Investment Bank i Europejski Bank Inwestycyjny), reszta to środki własne BOT. W sumie realizowane inwestycje wniosą ok. 1750 MW nowych mocy. Plany i zamiary inwestycyjne Najsilniejszą z nowych grup energetycznych jest PGE, w której BOT odgrywa wiodącą rolę w planach inwestycyjnych. Do 2025 r. grupa zamierza wybudować ok. 10 tys. MW nowych mocy. Podstawowe projekty dotyczą elektrowni w Turowie i Opolu. Wszystko jest w naszych rękach, to my będziemy decydowali o zasadności takich przedsięwzięć, gdyŝ w PSE nie ma po prostu takich fachowców. Dlatego projekt inwestycji w Opolu będzie realizowany przez naszych specjalistów przy współpracy z PSE, które pomogą nam go sfinansować. W Turowie juŝ wkrótce powstanie zespół sterujący, który przeprowadzi analizę warunków tamtejszej inwestycji. W Opolu przewidujemy na razie budowę dwóch bloków o łącznej mocy tysiąca megawatów, ale nie wykluczamy, Ŝe będą to np. dwa bloki po 600 MW mówi Dominik Radziwiłł, prezes zarządu BOT. Opolskie bloki mają być uruchomione w latach 2012 2013 dodaje BłaŜej Torański. Blok planowany w Turowie ma mieć moc 400-500 MW i zastąpi najstarsze bloki o mocy 200 MW. Dodatkowo w Bełchatowie trwa program modernizacji bloków 360 MW. Bez tego przedsięwzięcia nie mogłyby one pracować po 2016 r. ze względu na przekroczenie norm emisji tlenków azotu. Podobna modernizacja czeka w najbliŝszych latach bloki w Elektrowni Opole. Obok tych inwestycji PGE planuje postawienie dwóch opalanych gazem bloków po ok. 400 MW w Zespole Elektrowni Dolna Odra oraz uruchomienie w 2021 r. pierwszego bloku elektrowni atomowej o mocy 1600 MW. Kolejny taki blok uruchomionoby w roku 2030. Południowy Koncern Energetyczny w ramach strategii inwestycyjnej planuje do 2020 r. wybudować 2260 MW nowych mocy, które zastąpią eksploatowane najstarsze jednostki. Obok realizowanej juŝ budowy bloku w Łagiszy nowe jednostki mają się pojawić w elektrowniach Halemba i Blachownia, odpowiednio ok. 440 MW oraz 100 200 MW. Niewykluczone, Ŝe plany te ulegną modyfikacji: eksperci podwaŝają opłacalność inwestycji w bloki wytwórcze o niewielkiej mocy. Obok tych inwestycji PKE przygotowuje się do budowy bloku o mocy ok. 800 1000 MW. PKE znajduje się w grupie Energetyka Południe, do której naleŝy teŝ Elektrownia Stalowa Wola, w stosunku do której plany nie są jeszcze sprecyzowane. Pod państwową kontrolą znajdują się jeszcze dwie elektrownie w dwóch pozostałych grupach energetycznych. W Kozienicach mowa o budowie bloku o mocy 720 1000 MW za ok. 6 mld zł do 2015 r. (to termin wyłączenia trzech bloków po 200 MW), w Ostrołęce równieŝ konieczne jest odtworzenie mocy poprzez zastąpienie starych bloków nowymi lub budowę nowej elektrowni Ostrołęki C. Plany budowy nowych mocy mają takŝe spółki pozostające poza państwową kuratelą. Vattenfall zakłada budowę bloków energetycznych o mocy 1,5 2 tys. MW. Trwa juŝ proces inwestycyjny w Elektrociepłowni Siekierki 2 powstanie tam blok kogeneracyjny o mocy prawie 500 MW. Wszystkie planowane przez nas obiekty będą spełniały rygorystyczne normy środowiskowe, będą teŝ gotowe do rozbudowy o instalacje przechwytywania dwutlenku węgla wyjaśnia Łukasz
