Cisza przed NABE, czyli 2022 rok okiem „wielkiej czwórki”

Proces transformacji energetycznej będzie się opierać na wydzieleniu aktywów węglowych ze spółek energetycznych. Zyskał już akceptację Komitetu Ekonomicznego Rady Ministrów. To zwiększa nadzieję firm na rychłe rozpoczęcie procesu, który uwolni środki na OZE.

Energetyka w dobie transformacji przyzwyczaiła nas do nowych inwestycji. Jednak od momentu pandemii koronawirusa spółki elektroenergetyczne, na barkach których leży los dekarbonizacji, nie podejmują nowych inicjatywy inwestycyjnych. Są realizowane tylko projekty już zainicjowane przed 2020 r., a więc budowa mocy gazowych czy offshore. Powód? Spółki czekają na rozstrzygnięcie krajowych i europejskich regulacji. Zwłaszcza jeśli chodzi o powstanie Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE).

Orlen patrzy na Bałtyk

Rok 2022 będzie dla PKN Orlen w sektorze elektroenergetyki stał pod znakiem inwestycji w morskie farmy wiatrowe. Spółka podkreśla, że transformacja energetyki w kierunku zero- i niskoemisyjności stanowi wyzwanie dla wszystkich producentów energii, szczególnie w zakresie kosztów inwestycyjnych. Z odpowiedzi, które nadesłał do nas PKN Orlen, kontrolujący Energę, wynika, że spółka zamierza skorzystać ze zmian poczynionych w ostatnich latach w sektorze OZE. – Stronie rządowej udało się wypracować odpowiednie mechanizmy, które z jednej strony mają na celu dynamizację tego procesu, a z drugiej – zapewniają bezpieczeństwo dostaw. Mam na myśli m.in. system aukcyjny OZE, system wsparcia offshore czy rynek mocy. To dobre rozwiązania, które po przygotowaniu dopełniających je zmian legislacyjnych, pozwolą na dalszą transformację polskiej energetyki – uważa prezes Daniel Obajtek komentujący dla „Parkietu", kierunki działań spółki na 2022 r.

Prezes Obajtek potwierdza, że w 2022 r. najważniejsze będą działania zmierzające do rozwoju projektów offshore. – Prowadzimy intensywne prace przygotowawcze w ramach posiadanej koncesji. Realizację pierwszego projektu rozpoczniemy już w 2024 r. Dlatego za kluczowe traktujemy podjęcie decyzji dotyczącej portu instalacyjnego – podkreślił. Dla Orlenu ważne będzie także podjęcie decyzji o wykorzystaniu jednego z portów krajowych przy budowie offshore. Decyzji można spodziewać się w tym roku. Prezes Obajtek bierze pod uwagę Gdynię, ale coraz mocniej mówi się także o Gdańsku. Te wątpliwości wynikają z zastoju decyzyjnego i braków technicznych portów. Prezes Obajtek nie odnosi się co prawda do tych kwestii, dodaje jednak, że należy pamiętać, że obiekt ten musi spełniać szereg ściśle określonych wymogów technicznych. – W tym m.in. umożliwić bezpieczną nawigację z większymi jednostkami, w szczególności instalacyjnymi, a przy tym nie wyłączyć portu z normalnego użytkowania – mówi Obajtek. Przypomnijmy, że kwestie, o których mówi prezes PKN Orlen, to największe zastrzeżenia wobec portu w Gdyni jako porcie instalacyjnym.

Orlen złożył już także dziesięć na jedenaście możliwych wniosków lokalizacyjnych na nowe koncesje offshore poza będącym już na zaawansowanym etapie projektem Baltic Power. – W interesie naszej gospodarki jest rozdysponowanie tych koncesji. Jak najszybsza budowa kilkunastu farm pomoże zachować dynamikę ambitnej ścieżki transformacji energetycznej. Jesteśmy gotowi, by być liderem tego procesu – mówi prezes. Łączna moc wszystkich jedenastu lokalizacji to ok. 10–11 GW.

Drugą kwestią, którą będzie się zajmować Orlen, jest projekt realizowany przez Energę, a więc budowa gazowej elektrowni w Ostrołęce. Budowa bloku gazowego w Ostrołęce o mocy 745 MW ruszy w 2022 r., a dokładnie może się to stać w połowie roku. Mimo wciąż trwających rozmów z PGNiG dot. inwestycji w Ostrołękę Energa zapewnia, że budowa bloku gazowo-parowego w Ostrołęce zabezpieczona jest od strony finansowej głównie poprzez zawartą umowę mocową z PSE.

Proces tworzenia NABE nie dotyczy głównie Orlenu, mimo to jak mówi nam prezes Obajtek, spółka wspiera realizację koncepcji powołania NABE oraz bezpośrednio uczestniczy w pracach, które są w tym celu prowadzone.

PGE zmaga się z EU ETS

Największa spółka elektroenergetyczna w kraju, Polska Grupa Energetyczna, podkreśla, że elektrownie są zmuszone kupować uprawnienia do emisji CO2, których ceny w 2021 r. znacząco wzrosły. – W konsekwencji koszt wytworzenia energii składa się w większości z kosztu zakupu uprawnień do emisji CO2. System EU ETS niestety nie zdaje egzaminu, zamiast motywować do inwestycji w zieloną energetykę, uniemożliwia finansowanie inwestycji transformacyjnych – uważa Wojciech Dąbrowski, prezes PGE. W tym kontekście jawi się jednak światełko w tunelu. Eurodeputowani do Parlamentu Europejskiego, prof. Jerzy Buzek i Niemiec Peter Liese, składają propozycje o korektę systemu, ograniczając możliwe spekulacje na rynku EU ETS.

