Elektrownie od dawna nie karmią koncernów

Kilka ostatnich lat to sukcesywny spadek znaczenia wytwórców w zyskach sektora. Czy producenci nadal będą mieli pod górkę?

O ile w 2010 r. udział wytwórców w łącznym wyniku sektora przekraczającym 10,4 mld zł wynosił 67,7 proc., to już w 2017 r. skurczył się on do 21,2 proc. przy zyskach na poziomie 7,8 mld zł. W tym czasie wzrosła rola operatorów sieci dystrybucyjnych, którzy zwiększyli udział w zyskach sektora z 13,7 proc. do 46,3 proc. (patrz wykres).

– Wzrost znaczenia dystrybucji w rezultatach spółek energetycznych wynika z kurczenia się zysków na wytwarzaniu, a nie ze skokowego przyrostu rentowności właścicieli sieci energetycznych – twierdzi Marek Buczak, dyrektor ds. rynków zagranicznych Quercus TFI. Bo jak zauważa dystrybucja jako segment regulowany – charakteryzuje się umiarkowaną dynamiką wzrostów rok do roku.

– Od kilku lat widać przesunięcie centrum zarabiania na sektory regulowane tj. ciepłownictwo i dystrybucję – wtóruje Herbert Gabryś, przewodniczący komitetu ds. energii i polityki klimatycznej w Krajowej Izbie Gospodarczej. Przyczyn upatruje w polityce klimatycznej Brukseli, która nowymi regulacjami dołuje spółki opierające się na paliwach kopalnych. – Jeśli nic się nie zmieni, energetyka konwencjonalna jest skazana na samolikwidację. Także z przyczyn ekonomicznych – dodaje ekspert KIG.

Z jego szacunków wynika, że wytwarzanie energii z czarnego paliwa może być wkrótce nierentowne. Przy cenie uprawnień do emisji CO2 na poziomie 20 euro za tonę każda megawatogodzina prądu z węgla brunatnego będzie generowała ok. 57,3 zł straty, a z węgla kamiennego – 44,3 zł/MWh straty (w cenach z 2017 r.).

Rentowność wytwarzania pod presją

Dziś zbliżamy się do zakładanego w tych szacunkach poziomu cen uprawnień CO2, które przebiły 17 euro za tonę. Wzrost cen uprawnień to oprócz drożejącego węgla główny powód spadku rentowności sektora w przyszłości. Zwłaszcza że pula darmowych uprawnień dla energetyki z roku na rok topnieje. Spółki już ponoszą coraz wyższe koszty ich zakupu.

Agencja Moody's pokazała w ostatnim raporcie, jak rosną obciążenia naszej energetyki. I tak koszty zakupu praw do emisji największego wytwórcy, czyli PGE, poszły w górę z 765 mln zł w 2015 r. do ponad 1,2 mld zł w 2017 r. Tauron i Enea płaciły w ub.r. ponad dwukrotnie więcej niż w 2015 r., odpowiednio 325 mln zł i 448 mln zł. Energa wydała 49 mln zł, ale i tam wzrost był zauważalny – sięgnął 48,5 proc. od 2015 r. „Spółki z największą ekspozycją na wytwarzanie konwencjonalne zostaną najmocniej dotknięte przez politykę dekarbonizacji, a redukcja darmowych uprawnień do emisji CO2 będzie wywierać presję na marże w wytwarzaniu", napisała agencja, wskazując na PGE, która ucierpi najmocniej.

Moody's skorygował też prognozę cen hurtowych w Polsce z wcześniejszych 160–180 zł/MWh do 180–230 zł/MWh w perspektywie 2022 r. To ze względu na drożejący węgiel (agencja zakłada 75 euro/tona) i CO2 (10–20 euro/tona).

Prognozowaną przez agencję cenę już widać w kontraktach na prąd z dostawą na 2019 r. i 2020 (dane TGE z lipca br., odpowiednio ok. 218 i 226 zł/MWh), a za dostawy na IV kwartał 2018 r. płaci się nawet ok. 242 zł/MWh. – Wzrost cen hurtowych jest zdeterminowany czynnikami, które w dużej mierze zależą od zewnętrznego otoczenia – tłumaczy Katarzyna Radzewicz, sekretarz rady zarządzającej Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej (PKEE), który zrzesza największe koncerny energetyczne. – Na przestrzeni ostatniego roku w wyniku interwencji regulacyjnych na poziomie Unii Europejskiej ceny uprawnień do emisji wzrosły ponadtrzykrotnie. Mamy też umiarkowany wpływ na wzrost cen węgla w ostatnim czasie – argumentuje Radzewicz. Sektor stara się minimalizować wzrost cen, popierając rozwiązania zwiększające transparentność rynku.

Chodzi zapewne o propozycję ministra energii Krzysztofa Tchórzewskiego dotyczącą sprzedaży na giełdzie całej produkcji energii, poza tą z kogeneracji i odnawialnych źródeł.

– 100-proc. obligo na giełdzie nie ustabilizuje cen energii w Polsce. To zależy od cen węgla i cen uprawnień do emisji. Jak na razie obydwie te składowe rosną. Utrzymanie tego trendu powinno skutkować dalszym wzrostem ceny energii – oponuje Paweł Puchalski z DM BZ WBK.