Zimnoch, rzecznik prasowy Vattenfall Poland. Vattenfall Poland podtrzymuje zainteresowanie zakupem Zespołu Elektrowni Pątnów Adamów Konin (starają się o to takŝe KGHM, czeski ČEZ i niemiecki RWE). W ZE PAK podstawowym zadaniem po uruchomieniu nowego bloku będzie modernizacja elektrowni Pątnów I (w sumie osiągnięcie mocy 900 MW, o 100 MW więcej, niŝ jest zainstalowanej). Zamiary ČEZ to postawienie elektrowni Skawina II. Byłby to prawdopodobnie blok o mocy 660 MW, który miałby być uruchomiony w 2014 r. Kolejną elektrownią moŝe być obiekt w Gdańsku o mocy 500 MW (docelowo 1200 MW). Taką inwestycją mogą być zainteresowane firmy EdF lub Electrabel. Start nowej elektrowni nastąpiłby w latach 2012 2013. Finansowanie inwestycji Wraz ze wzrostem gospodarczym i rosnącym popytem ceny idą w górę. Jeszcze rok temu przyjmowano, Ŝe 1 MW mocy kosztuje 1 1,1 mln euro. Dzisiaj uwaŝa się, Ŝe jest to koszt rzędu 1,4 mln euro. By zrealizować plany budowy nowych bloków energetycznych (pomijając inwestycje w ochronę środowiska i modernizacje), potrzeba ok. 35 mld euro do 2030 r., czyli ok. 130 mld zł przez 22 lata. Uwzględniając inne niezbędne inwestycje (ochrona środowiska i rozwój sieci przesyłowych) w najbliŝszych 10 latach wydatki sięgną przynajmniej 80 mld zł. Jak je sfinansować? Wzmocnieniu moŝliwości inwestycyjnych mają słuŝyć skonsolidowane pionowo 4 grupy energetyczne. Dzięki obecności w PGE zyskamy dostęp do tańszego finansowania inwestycji mówi Dominik Radziwiłł. Tak mocna grupa, skupiająca kilkanaście spółek dystrybucyjnych i produkcyjnych ma większą siłę przebicia dodaje BłaŜej Torański. Planowane przez PGE inwestycje pochłoną do 2025 r. prawdopodobnie nawet 60 mld zł. Poza środkami własnymi, przeznaczeniem zysku na inwestycje (jak np. w przypadku PKE) spore środki finansowe ma przynieść upublicznienie grup energetycznych na giełdzie. Te pieniądze pozwolą moŝe na uruchomienie pierwszych inwestycji, jednak nie wystarczą na ich realizację. Przewidywany debiut giełdowy grupy Enea z Elektrownią Kozienice moŝe przynieść ok. 1 1,5 mld zł. W przypadku PGE moŝe to być ok. 3 mld zł. To o wiele za mało. W takiej sytuacji pozostają kredyty bankowe. Wszystkie nowe inwestycje nie będą miały zabezpieczenia w postaci kontraktów długoterminowych. Nowe projekty muszą być finansowane zakładając ryzyko rynkowe stwierdza Tomasz Kawczyński, mecenas z kancelarii Allen & Overy, która uczestniczyła w negocjacjach dotyczących finansowania budowy bloku 833 MW w Bełchatowie. Pesymiści uwaŝają, Ŝe zdobycie takich kredytów moŝe być trudne ze względu na wysokie wymagania stawiane przez banki. Powszechnie znane i trwające kilka lat problemy z finansowaniem inwestycji w Pątnowie, Łagiszy i Bełchatowie budzą niepokój o powodzenie kolejnych przedsięwzięć twierdzi Jan Kurp, prezes PKE. Jednak sposób finansowania inwestycji bełchatowskiej przedstawiciele banków uwaŝają za prawie modelowy. Zdaniem Tomasza Kawczyńskiego energetyka to klient poŝądany i choć negocjacje są twarde i Ŝmudne, to prowadzą do pozytywnych rozwiązań. Eksperci opracowują strukturę transakcji tak, by nie obciąŝała nadmiernie kredytobiorcy, a jednocześnie zabezpieczała interesy banków. Jestem optymistą, jeśli chodzi o finansowanie kredytów dla energetyki. Wśród banków jest duŝy głód takich transakcji dodaje przedstawiciel kancelarii Allen & Overy.
