Energetyka chce pieniądze nie tylko za energię, ale i za moc

(infografika Darek Gąszczyk/CC BY lydia_shiningbrightly)

Zdaniem przedstawicieli wielkiej energetyki opartej o węgiel, gaz i atom, dni idei budowy europejskiego rynku opartego o zasadę tzw. miedzianej płyty, czyli bez żadnych ograniczeń w przepływie elektryczności, są już policzone. Kryzys wywołał spadek zapotrzebowania na energię i zdusił jej ceny. Rośnie równocześnie udział w europejskiej mieszance hojnie dotowanego „zielonego” prądu z wiatraków i paneli słonecznych. Wypiera on pozbawioną dopłat energię tradycyjną.

Konsekwencją będzie nadejście ery tzw. rynku mocy. Dziś w efekcie gry pomiędzy popytem i podażą elektrownie otrzymują pieniądze za wytworzoną energię, a chciałyby otrzymywać ją jeszcze za gotowość do jej wytworzenia. Najchętniej też podpisałyby długoterminowe umowy na odbiór energii po zagwarantowanej stawce.

Marek Woszczyk, prezes Urzędu Regulacji Energetyki, zauważa symptomy resentymentu energetyki do kontraktów długoterminowych (KDT), gwarantujących elektrowniom odbiór energii. W latach 90. XX w. był to sposób na „uzbrojenie” części elektrowni w narzędzia finansowe umożliwiające zaciągnięcie kredytów na modernizację.

– Widać to nie tyle jeszcze w Polsce, co w niektórych państwach Europy, które już podjęły decyzje w tym zakresie. Rozwiązania te opisuje się dzisiaj najczęściej jako „rynek mocy” lub „mechanizm wynagradzania zdolności wytwórczych”. Nie mają one oczywiście takiej samej konstrukcji prawnej, jaką miały polskie „kadety”, jednak ich funkcja jest dość podobna – gwarantować wytwórcom stabilny długookresowo strumień przychodów. Koncepcję rynku mocy sprowadza się więc najczęściej do płatności nie tylko za energię elektryczną, ale i za utrzymywanie zdolności do jej wyprodukowania – mówi szef regulatora.

Lobbing producentów prądu

Zdaniem Woszczyka tak rozumiany rynek mocy ma jedną wadę.

– Ogranicza i zaburza rozwój konkurencji na rynku, a to co do zasady nie jest korzystne dla odbiorców. Do tego tematu trzeba zatem podchodzić niezwykle roztropnie. Nieprzemyślane objęcie takim mechanizmem wsparcia energetyki w dzisiejszym kształcie groziłoby utrwaleniem wciąż jeszcze istniejących w branży nieefektywności – uważa prezes URE.

Za wsparciem coraz głośniej opowiadają się w Polsce najwięksi producenci prądu, czyli PGE oraz Tauron, spółki kontrolowane przez Skarb Państwa. Mogą oni liczyć na silne wsparcie zagranicznych inwestorów takich jak EDF czy GDF Suez z Francji, które także dysponują sporym udziałem w polskim rynku.

Za rozwiązaniami korzystnymi dla koncernów energetycznych lobbują także firmy wykonawcze, dla których zamrożenie w wyniku załamania rynku sporej części projektów inwestycyjnych w Europie, może oznaczać widmo strat i zwolnień. Jeden z nich, koncern GE, opublikował raport, w którym postuluje objęcie firm energetycznych planujących budowę nowych elektrowni specjalnym wsparciem.

Amerykanie, którym pomaga think-tank E3G, proponują wprowadzenie kontraktów długoterminowych zawieranych pomiędzy odbiorcami energii a jej dostawcami oraz stałych i gwarantowanych cen na zakup wytwarzanej energii z elektrowni niskoemisyjnych. W opinii autorów niezrealizowanie tych postulatów spowoduje, że europejska energetyka nie będzie się mogła rozwijać.