Analityk daleki jest jednak od prognozowania cen w dalszej przyszłości. Bo jak tłumaczy, dopiero w grudniu po ogłoszeniu wyników tegorocznych aukcji rynku mocy (jednostki istniejące i planowane będą w nich rywalizować o wsparcie w postaci kontraktu mocowego) będzie można powiedzieć cokolwiek o cenie hurtowej po 2021 r., a także o tym, czy biznes wytwarzania odzyska pozycję w strukturze wyników całego sektora. – Dziś nie możemy też z całą pewnością powiedzieć, jaka w tej perspektywie może być cena uprawnień do emisji CO2 i jaką część darmowych uprawnień dostaną spółki energetyczne – dodaje Puchalski.

Pieniądze na transformację

Nowo przyjęta dyrektywa EU ETS (europejskiego systemu handlu uprawnieniami do emisji) daje możliwość transferu całości lub części należnych polskiemu sektorowi bezpłatnych uprawnień w okresie 2021–2030 do Funduszu Modernizacyjnego, który jest także narzędziem transformacji sektora. Jednak bezpłatna pula może też trafić na aukcję, z której przychody zasilą budżet. – Ostateczna decyzja co do tego, czy i ile uprawnień trafi do wytwórców, będzie musiała zostać przekazana Komisji Europejskiej do końca września 2019 r. Do tego czasu Polska musi przekazać projekt ram prawnych dotyczący wdrożenia bezpłatnego przydziału uprawnień w przypadku intencji skorzystania z tej opcji. Dlatego decyzje na rządowym poziomie w tym zakresie powinny zapaść najpóźniej na początku 2019 r. – podkreśla Radzewicz. W ocenie PKEE rynek mocy wzmocni rentowność wytwórców, nawet jeśli nie wszystkie bloki wygrają kontrakty. Szans na poprawę pozycji sektora branża upatruje też we wzroście zapotrzebowania na prąd ze względu na wzrost gospodarczy i rozwój nowych biznesów, jak elektromobilność.

Zdaniem Puchalskiego wszelkie usługi serwisowe i okołoenergetyczne pozostaną – jak obecne – pobocznymi i niewielkimi źródłami przychodów sektora. – Nadal będziemy się poruszać między wytwarzaniem a dystrybucją. Nie spodziewam się wielkich zmian w tej kwestii – stwierdza analityk DM BZ WBK. Jak ocenia, stabilna dystrybucja w kolejnych latach najprawdopodobniej pozostanie źródłem finasowania projektów wytwórczych. – Jednak jej pozycja w całkowitych wynikach sektora będzie zależała od m.in. tego, jaka będzie ostateczna wysokość opłaty za moc – uważa Puchalski.

– Bez zmiany struktury paliw w wytwarzaniu w perspektywie dziesięciu lat nasza energetyka może przestać zarabiać na produkcji energii – argumentuje Buczak. Jak podkreśla, dalsze przykręcanie norm emisyjnych przez UE (np. BAT) skaże sektor na kosztowną modernizację źródeł co kilka lat. Elektrownie węglowe będą musiały też dodawać większą ilość związków chemicznych neutralizujących niebezpieczne substancje emitowane do atmosfery. – To negatywnie odbije się na marżach sektora. Większe profity będą mieli ci, którzy zdywersyfikują swój miks energetyczny przez rozwój mocy odnawialnych – dodaje zarządzający Quercus TFI.

Na razie drożejące szybko CO2 w całości przenoszone jest na cenę prądu. To pozytywna informacja dla naszych wytwórców. Świadczy o tym, że znajdujące się pod presją marże na produkcji energii, nie będą się kurczyć. – Problem zacząłby się wtedy, gdyby regulator nie podniósł taryf dla gospodarstw domowych od przyszłego roku. Wtedy segment sprzedaży musiałby sprzedawać prąd poniżej kosztów wytworzenia dla 25 proc. rynku – tłumaczy Puchalski. Nie przewiduje jednak takiego scenariusza. Bo energetyka musi zarabiać, by część zysku kierować na inwestycje. Zarówno politycy, jak i regulator zapewne mają tego świadomość.

Jednakże fundamenty nie rozpieszczają wytwórców. Ci produkujący prąd głównie z węgla kamiennego, ze względu na wzrost jego ceny, powinni oczekiwać pogorszenia wyników (Enea i Tauron). To z kolei oznacza lepszą pozycję brunatnego paliwa (PGE i ZE PAK). Jest ono co prawda mocniej narażone na wzrost kosztów uprawnień do emisji, ale nawet obecne ich ceny rosną wolniej niż cena węgla. – Nawet przy obecnych 17 euro cały czas opłaca się produkcja z węgla brunatnego – twierdzi Puchalski. Zbyt wysoki koszt CO2 może jednak okazać się zbyt bolesny dla spółek. Stąd analityk pozytywnie ocenia ruchy w kierunku większej dywersyfikacji miksu PGE, które chce rozwijać projekty wiatraków morskich. Te wysiłki zauważa też Moody's.