Nowe warunki Inwestycyjnym utrudnieniem jest związany z szybkim wzrostem gospodarczym rosnący popyt. BranŜa budowlana i producenci części i elementów do bloków energetycznych mają pełne ręce roboty. Rozpoczęcie budowy nowej elektrowni od zaraz nie jest moŝliwe. Inwestor musiałby poczekać ok. 3 4 lat. Wynika to z dwóch przyczyn: firmy produkujące materiały dla takich inwestycji, jak np. odkuwki do wirników, pracują pełną parą i nowe zlecenia mogą zrealizować za minimum 2 2,5 roku. Drugim wąskim gardłem w energetyce są prace projektowe. Elektrownia pod klucz jest planowana z uwzględnieniem terenu i innych warunków oraz określonego paliwa. Przygotowanie projektu musi więc potrwać mówi Marek Szelewicki, dyrektor ds. komunikacji w Alstom Polska. Taka sytuacja dotyczy wszystkich wykonawców realizujących zamówienia w energetyce, czyli m.in. Alstomu, Hitachi, Mitsui, Siemensa. Teoretycznie moŝna skrócić cały proces kupując elektrownię juŝ zaprojektowaną ( z półki ). Jednak bez uwzględnienia konkretnych warunków w danej lokalizacji, jej eksploatacja moŝe być znacznie droŝsza i w rezultacie nieopłacalna. Rząd zdaje sobie sprawę z istniejących trudności w zakresie wykonania i finansowania nowych elektrowni. Dlatego Ministerstwo Gospodarki przygotowuje rozwiązania mające ułatwić te przedsięwzięcia. Mechanizmem ułatwiającym będzie na pewno rozporządzenie w sprawie przetargu na budowę mocy wytwórczych energii elektrycznej lub na realizację przedsięwzięć zmniejszających zapotrzebowanie na energię elektryczną. Kolejnym istotnym mechanizmem jest ustawa Prawo energetyczne, która przewiduje moŝliwość rozpisania przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki przetargu na budowę nowych mocy wytwórczych. Zapewnienie odpowiedniego poziomu mocy powinna przynieść takŝe implementacja dyrektywy 2005/89/WE, dotycząca działań na rzecz zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i inwestycji infrastrukturalnych wylicza Krzysztof Tchórzewski, wiceminister gospodarki. Rozporządzenie powinno wejść w Ŝycie jeszcze w tym roku. Dzięki niemu, gdyby pojawiły się problemy z inwestycjami firm obecnych na rynku, będzie moŝna dopuścić nowych inwestorów. W przetargach będzie mógł uczestniczyć kaŝdy przedsiębiorca, który spełni warunki zawarte zarówno w rozporządzeniu, jak i w określonych przez prezesa URE tzw. warunkach przetargu na nowe moce. Będą one dotyczyć nietypowych lokalizacji lub wyjątkowych sytuacji z punktu widzenia bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego stwierdza Krzysztof Tchórzewski. Odnawialna alternatywa Istotnym uzupełnieniem mocy wytwórczych mogą okazać się farmy wiatrowe. Istniejące instalacje mają wprawdzie zaledwie ok. 220 MW mocy, choć do końca roku łączna moc powinna osiągnąć 300 MW. Na obszarze działania Energi trwa budowa farm o mocy prawie 640 MW, dla ponad 420 MW wydano warunki przyłączenia. Urząd Regulacji Energetyki wydał ok. 900 koncesji na siłownie wiatrowe o łącznej mocy 2800 MW. Nie zostaną postawione natychmiast, ale taka liczba oznacza, Ŝe do 2015 r. do Polski powinno trafić ok. 1400 turbin wiatrowych (po ok. 2 mln euro za sztukę). Z raportu Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej wynika, Ŝe do 2020 r. moŝna postawić turbiny o łącznej mocy ok. 13 600 MW, a potencjał całego kraju to ok. 23 tys. MW. Mocy farm wiatrowych nie uwzględnia się w dotychczasowych dokumentach jako wkładu w budowę nowych mocy wytwórczych (załoŝenia o budowie 25 tys. MW nowych
