Niedźwiedzia przysługa dla rynku energii

(CC By-NC-SA Diogo Martins)

W ostatniej dekadzie powstała w Polsce tylko jedna nowa duża elektrownia, choć plany budowy zakładów ogłaszało wielu poważnych inwestorów. Niemiecki koncern RWE, Energa, Kulczyk Holding, Zakłady Azotowe Puławy, KGHM, PGNiG czy szwedzki Vattenfall, który zamiast budować ostatecznie wycofał się z Polski.

Symptomatyczne jest też to, że polskiemu rządowi nie udało się w ostatnich latach sprzedać dwóch wielkich firm energetycznych: Enei i Zespołu Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin. Pod znakiem zapytania stoi wciąż prywatyzacja koncernu Energa, a planowana rozbudowa istniejących elektrowni ślimaczy się. Mimo, że stale rośnie popyt na prąd, że szybko rosną jego ceny, i że mówi się, że za kilka lat Polsce może zacząć go brakować.

Jedną z głównych przyczyn takiego stanu rzeczy są kontrakty długoterminowe, jakie w latach 1994-1998 firma PSE, państwowy operator sieci przesyłowej, zawarła z częścią polskich elektrowni. W tamtym okresie nasze elektrownie przynosiły niewielkie zyski, miały niewielką zdolność kredytową, a potrzebowały dużych pieniędzy na inwestycje. Przede wszystkim na inwestycje ekologiczne, w związku z zaostrzającymi się normami ochrony środowiska, jak instalacje odsiarczania, modernizacja kotłów, bardziej ekologiczne bloki do produkcji energii, np. gazowe.

Ze względu na charakter tych inwestycji, ich duży koszt oraz niską rentowność naszych elektrowni nie było większych szans, żeby sfinansowały to banki. Remedium na to miały być kontrakty długoterminowe, które gwarantowały, że elektrownie będą dostawać wyższą cenę za energię elektryczną wytwarzaną w nowych lub zmodernizowanych blokach. Wyższa cena miała obowiązywać do momentu aż inwestycja się zwróci, czyli nawet przez 20-25 lat. Koszty tej operacji przerzucono na wszystkich odbiorców, doliczając je do rachunków za prąd.

Dzięki KDT-om dysponujące nimi elektrownie zaciągnęły kredyty inwestycyjne na sumę 20 mld zł i rzeczywiście zaczęły masowo modernizować. Kontrakty długoterminowe sprawiały, że duża część polskiej energetyki nie podlegała regułom wolnorynkowym. Pozwalały utrzymywać się na rynku najdroższym wytwórcom i nie mobilizowały ich do restrukturyzacji. A to zniechęcało inwestorów, którzy z góry stali na gorszej pozycji.

Gdy Polska weszła do UE, kontrakty długoterminowe uznane zostały za niedopuszczalną pomoc publiczną, sprzeczną z prawodawstwem unijnym. W 2007 r. prezydent podpisał ustawę o ich rozwiązaniu. W praktyce niezbyt wiele to zmieniało, bo elektrownie, które dysponowały KDT-ami, na mocy tej ustawy miały dostawać  jeszcze przez wiele lat rekompensaty z tytułu kosztów wynikłych z wcześniejszego rozwiązania tych kontraktów. Obliczono, że łączna suma rekompensat wyniesie 12,5 mld zł, ale co roku miały one być indeksowane grubo powyżej wskaźnika inflacji (w oparciu m.in. o cenę gazu).

(Opr. DG/ CC By-NC-SA deHaines)

W latach 2008 – 2010 firmy, objęte tym systemem, wystąpiły o 6,2 mld zł rekompensat (na razie otrzymały 4,2 mld zł). Wnioski za 2011 r. mają opiewać na łączną kwotę 1,8 mld zł. Te kwoty znacząco wpływają na polski rynek energii, bo dzieli je dziś między siebie tylko kilku graczy (m.in. Polska Grupa Energetyczna, Tauron i Enea), którzy dzięki temu umacniają rynkową pozycję.

Halina Bownik – Trymucha, dyrektor departamentu promowania konkurencji Urzędu Regulacji Energetyki, przekonuje, że dziś większy wpływ na decyzje inwestorów, zainteresowanych polskim rynkiem energetycznym ma ryzyko związane z koniecznością kupowania uprawnień do emisji CO2. To nie oznacza jednak, że nie biorą oni pod uwagę faktu, iż największym producentom prądu rekompensaty wciąż dają przewagę.

