Polityka państwa nie wywróci strategii firm

Podstawowy scenariusz polityki energetycznej Polski do 2050 r., zwany zrównoważonym, zakłada kontynuację dotychczasowych trendów i realizację podjętych już przez sektor decyzji m.in. inwestycyjnych.

Do połowy tego wieku węgiel (choć w nieco mniejszym zakresie niż dziś) i elektrownie oparte na tym paliwie, nadal mają być stabilizatorem bezpieczeństwa i gwarantem niezależności energetycznej kraju. Mówi się przy tym o wzroście efektywności spalania m.in. we wspieranych długofalowo źródłach kogeneracyjnych wytwarzających w jednym procesie prąd i ciepło.

Udział innych paliw będzie rozkładał się równomiernie na poziomie 15–20 proc. – Rola węgla w energetyce europejskiej będzie sukcesywnie malała, ale to nie znaczy zatrzymania bloków węglowych z dnia na dzień. Jeszcze przez wiele lat będą one podstawą systemu. W tym aspekcie warto zabezpieczyć swoją pozycję i zapewnić sobie kontrolę nad źródłami paliwa pierwotnego – uważa Dariusz Lubera, prezes Tauronu. Koncern chce mieć 50–70 proc. surowca do spalania z własnych kopalni.

Enea dąży zaś do obniżenia kosztu zakupów paliwa (temu służyło wypowiedzenie umowy Bogdance), ale nie precyzuje, czy będzie go kupować na zewnątrz, np. od KHW, czy brać go z własnych kopalń. Bo pojawiły się informacje, że jest zainteresowana przejęciem jednej ze wspomnianych firm.

Brunatny mniej opłacalny

Program, zwracając uwagę na konieczność restrukturyzacji kopalń i ewentualne uruchomienie nowych złóż, większy nacisk kładzie na pokłady węgla kamiennego. Brunatny co prawda nie zniknie całkowicie z miksu, ale jego udział może znacząco spaść po wyczerpaniu się obecnych złóż m.in. w Adamowie i Koninie (ZE PAK) oraz Bełchatowie (PGE). I choć zgodnie z wytycznymi państwa spółki powinny zabezpieczać warunki do eksploatacji złóż w Legnicy czy Gubinie, to jednocześnie mówi się o braku pozwolenia społecznego, które może plany nowych odkrywek zrównać z ziemią. Trzeba zauważyć, że legnickiego złoża, którego zasoby szacowane są na 15 mld ton, czyli pięciokrotnie więcej, niż wydobyto u nas od zakończenia drugiej wojny światowej, już nie opłaca się ruszać. Bo nie dość, że zostało ono zabudowane osiedlami, to jeszcze powstanie na nim trasa szybkiego ruchu S3. Z kolei Gubin czy Złoczew nadal wpisane są w strategię PGE. Spółka planuje tam kopalnię z siłownią o mocy do 3 tys. MW.

Tyle że – jak czytamy w PEP – „oczekiwany spadek kosztów technologii odnawialnych i przyjęte założenia wzrostu cen uprawnień do emisji CO2 podważają sens inwestowania w nowe moce wytwórcze na węgiel brunatny". Janusz Piechociński, wicepremier i minister gospodarki, stwierdził wręcz, że po wyeksploatowaniu bełchatowskiego złoża można tę elektrownię przestawić na węgiel kamienny. – Jeśli ceny energii będą utrzymywać się nadal na tak niskim poziomie, a koszty zakupu uprawnień do emisji CO2 zaczną szybko rosnąć, to PGE nie będzie opłacało się robić odkrywki złoża Złoczew czy Gubin i budować tam bloku – twierdzi Paweł Puchalski, szef działu analiz DM BZ WBK.

Ryzyka polityki klimatycznej

Z obecnie realizowanych projektów pod znakiem zapytania może stanąć budowa nowego bloku w Turowie. Projekt musi być dostosowany do restrykcyjnych norm środowiskowych wynikających z tzw. konkluzji BAT. Puchalski nie wyklucza jego zawieszenia, zwłaszcza w świetle ostatnich odpisów PGE.