mocy dotyczą bloków energetycznych w elektrowniach konwencjonalnych). Zainteresowanie tą formą energetyki rośnie błyskawicznie, a czas oczekiwania na turbiny wynosi ok. 2 lat. PGE przymierza się do budowy na Bałtyku trzech farm wiatrowych o łącznej mocy 900 MW. Wchodzimy intensywnie w odnawialne źródła energii. Trzy farmy wiatrowe na Bałtyku to projekt strategiczny PGE i na poziomie grupy zapadnie decyzja, kiedy rozpocznie się ich budowa. Prawdopodobnie zaczną one działać w ciągu 5 lat mówi BłaŜej Torański z BOT. Istotną zaletą elektrowni wiatrowych na morzu jest ich wydajność, większa niŝ w przypadku turbin na lądzie. Wiatraki na morzu mogą pracować ok. 7,5 tys. godzin rocznie, a lądowe ok. 2 3 tys. Planowane farmy będą się składały ze 100 wiatraków o mocy 3 MW kaŝda (w sumie 300 turbin). Wybrano juŝ lokalizacje, koszty przedsięwzięcia to ok. 5,1 mld zł. W energetykę wiatrową w Polsce angaŝują się duŝe firmy energetyczne (np. CEZ) i firmy wyspecjalizowane w budowie farm (np. Starke Wind z projektami na prawie 620 MW). W regionie słupskim spółka PS Wind Management zamierza za ok. 1,3 mld zł postawić 180 turbin o łącznej mocy 240 MW. Ochrona środowiska Obok inwestycji w moce wytwórcze newralgiczne są takŝe przedsięwzięcia związane z ochroną środowiska. Dotyczy to nie tylko wydzielania CO 2. W 2008 r. wchodzą w Ŝycie ostre normy emisji dwutlenku siarki, w 2016 r. tlenków azotu. Działania proekologiczne są wpisane w strategię całej międzynarodowej organizacji firm naleŝących do Vattenfall. TakŜe w Polsce. W najbliŝszym czasie we wszystkich zakładach zostanie zredukowana emisja pyłu do poziomu poniŝej granicy widzialności. Będzie to moŝliwe dzięki zrealizowaniu kilkuletniego programu modernizacji blisko 20 elektrofiltrów. W ciągu najbliŝszych 10 lat ograniczymy we wszystkich zakładach emisję dwutlenku siarki i tlenków azotu. Pierwszym efektem tych działań będzie uruchomienie w 2010 r. instalacji odsiarczania spalin w elektrociepłowni Siekierki. Do 2012 r. zamkniemy i zrekultywujemy eksploatowane dziś składowisko odpadów paleniskowych z elektrociepłowni śerań wymienia inwestycje Łukasz Zimnoch. Instalacja odsiarczania zbudowana w naleŝącej do ČEZ Elektrowni Skawina była warunkiem dalszej egzystencji. Modernizacja bloków 360 MW w Bełchatowie pozwoli spełnić normy emisji związków azotu. Podobną modernizację przejdą bloki w Opolu. W naleŝącej do PKE Elektrowni Jaworzno III trwają prace przy budowie trzeciej nitki odsiarczania. Koszt inwestycji to 130 mln zł. Według planów zakończenie nastąpi w połowie przyszłego roku. PKE zamierza teŝ zbudować pierwszą w Polsce elektrownię bezemisyjną. Byłaby to jednostka pilotaŝowa, stawiana za pieniądze unijne, o niewielkiej mocy 50 MW. Być moŝe na podobną elektrownię zdecyduje się Vattenfall. W przyszłym roku uruchomi on pierwszą taką instalację o mocy 30 MW w niemieckim Schwarze Pumpe. Doświadczenia z jej działania chcielibyśmy przenieść do Polski informuje rzecznik Vattenfall Poland. Moc takich elektrowni nie będzie miała znaczącego wpływu na cały system, ale ich budowa moŝe oznaczać nowy, proekologiczny kierunek w elektroenergetyce węglowej. Plany inwestycji w nowe moce na kolejne lata wyglądają przyzwoicie. Trudno wyrokować, na ile się zmienią i w jakim stopniu zostaną zrealizowane. Najtrudniejsze lata elektroenergetyki dopiero przed nami w okresie 2015 2025 trzeba będzie wycofać ok. 14 tys. MW. Import nie wystarczy by zaspokoić potrzeby. Odtworzenie wycofywanych mocy oraz tworzenie nowych pochłoną ogromne pieniądze i wpłyną na wzrost cen energii.
