Wydatki na dystrybucje spółek energetycznych rosną rok do roku o kilkaset mln zł. Nic dziwnego, bo jak spojrzymy na znaczenie tego sektora dla firm, to w przypadku Taurona wkład dystrybucji w wynik EBITDA to 60–70 proc. – Nasze wydatki inwestycyjne to ok. 5 mld zł w tym roku, a tylko na samą dystrybucję wydamy 3 mld zł. Te nakłady nie uwzględniają środków z Krajowego Planu Odbudowy – mówił wiceprezes Tauronu ds. finansowych Krzysztof Surma podczas panelu poświęconego inwestycjom na Europejskim Kongresie Gospodarczym w Katowicach. W przypadku Polskiej Grupy Energetycznej te nakłady inwestycyjne w 2023 r. wyniosły 4 mld zł. – W tym roku i w kolejnych latach wydatki nie będą na pewno niższe – zapowiedział Damian Bronner, dyrektor departamentu zarządzania operacyjnego i inwestycji w PGE. W przypadku Enei te wydatki na dystrybucję i przyłączenie nowych instalacji OZE wyniosą w tym roku 2,2 mld zł.
Plany na OZE
Spółki zdradziły także swoje najbliższe plany inwestycyjne na ten rok w sektorach OZE. – Jesteśmy w trakcie budowy 360 MW w instalacjach OZE. Te inwestycje będą gotowe w ciągu najdalej kilkunastu miesięcy. Obecnie mamy 700 MW w OZE, a w efekcie naszych inwestycji przekroczymy 1 GW – powiedział wiceprezes Tauronu. W przypadku PGE, jak przypomniał Bronner, tych mocy w wietrze jest obecnie 800 MW, a do 2030 r. ma to być już 1,5 GW. Dalida Gepfert, wiceprezes ds. finansowych Enei, wskazała, że w najbliższych miesiącach spółka przyłączy do sieci projekty fotowoltaiczne o mocy 45 MW, a wiatrowe 20 MW. – W planie rozwoju mamy kolejne 500 MW mocy w OZE z już pozyskanymi warunkami przyłączenia do sieci – powiedziała.
Nadzieja w magazynach
Warunki inwestycyjne w OZE jednak w ostatnich latach znacznie się zmieniły. – Kiedyś każda inwestycja w farmy fotowoltaiczne szybko się zwracała, dzisiaj jest o to znacznie trudniej. Rozwijamy jednak projekty współdzielenia sieci, aby połączyć farmy wiatrowe i fotowoltaiczne. Rozważamy inwestycje razem z magazynami energii – powiedział Surma, który zdradził, że pierwsze projekty magazynów energii są już w procesie certyfikacji przed aukcją rynku mocy. – Mimo naszych planów, musimy pamiętać, że wciąż nie jest to biznes w pełni rentowny. Sam CAPEX nie wystarczy. Można zarabiać dzięki arbitrażowi cenowemu (ładować magazyn, kiedy energia jest tania, a sprzedawać, kiedy cena rośnie), rynkowi mocy (system wsparcia). Musi jednak spaść koszt inwestycji, ale widzimy, że są na to szanse – dodał wiceprezes Surma.
Konkretne plany w przypadku magazynów energii ma zaś PGE. – Widzimy już teraz duży potencjał rozwoju magazynów energii. Jesteśmy w fazie przygotowania inwestycji w Żarnowcu o mocy 200 MW oraz rozproszonych magazynów energii o łącznej mocy 100 MW, korzystając ze współdzielenia sieci. Realizacja naszej elektrowni szczytowo-pompowej w Młotach toczy się i jest w fazie projektowania – mówił Bronner z PGE.
Inwestycje w gaz
Enea jako jedyna z dużych grup planuje jeszcze budowę dużych elektrowni konwencjonalnych. – W tym roku spodziewamy się, że zapadnie decyzja dot. budowy bloków gazowych w Kozienicach. Chcemy w to miejsce, korzystając z paliwa przejściowego, postawić kilka bloków, które będą stabilizować OZE – mówi wiceprezes Gepfert. Aby jednak do tych inwestycji doszło, konieczne jest zdaniem wszystkich spółek dokończenie procesu wydzielenia energetyki węglowej. – Potrzebujemy strategii wydzielenia, bo to ważne dla banków, które udzielają nam kredytów. Dla nich węgiel to aktywo toksyczne. Chcemy w tym roku zbudować strategię restrukturyzacji węgla i zmiany właścicielskiej – powiedziała. Zasygnalizowała także potrzebę zmiany kontraktacji energii dla energetyki węglowej, która pracuje coraz krócej w systemie energetycznym. – Nawet nowoczesny, planowany dziesięć lat temu blok B11 w Kozienicach pracuje z obciążeniem połowy swojej mocy, a weekendy pracuje na minimach technicznych. Te bloki jednak miały pracować ciągle i naszym zdaniem w takiej sytuacji trzeba przemyśleć zmianę kontraktacji tej energii. Mowa tu np. o kontraktach różnicowych dla takich bloków – mówiła wiceprezes Enei. Tu jednak pojawia się problem, bo taki kontrakt to forma pomocy publicznej, a te jednostki już z takowej korzystają w formie rynku mocy.