Ale węgiel kamienny też ma pod górkę. – Ze względu na politykę klimatyczną węgiel jest w niełasce. Na razie nasze spółki realizują swoje strategie do 2020 r. i one nie powinny się raczej zasadniczo zmienić – uważa Bartłomiej Kubicki z Societe Generale. – Jednak wiele startych bloków w kolejnej dekadzie wypadnie z systemu. Dlatego już dziś spółki powinny myśleć o alternatywach, uwzględniając konieczność większej dywersyfikacji paliw – dodaje Kubicki.

– To, czy budowany blok w Jaworznie będzie ostatnim na węgiel w naszej grupie, zależy od warunków rynkowych i regulacji prawnych – mówi bez ogródek Lubera. Zwraca przy tym uwagę na dużą dynamikę zmian w kwestiach regulacyjnych i kierunkach wyznaczanych przez KE, które dziś zniechęcają do budowy tego typu bloków. Z kolei wiceprezes Enei Paweł Orlof podkreśla, że trudno dziś planować kolejny blok na węgiel kamienny bez znajomości przyszłych cen uprawnień do emisji CO2 i wsparcia dla inwestycji w moce stanowiące podstawę systemu.

Konieczne alternatywy

Według analityków jednym z właściwych kierunków rozwoju wydaje się energetyka wiatrowa na morzu. Najbardziej zaawansowane projekty mają u nas PGE i Polenergia. – Spółki powinny też obserwować zainteresowanie tematem energetyki rozproszonej i budowania własnych, przydomowych źródeł, np. w fotowoltaice, by wejść w ten segment, oferując pewne usługi – wskazuje Kubicki.

W tym temacie już pierwsze kroki stawia PGE i Tauron. Z kolei Enea chce niedługo aktualizować strategię, kładąc większy nacisk na m.in. energetykę rozproszoną.

Zdaniem Piotra Dzięciołowskiego z DM Citi Handlowy fotowoltaika ze względu na stosunkowo szybko spadające koszty rozwinie się też w Polsce, zwiększając udział w łącznej produkcji prądu. Jej zaletą jest relatywnie przewidywalna moc w przeciwieństwie do wiatru. Dopełnieniem tych technologii muszą być elektrownie konwencjonalne jako backup systemu. – Wielkie bloki odejdą jednak do lamusa. Jeśli spółki będą budować jednostki konwencjonalne po 2020 r., to raczej na gaz, by stabilizować pracę źródeł OZE. Przełomem może się okazać opracowanie ekonomicznie opłacalnej metody magazynowania energii – twierdzi Dzięciołowski.

Krzysztof Kubiszewski z DM Trigon twierdzi jednak, że energetyka na gazie nie przyjmie znaczącej skali, dopóki nie znajdziemy własnych złóż, np. niekonwencjonalnych. Spodziewa się, że nasze spółki – tak jak dziś niemieckie – będą nadal palić węglem, by stabilizować pracę OZE. Warunkiem jest elastyczność tych jednostek, którą oferują tylko nowoczesne technologie.

Energetycy wskazują na konieczność współistnienia małych bloków obok „wielkich czajników" działających w podstawie systemu. Do takich siłowni zaliczać się będą te na paliwo jądrowe. Do 2035 r. rząd widzi konieczność zainstalowania 6 tys. MW w tej technologii.

Bez względu na technologię nowe siłownie nie powstaną, jeśli nie będzie wsparcia. MG, mówiąc o konieczności zachęt inwestycyjnych, nie podaje instrumentów. Z decyzją o wdrożeniu konkretnych mechanizmów resort chce poczekać na propozycje unijne. – Wśród potencjalnych rozwiązań rozważane jest wdrożenie rynku mocy, skonstruowanie interwencji na rynku w postaci pewnej formy płatności mocowej, wypracowanie sposobu eliminacji zakłóceń, czyli np. nieefektywnych czy nadmiernych systemów wsparcia, lub też mechanizmu rezerwy strategicznej operatora systemu przesyłowego – wyliczają przedstawiciele MG.

[email protected]

– PEP 2050 legitymizuje strategię państwowych grup – twierdzi ekspert rynku energetycznego Filip Elżanowski, wspólnik kancelarii ECH&W

Czy czytając projekt „Polityki energetycznej Polski do 2050" widzi pan konieczność modyfikowania strategii grup tego sektora?

Kierunki zarysowane w dokumencie skonstruowano tak, by nie zaszkodzić w realizacji tego, co już robią spółki kontrolowane przez MSP. Powiem więcej, PEP 2050 legitymizuje strategię państwowych grup energetycznych.