Krzysztof Tchórzewski, wiceminister gospodarki Przetargi na budowę nowych mocy rozpisywane przez URE będą miały charakter ogólnounijny. Będzie w nich mógł uczestniczyć kaŝdy przedsiębiorca, który spełni warunki zawarte zarówno w rozporządzeniu, jak i w określonych przez prezesa URE tzw. warunkach przetargu na nowe moce. Przetargi będę jednym z dodatkowych narzędzi usprawniających powstawanie nowych mocy. Dotyczyć będą nietypowych lokalizacji lub wyjątkowych sytuacji z punktu widzenia bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Łukasz Zimnoch, rzecznik prasowy Vattenfall Poland Naszym celem jest roczna produkcja energii na poziomie 20 TWh, traktujemy to jako długofalowe wyzwanie. Analizujemy moŝliwości zbudowania w Polsce nowych elektrowni. W ciągu najbliŝszych lat chcielibyśmy zbudować obiekty o łącznej mocy 1,5 2 tys. MW. Marek Szelewicki, dyrektor ds. komunikacji w Alstom Polska Rozpoczęcie inwestycji od zaraz jest teraz niemoŝliwe. Oczekiwanie na podzespoły trwa ponad 2 lata, czasochłonny jest takŝe etap projektowania. Dziś planowaną inwestycję moŝna będzie zacząć realizować za 3 4 lata. Tomasz Kawczyński, mecenas z kancelarii Allen & Overy Przedsiębiorstwa energetyczne są dla banków poŝądanymi klientami. DuŜe przedsięwzięcia wymagają wielkich nakładów finansowych, podnoszą teŝ prestiŝ kredytodawców. Elektroenergetyka nie jest klientem trudniejszym niŝ inne branŝe, a najtrudniejsze jest wynegocjowanie pierwszego kredytu. Dominik Radziwiłł, prezes zarządu, BOT Górnictwo i Energetyka Dzięki obecności w Grupie PGE BOT będzie silniejszy i uzyska łatwiejszy dostęp do tańszego finansowania inwestycji. Wszystkie inwestycje dotychczas planowane w Grupie BOT mają być realizowane, myślimy teŝ o kolejnych. Dołączy do nas Zespół Elektrowni Dolna Odra, byłoby logiczne, by skonsolidowały się z nami pozostałe elektrociepłownie oraz elektrownie szczytowopompowe. Tabela 1. Inwestycje w nowe moce realizowane w elektroenergetyce Inwestor Inwestycja Termin uruchomienia ZE PAK Pątnów II 464 MW 2007 PKE Łagisza II 460 MW 2009 BOT Bełchatów Bełchatów II 833 2010 MW Źródło: opracowanie własne autora
Tabela 2. Wybrane inwestycje planowane w przyszłości Podmiot Inwestycja Uwagi Termin uruchomi enia PGE (BOT Opole: 2 bloki po 2012 GiE) 500 600 MW 2013 Turów: blok 400 po 2012 500 MW ZE Dolna Odra: 2 bloki gazowe b.d. bloki po 400 MW 1600 MW el. atomowa 2021 Energetyka Południe (PKE) Grupa Centrum (El. Kozienice) Vattenfall Poland 1600 MW el. atomowa 2030 Halemba: blok 440 moŝliwa zmiana do 2020 MW koncepcji i budowa Blachownia: blok jednego bloku ok. 600 100 200 MW MW blok 800-1000 MW do 2020 r. PKE do 2020 zamierza wybudować łącznie 2260 MW mocy zastępujących starsze jednostki blok 720 1000 MW 2015 Siekierki: blok trwa juŝ proces b.d. kogeneracyjny 500 inwestycyjny; plany MW Vattenfalla zakładają budowę 1500-2000 MW CEZ Polska Skawina II: 2014 prawdopodobnie 660 MW EdF lub Gdańsk: 500 MW docelowo 1200 MW 2012 Electrabel 2013 lub inny inwestor Źródło: opracowanie własne autora Tabela 3. Prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną (TWh) 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Zapotrzebo 146,1 163,3 181,6 204,5 243,0 279,8 wanie brutto Źródło: Polityka energetyczna polski do 2030 roku (projekt)
Tabela 4. Elektrownie w Polsce Elektrownia Moc zainstalowana Rok uruchomienia elektrowni Rok (MW) uruchomienia ostatniego bloku Dolna Odra 1742 1974 1977 Ostrołęka 647 1972 Kozienice 2820 1972 1979 Stalowa Wola 350 1939 1968 Połaniec 1800 1979 1983 Rybnik 1775 1972 1978 Skawina 550 1957 196 PAK Pątnów 1200 1969 Adamów 600 1966 Konin 488 1964 BOT Bełchatów 4440 1981 1988 Opole 1532 1993 1997 Turów 2106 1962 2004 PKE Łagisza 710 1963 1970 Blachownia 158 1957 1960 Halemba 200 1962 1963 Jaworzno III 1635 1976 1999 Siersza 813 1963 1970 Łaziska 1155 1917 1972 Źródło: www.elektrownie.com.pl