Brak wydzielenia aktywów węglowych ze spółek to zła informacja. Kursy w dół

Analizy trwają, ale przedstawiciele ministerstwa aktywów na mniej oficjalnych spotkaniach wskazują, że do wydzielenia węgla nie dojdzie. PGE, Tauron i Enea reagują przeceną akcji.

Proces transformacji polskiej energetyki w wizji obecnego rządu nabiera kształtów. Rząd nie zakomunikował jeszcze, jak będzie on wyglądał w szczegółach, ale słowa ministra aktywów państwowych Jakuba Jaworowskiego oraz zręby przyszłych strategii Tauronu i Enei sugerują, jak może przebiegać. Bloki węglowe będące nadal w strukturach tych grup będą wyłączane bez ich wcześniejszego wydzielenia do innego podmiotu.

Spadki na giełdzie

Oznacza to, że spółki energetyczne dłużej, niż planowały, będą utrzymywać bagaż węglowy. Enea ujawniła w założeniach swojej strategii, że zamiast wydzielenia węgla pojawi się tzw. zimna rezerwa. Polski rząd miał już robić wstępne przymiarki do tego systemu jeszcze we wrześniu, kiedy wiceminister klimatu i środowiska Miłosz Motyka rozmawiał o wydłużeniu rynku mocy (system wsparcia) dla starszych elektrowni do 2028 r.

Rząd od kilku tygodni zdaje się przygotowywać grunt pod zakomunikowanie, że wydzielenia elektrowni węglowych ze spółek energetycznych nie będzie. Robi to w kilku krokach, pośrednio i bezpośrednio. Pośrednim krokiem są założenia strategii Enei do 2035 r. Złożenie tych elementów w jeden obraz pokazało inwestorom, że z dużym prawdopodobieństwem można stwierdzić, że tzw. twardego wydzielenia nie będzie. Notowania spółek energetycznych we wtorek mocno spadały. W najgorszym momencie kurs PGE tracił ponad 7 proc., Tauronu – ponad 6 proc., a Enei – 4 proc.

Czarę goryczy przelała bezpośrednia ubiegłotygodniowa wypowiedź ministra Jaworowskiego, który powiedział, że wydzielenie elektrowni węglowych ze spółek nie jest tak konieczne i niezbędne na obecnym etapie, jak to sugerują firmy, co ma wynikać z analiz w Ministerstwie Aktywów Państwowych.

– Zrobiliśmy także analizę, kto i co może sfinansować, i nie znaleźliśmy przekonujących argumentów, że spółki nie będą mogły sfinansować transformacji, jeżeli nie oddadzą aktywów węglowych – mówił Jaworowski.

Zimna rezerwa węglowa

Co w zamian za brak wydzielenia elektrowni węglowych? Rąbka tajemnicy uchyla Enea.

Spółka zakłada, że moc zainstalowana w węglu z 5,7 GW obecnie spadnie w 2030 r. do 3,8 GW, a w 2035 r. do 1,3 GW (Elektrownia Kozienice blok B11). Co ciekawe, spółka zakłada, że od końca lat 20. w Polsce pojawi się na nowo tzw. rezerwa zimna, a więc blisko 1 GW (w przypadku Enei) mocy pozostającej w rezerwie operatora sieci przesyłowej na wypadek braku mocy do produkcji energii. Mechanizm interwencyjnej rezerwy zimnej już działał w Polsce przed tzw. mechanizmem rynku mocy. Polega na tym, że operator systemu przesyłowego energii elektrycznej – czyli PSE – płaci właścicielowi bloków za utrzymywanie ich w gotowości do uruchomienia na polecenie operatora podczas przewidywanych okresów deficytu mocy.

Nie jest jednak jasne, jak taki mechanizm miałby działać obok rynku mocy i kto za niego by płacił. Nie jest też jasne, czy byłaby to dodatkowa opłata do naszego rachunku obok opłaty mocowej czy w ramach tejże. Niezależnie od tego oznaczałoby to wzrost tej składowej naszego rachunku za prąd.

Scenariusze działania

Jak sygnalizowały to Polskie Sieci Elektroenergetyczne, bloki węglowe Tauronu po aukcjach uzupełniających po 2025 r. do 2028 r. powinny jeszcze działać, pomimo że Tauron, który ma dziesięć takich bloków klasy 200 MW, komentował, że CAPEX i koszty działalności mogą nie pozwolić na rynkowe ich utrzymanie.

– Po 2028 r. 58 proc. obecnej mocy w węglu będzie wyłączone, więc ta spółka najszybciej – bez wydzielenia węgla – może pozbyć się nadmiernego bagażu węglowego – mówi Michał Kozak, analityk DM Trigon. Najgorzej wygląda sytuacja w PGE, bo tam firma musi nadal do początku lat 30. utrzymywać Bełchatów, a przychody z rynku mocy będą spadać.

– Te bloki mogą trafić do tzw. rezerwy zimnej, tak jak planuje to Enea ze swoimi starszymi blokami węglowymi. Nie wiadomo jeszcze, jaka będzie rekompensata za ich utrzymanie, ale prawdopodobnie będzie się ona musiała pojawić. Enea, co pokazała w założeniu do swojej strategii, będzie budować dużo więcej instalacji gazowych (zakładamy, że nowe projekty CCGT zgłosi do aukcji mocowych też PGE i Orlen) – mówi analityk.

Zwraca uwagę na środki z KPO. – Spółki energetyczne i Polskie Sieci Elektroenergetyczne będą miały do dyspozycji łącznie 70 mld zł, z czego najwięcej powinny dostać PGE, Tauron, a następnie PSE, Enea i Energa. Środki te powinny trafić głównie na inwestycje w dystrybucję. Te długoterminowe pożyczki będą bardzo nisko oprocentowane, nawet na 0,5 pkt proc. Biorąc pod uwagę udział segmentu dystrybucji, największym beneficjentem może być Tauron. Historia polskiej energetyki pokazuje jednak, że kij ma dwa końce. Pytanie, czy w jakiś sposób zmianie nie ulegnie model wynagradzania w dystrybucji, np. przez obniżenie premii za reinwestowanie, czy stopy WACC – mówi analityk.