Mają one inwestować w nowe moce nadal oparte głównie na węglu kamiennym (choć z malejącym udziałem), a także dywersyfikować źródła zgodnie z potrzebami, ale podążając za najniższymi kosztami dostępnego paliwa.

To dotyczy zarówno gazu, jak i odnawialnych technologii, które mają się rozwijać, ale przy racjonalnym wsparciu. Nawet element związany z rozwojem energetyki rozproszonej przez tzw. prosumentów ma być wpisany w budowanie wartości tego sektora.

Czyli spółki bezpiecznie mogą podejmować kolejne decyzje, np. o budowaniu mocy czy to konwencjonalnych, czy odnawialnych?

Tak skonstruowana polityka energetyczna daje szersze podstawy do podjęcia decyzji, jak choćby budowa nowych bloków w Opolu. Bo precyzuje strategię państwa co do surowca, na którym oparta będzie do 2050 r. polska energetyka. Być może ułatwi to teraz Enerdze podjęcie decyzji w sprawie projektu w Ostrołęce, istotnej dla systemu ze względu na lokalizację. Co więcej, PEP 2050 uzasadnia konieczność budowy bloków jądrowych. Mowa jest w nim o 6 tys. MW, co wyraźnie determinuje wielkość projektu jądrowego w Polsce oraz daje mandat do jego kontynuowania.

Dokument jest też wskazówką dla firm prywatnych posiadających koncesje na wydobycie węgla kamiennego i spółek chcących budować tu elektrownie oparte na spalaniu tego paliwa. Niezwykle istotna dla energetyki odnawialnej jest z kolei informacja o wsparciu dla OZE do 2035 r. Chodzi o to, by dać przekaz, m.in. dla inwestorów, że wielkoskalowe siłownie fotowoltaiczne czy wiatraki na morzu będą miały zapewnione długoterminowe wsparcie. Ale jeśli wezmą udział w aukcji np. w 2022 czy 2027 r., nie dostaną już kontraktu 15-letniego. W tym sensie PEP 2050 i ustawa o OZE powinny być skorelowane.

Pozytywny sygnał płynie też do spółek ciepłowniczych, bo mowa jest o wsparciu dla efektywnego wytwarzania w kogeneracji.

Nikt nie wybuduje kolejnych bloków bez mechanizmów wsparcia. PEP 2050 co prawda mówi o konieczności ich wprowadzenia, ale nie pokazuje instrumentów. Nie pokazano też ścieżki cen energii, które mogłyby być podstawą decyzji inwestycyjnych.

Jakiś rodzaj wsparcia tych projektów jest potrzebny. Bo z jednej strony spółki giełdowe z sektora muszą podejmować ekonomicznie uzasadnione decyzje. A z drugiej – realizując wytyczoną przez ich głównego właściciela misję bezpieczeństwa energetycznego – muszą zbudować moce w miejsce tych, które niedługo wypadną z systemu.

Na razie konkretnych instrumentów Ministerstwo Gospodarki nie chcę lub nie może pokazać. Bo wpływ na to, jaki kształt przybierze wsparcie, będzie miało to, co w tej sprawie powie KE. Chodzi też o koszty, które będą wysokie bez względu na to, czy ostatecznie będzie rynek mocy czy kontrakty różnicowe. A ponosić je będą odbiorcy.

Dlatego do tych zużywających najwięcej energii płynie komunikat o zachowaniu konkurencyjnej pozycji naszego przemysłu i wybieraniu jak najbardziej ekonomicznych technologii. Być może w przyszłości zamiast budowania własnych bloków jak dziś spółki takie jak Anwil czy KGHM będą kupować węgiel w kontraktach i zlecać np. PGE jego produkcję. To jednak będzie wymagało zmiany modelu biznesowego całej energetyki.

Nie mówi się też wiele o znaczeniu połączeń transgranicznych, które mogłyby zracjonalizować wydatki energetyki.

Połączenia między systemami są ważne, ale jako uzupełnienie w sytuacjach kryzysowych i element wpływający na konkurencyjność. Ich budowanie nie wyklucza własnych inwestycji w moce, które mają zapewnić bezpieczeństwo wewnętrzne. AWK