W obronie firm odwołujących kolejne inwestycje – od 2012 r. w Europie zrezygnowano z ponad 30 GW mocy, a w Polsce najbardziej spektakularne było zamrożenie Rybnika (EdF) i Opola (PGE) łącznie za blisko 20 mld zł – stanęły również potężne organizacje polskie, takie jak m.in. Pracodawcy Rzeczypospolitej Polskiej – podczas ostatniego Polskiego Kongresu Gospodarczego o pomoc dla firm energetycznych apelował prezydent Andrzej Malinowski.

(infografika Darek Gąszczyk/CC BY-NC-SA muora)

Trudno przewidzieć przyszłe ceny

Zdaniem wszystkich producentów spadek cen energii uniemożliwia dziś inwestowanie w kosztowne bloki energetyczne (za postawienie jednostki o mocy 900 MW trzeba dziś zapłacić ok. 5 mld zł). Zdaniem PwC i ING, autorów trzeciej edycji raportu o finansowaniu energetyki pt. „Nie tylko wytwarzanie”, przy dzisiejszych cenach uprawnień do emisji CO2 (europejskie elektrownie muszą płacić za „trucie” atmosfery) oraz węgla progiem dla opłacalności inwestycji jest cena energii elektrycznej na poziomie co najmniej 200 zł za MWh.

Według analityków Espirito Santo zwrot z zainwestowanego kapitału możliwy jest dopiero przy 222 zł/MWh dla węgla kamiennego i 173 zł/MWh w przypadku węgla brunatnego. Analiza danych z Towarowej Giełdy Energii pokazuje, że na tyle dziś nie można liczyć, bo za MWh energii producent dostaje 150-160 zł i nic nie wskazuje, że stawka pójdzie w górę.

Zdaniem Ireneusza Łazora, prezesa TGE, próba przewidzenia cen energii przypomina dziś próbę wyczytywania przyszłości z kryształowej kuli.

– Banki chcą dziś wiedzieć jak będą wyglądały ceny energii za kilkadziesiąt lat, bo z tego wynikają przyszłe przepływy pieniężne. Dziś tego nikt nie wie i tak naprawdę nigdy nie wiedział. Nie ma szklanej kuli. Nawet jeśli dzisiaj ceny byłyby wysokie, to kto zagwarantuje, że utrzymają się one przez trzy dekady? Nikt – mówi Łazor.

Szef TGE jest zdania, że dzisiejszy wzrost PKB nie wystarczy jednak, aby w najbliższym czasie podźwignąć ceny.

– Musimy pamiętać, że spowolnienie nie będzie trwać wiecznie. To banalne stwierdzenie, ale nie możemy o nim zapominać: jak spada, to znaczy, że będzie rosło – zaznacza.

Dzisiaj jednak cena spada i to dlatego PGE odwołała na początku kwietnia budowę 1800 MW mocy w elektrowni Opole. Tymczasem zdaniem nadzorującego spółkę Ministerstwa Skarbu Państwa oraz czuwającego nad sektorem Ministerstwa Gospodarki rozbudowa tej siłowni była ważna z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego kraju. Mówiąc wprost: kiedy w latach 2016-2019 na kłódkę zamykane będą najstarsze polskie elektrownie o łącznej mocy do 6500 MW, w Polsce może zacząć brakować prądu. Wcześniej projekty do zamrażarki włożyło EdF, Fortum, RWE, a opłacalność wielu innych inwestycji wisi na włosku. Efekt – z deklarowanych w 2008 r. 21,5 GW nowych mocy dzisiejsze plany polskich firm zmniejszyły się do 12,1 GW.

– Nie znam szczegółowych powodów podjęcia decyzji przez PGE, więc nie potrafię się do niej odnieść. Nie jest zresztą rolą regulatora rynku ustosunkowywanie się do poszczególnych decyzji inwestycyjnych tego czy innego wytwórcy energii. Decyzje takie podejmują i ponoszą za nie odpowiedzialność zarządy poszczególnych spółek. Natomiast jest rolą regulatora rynku monitorowanie funkcjonowania systemu elektroenergetycznego w zakresie bezpieczeństwa dostarczania energii elektrycznej. W tym kontekście interesują mnie konsekwencje sumy decyzji inwestycyjnych w energetyce. Już od kilku lat widać, że sytuacja w zakresie średnioterminowego bilansu mocy w systemie elektroenergetycznym – tzn. stosunku podaży mocy do zapotrzebowania szczytowego – jest napięta; po decyzji dotyczącej Opola stała się napięta jeszcze bardziej – uważa Marek Woszczyk.