PSE Operator, państwowa firma zarządzająca głównymi sieciami przesyłowymi, postuluje żeby doprowadzić w Polsce do regionalnego zróżnicowania cen prądu. Wyższe ceny miałyby być w tych regionach, gdzie dziś jest za mało elektrowni, gdzie trzeba przesyłać prąd z innych części Polski, a więc na dalsze odległości, co generuje większe koszty (im dalej od elektrowni do odbiorcy, tym droższy przesył prądu, głównie ze względu na straty energii powstające podczas przesyłu). Miałoby to sprawić, że firmom energetycznym opłacałoby się tam zbudować nowe elektrownie. A potrzeba nowych bloków jest w Polsce ogromna.

W branży energetycznej i wśród polityków zaczyna się jednak upowszechniać opinia, że rynek sam nie poradzi sobie nie wystarczy, by Polska nie była zagrożona deficytem prądu, by nasza energetyka wystarczająco dużo i szybko inwestowała w modernizację i budowę nowych elektrowni. Podczas publicznych debat na ten temat padają propozycje i postulaty, oznaczające zwiększenie interwencjonizmu państwa.

Jedni zachęcają do przyjęcia systemu stosowanego m.in. w Niemczech, określanego mianem „feed in tarrif”. Polega on na tym, że firmom budującym nowe elektrownie państwo zapewnia wyższe ceny energii z takich zakładów na okres zwrotu tych inwestycji. Halina Bownik-Trymucha z URE zwraca jednak uwagę, że ten system jest bliźniaczo podobny do kontraktów długoterminowych.

Bardziej rynkowym rozwiązaniem wydają się być tzw. kolorowe certyfikaty, którymi dziś wspiera się w Polsce rozwój energetyki odnawialnej i tzw. kogeneracji. Na firmy handlujące prądem nałożono obowiązek kupowania i sprzedawania określonej przez przepisy ilości energii elektrycznej, pochodzącej ze źródeł odnawialnych i kogeneracyjnych (ta ilość z roku na rok rośnie). By udowodnić, że wywiązały się z obowiązku, firmy muszą okazać tzw. zielone certyfikaty, które kupują wraz z energią od producentów bazujących na źródłach odnawialnych.

Taki system – jeśli jest dobrze skonstruowany i realizowany – powinien prowadzić do boomu inwestycyjnego w energetyce odnawialnej. Dlatego Prof. Krzysztof Żmijewski, znany ekspert, proponuje, żeby rozciągnąć go na wszystkie nowe inwestycje w energetyce. Czyli, żeby kolorowe certyfikaty przysługiwały każdej nowo zbudowanej elektrowni, a firmy handlujące prądem musiały od nich kupować energię elektryczną razem z tymi certyfikatami.

Rozważając to rozwiązanie, trzeba jednak wziąć pod uwagę, że dotychczasowy system kolorowych certyfikatów w Polsce został źle skonstruowany i dlatego nie przyniósł oczekiwanych rezultatów (m.in. dlatego, że objęto nim także tzw. współspalanie drewna i biomasy w elektrowniach węglowych oraz   istniejące od lat elektrownie wodne, które dawno ich właścicielom się zwróciły). Niestety, przy rozbudowywaniu tego systemu istnieje ryzyko, że rząd znów popełni przy jego konstruowaniu poważne błędy.  Takie ryzyko istnieje zawsze, gdy państwo bierze się za regulowanie gospodarki.

Z podobnym problemem zmaga się obecnie wiele krajów europejskich. Tam także pojawiają się postulaty, by państwo wspierało inwestycje w energetyce. Na Węgrzech posunięto się do tego, że podpisano z państwowymi producentami prądu kontrakty długoterminowe tylko po to, żeby je łatwiej było sprywatyzować.

Najciekawsze jest to, że z jednej strony branża energetyczna w Polsce mówi o tym, że państwo znów powinno finansowo wesprzeć inwestycje w energetyce. Z drugiej zaś największym producentom prądu w Polsce nie brakuje dziś pieniędzy na modernizację elektrowni czy budowę nowych. W realizacji inwestycji przeszkadzają im teraz przede wszystkim bardzo długotrwałe i uciążliwe formalności związane z uzyskaniem pozwolenia na budowę. Menedżerowie z tej branży o potrzebie wsparcia finansowego inwestycji przez państwo mówią więc pewnie dlatego, że w takim wsparciu – po kontraktach długoterminowych – po prostu zasmakowali, że dzięki niemu ich firmy osiągnęłyby lepsze wyniki i znacząco zmniejszyły swe ryzyko inwestycyjne.

(CC By-NC-SA Diogo Martins)

rekompensaty CC BY-NC-SA deHaines

Poprzednie zdjęcie> Następne zdjęcie Zamknij pokaz zdjęć