PGE widzi także duże wyzwania, ale i szanse rynkowe w związku z raportowaniem ESG (opis działań podejmowanych przez firmy z punktu widzenia ich wpływu na ochronę środowiska, dbanie o społeczeństwo i prowadzenie ładu korporacyjnego) w związku z wejściem w życie rozporządzenia w sprawie taksonomii Unii Europejskiej klasyfikującej, w jakim stopniu działalność przedsiębiorstw oraz ich inwestycje są zrównoważone środowiskowo. – Taksonomia bezpośrednio będzie więc wpływała na możliwość realizacji nowych inwestycji. Z tego powodu szczególnego znaczenia nabiera wdrożenie programu transformacji sektora elektroenergetycznego – podkreśla prezes Dąbrowski.

Jego zdaniem utworzenie NABE to projekt kluczowy dla realizacji strategii PGE oraz dla polskiej energetyki w ogóle. PGE w tym roku kończy porządkowanie struktur w ramach wydzielenia aktywów węglowych do NABE. Koncern będzie także czekał na efekt prac firmy doradczej w procesie wydzielenia aktywów węglowych. Jest nią KPMG Advisory, która już współpracowała przy opracowaniu dla Ministerstwa Aktywów Państwowych koncepcji transformacji sektora elektroenergetycznego.

PGE planuje wreszcie emisję nowej serii akcji i zdobycie 3,2 mld zł na sfinansowanie projektów w obszarze OZE, źródeł niskoemisyjnych i sieci. Zgodę musi jeszcze wydać walne zgromadzenie spółki, które zaplanowano na marzec.

Enea wdraża strategię

Prezes Enei Paweł Szczeszek podkreśla w rozmowie z „Parkietem", że dla jego spółki 2022 r. będzie czasem wdrażania zaktualizowanej pod koniec ubiegłego roku strategii rozwoju. – Aktualizacja naszych założeń do 2030 r. i z perspektywą do 2040 r. była konieczna m.in. przez zmieniające się realia i otoczenie, w którym funkcjonują koncerny energetyczne – mówi prezes spółki. Jednym z głównych założeń strategii jest wydzielenie ze struktur grupy aktywów związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej w konwencjonalnych jednostkach węglowych. – Enea będzie rozwijała odnawialne źródła energii – stawiamy na zrównoważoną transformację budującą wzrost wartości grupy – zapowiada prezes, podkreślając, że długofalowym celem jest osiągnięcie neutralności klimatycznej do 2050 r.

Spółka może w tym roku podjąć także wstępne decyzje dotyczące przyszłości bloków 200 MW w Kozienicach i ich konwersji z węgla na gaz. To konieczne, aby Enea mogła zgłosić te bloki do aukcji rynku mocy. Co ważne – podobnie jak w przypadku PGE – akcjonariusze spółki zdecydują w marcu o emisji do 88,29 mln akcji. Spółka chce pozyskać 700 mln zł na inwestycje w dystrybucję. Enea chciałaby, aby te akcje objął Skarb Państwa. Także i ta emisja budzi pytania o sens i potrzeby finansowe spółki.

Tauron liczy na Brukselę

Tauron z kolei podkreśla, że w najbliższych latach planowane jest przyjęcie, a następnie wdrożenie pakietu „Fit for 55" związanego z realizacją celu redukcji emisji gazów o co najmniej 55 proc. do 2030 r. – Z perspektywy sektora elektroenergetycznego szczególnie istotne jest zachowanie równowagi pomiędzy państwami członkowskimi UE i poszczególnymi gałęziami gospodarki w kontrybucji do tego celu – podkreśla Artur Michałowski, p.o. prezesa Tauronu. Prezes podkreśla, że na rok 2022 planowane są negocjacje – i być może w przypadku części dokumentów finalizacja prac – nad regulacjami w ramach pakietu „Fit for 55". Michałowski dodaje ponadto, że KE planuje publikację uzupełniającego aktu delegowanego do tzw. taksonomii, który określi techniczne możliwości kwalifikacji gazu i energetyki jądrowej jako technologii przejściowych. Zwraca uwagę, że poza spodziewanymi zmianami strukturalnymi należy zauważyć, że trwają prace nad zmianami dwóch kluczowych ustaw – Prawo energetyczne i ustawy o odnawialnych źródłach energii. – Wdrożenie poprzez te ustawy dyrektywy rynkowej i dyrektywy o odnawialnych źródłach energii skutkować będzie wzrostem możliwości działania konsumentów m.in. poprzez skrócenie terminu zmiany sprzedawcy czy możliwości funkcjonowania w ramach społeczności energetycznych – mówi prezes. Nie widzi on także zagrożenia dla dalszego rozwoju energetyki prosumenckiej. – Należy się też spodziewać dalszego dynamicznego rozwoju energetyki odnawialnej, w szczególności w małych źródłach podłączanych do sieci dystrybucyjnej – wskazuje menedżer Tauronu.

Firmy podkreślają, że dalsze postępy przy utworzeniu NABE, zdjęcie z kluczowych wytwórców energii elektrycznej obciążeń związanych m.in. z zakupem uprawnień do emisji CO2 będzie warunkowało tempo transformacji.