Zdaniem PwC oraz ING zestawienie nawet zmodyfikowanej prognozy zapotrzebowania na energię z harmonogramem wycofań starych oraz przyrostu nowych jednostek pozwala wnioskować, że w systemie do 2020 r. jest miejsce na 6-9 nowych bloków o mocy ok. 900 MW.

„Biorąc pod uwagę fakt, że jedynie trzy projekty budowy nowych jednostek węglowych są w wysokim stopniu zaawansowane, nadal jest miejsce na realizację kilku kolejnych” – piszą Piotr Łuba z PwC i Kazimierz Rajczyk z ING.

(infografika D. Gąszczyk/CC BY-NC freefotouk)

Można zmniejszyć ryzyko

Gdzie szukać przepisu na ich realizację? Prezes Towarowej Giełdy Energii uważa, że rozwiązaniem inwestycyjnego pata, może być odmiana tzw. rynku mocy, opartego na korytarzu cen.

– To pomogłoby inwestować w nowe moce. Bank dostaje do ręki instrument, który pozwoli obliczyć minimalne i maksymalne przepływy finansowe dla danego bloku. Można to osiągnąć stosując kontrakt różnicowy. W takim scenariuszu energia objęta jest ceną ograniczoną od góry i od dołu. Jeśli cena rynkowa jest powyżej górnej granicy, wytwórca oddaje nadwyżkę. Jeśli spada poniżej minimum, otrzymuje różnicę do kieszeni. Proszę spojrzeć jak działa rynek obligacji długoterminowych. Do wyliczania ich oprocentowania podawana jest formuła, według której obligacje są indeksowane. Czyli nikt nie ryzykuje w długim horyzoncie czasu – uważa Ireneusz Łazor.

– Formuła daje bezpieczeństwo. Podobnie powinno być w energetyce. W ten sposób nie odbieramy rynkowi płynności, bo energia będzie nadal w obrocie, a dodatkowo korzystamy również z instrumentu finansowego. Każde inne rozwiązanie zabierze płynność rynkowi i zamiast koniecznej liberalizacji, cofniemy się do połowy lat 90. XX wieku – podkreśla szef TGE.

Zdaniem szefa giełdy energii wsparciem nie powinny być obejmowane najstarsze elektrownie. Nasz rozmówca zauważa bowiem myślenie o chęci powrotu do kontraktów długoterminowych. Tylko w latach 2008-2012 z tytułu rozwiązanych pod naciskiem Komisji Europejskiej (niedozwolona pomoc publiczna) KDT-ów do kilkunastu elektrowni trafiło ponad 8 mld zł. W tym czasie powstał tylko jeden duży i niskoemisyjny blok węglowy w Bełchatowie.

Reszta pieniędzy rozpłynęła się w firmach energetycznych. Kontrakty podpisywano w latach 90. XX, bo bez nich elektrownie nie były w stanie zaciągać jakichkolwiek zobowiązań na modernizacje niezbędne do dalszej produkcji energii elektrycznej. Powrót do „kadetów” zdaniem Łazora nie byłby dobrym rozwiązaniem.

– Energetyka to nadal sektor, w którym restrukturyzacja i prywatyzacja nie jest zakończona. Objęcie energetyki wsparciem ma pomóc w inwestowaniu i poprawić płynność. Nie można zatrzymać zmian w sektorze. Pomijając kwestię zatwierdzenia takiej pomocy przez Komisję Europejską, „kadety-bis” doprowadziłyby do zaprzepaszczenia kilkunastu lat liberalizacji rynku – kwituje szef TGE.

Podobnego zdania jest prezes URE.

– Polski sektor energetyki nie przeszedł jeszcze pełnej ścieżki restrukturyzacji i z tego powodu proste nałożenie nań czegoś w rodzaju „kadetów-bis” oznaczałoby spowolnienie jeśli nie zatrzymanie się na drodze do urynkowienia energetyki. Nie chcę przez to powiedzieć, że wszystkie segmenty energetyki czy wszystkie podmioty tego sektora znajdują się na tym samym etapie dostosowania do reguł efektywnej konkurencji, jednak sektor jako całość jest wciąż moim zdaniem niestety bliżej początku tej drogi niż końca – mówi Marek Woszczyk.

Nasz rozmówca zwraca uwagę, że w sektorze energetyki topnieją środki przekazywane rocznie wytwórcom na pokrycie kosztów osieroconych po rozwiązaniu kontraktów długoterminowych, a to może rodzić presję na zastąpienie tej formy pomocy publicznej kolejną formą wsparcia.

– Energetyka, jako branża, ma świadomość strategicznego charakteru gałęzi gospodarki, którą reprezentuje. To wciąż w widocznym stopniu rodzi pokusę wykorzystywania takiej pozycji kosztem innych segmentów gospodarki, wliczając w to odbiorców końcowych. Gdyby nie członkostwo Polski w UE i wynikające z dyrektyw unijnych wymagania, sektor nie byłby pewnie nigdy poddany takim reformom, z jakimi mamy do czynienia. Dlatego dyskusja nt. tzw. rynku mocy nie może się skończyć w żadnym razie kadetami-bis. Jeżeli naprawdę niezbędny jest nam mechanizm wspomagający inwestycje konieczne do zbilansowania popytu i podaży mocy, to musi to po pierwsze być mechanizm przejrzysty i efektywny, a więc dedykowany tylko dla nowych inwestycji, a po drugie mechanizm o możliwie najmniejszym negatywnym wpływie na rozwój konkurencji, a więc korzystający z rozwiązań jak najbardziej zbliżonych do rynkowych – stwierdza Woszczyk.

(infografika D. Gąszczyk/CC BY by ell brown)

Energetyka ma nadmierne koszty zatrudnienia

Autorzy opracowania GE zauważają, że wprowadzenie mechanizmów pomocy faktycznie jest trudne do przeprowadzenia. „Wymaga zaangażowania Komisji Europejskiej i rządów poszczególnych krajów. A tak naprawdę, znaczącą zmianę polityki KE, która kontrakty długoterminowe traktowała i traktuje jako niedozwoloną pomoc publiczną. Warto tu pamiętać, że gdy Polska wchodziła do Unii Europejskiej, na żądanie KE musiała rozwiązać wszystkie zawierane z wytwórcami energii kontrakty długoterminowe, a odszkodowaniem za zerwane kontrakty obciążyć konsumentów (poprzez tzw. opłatę przejściową)” – zauważają eksperci GE.

Sprzeciw ekspertów dla szerokiego objęcia wsparciem energetyki wynika z gigantycznego przerostu zatrudnienia w polskich elektrowniach liczony w tysiącach energetyków. Większość elektrowni i firm zajmujących się dystrybucją energii do zwolnienia się z pracy musi przekonywać liczonymi w setkach tysięcy złotych wypłatami, bo w połowie ubiegłej dekady energetycy wywalczyli gwarancje zatrudnienia. Pierwsze z nich zaczną wygasać dopiero od 2014 r.

Zdaniem analityków DM BZ WBK, największy przerost zatrudnienia wśród firm energetycznych w Polsce jest w Tauronie a planowana restrukturyzacja o wartości 1 mld zł możliwych oszczędności nie wyczerpuje nawet w połowie. Analitycy tego biura maklerskiego wzięli pod lupę sektor wytwarzania trzech polskich grup energetycznych (PGE, Tauronu i Enei) i porównali je z ośmioma firmami w Europie, m.in. z RWE w Niemczech i Wielkiej Brytanii, E.ON Rosja, CEZ w Czechach i Bułgarii.

– Wyniki są szokujące – kwituje Paweł Puchalski, szef biura analiz DM BZ WBK. – Średnie zatrudnienie we wszystkich przebadanych spółkach wynosi 0,45 pracownika na megawat zainstalowanej mocy i jest dwa razy niższe niż w Polsce. Takie przeludnienie fatalnie wpływa na wyniki operacyjne PGE, Tauronu i Enei – zauważa Paweł Puchalski.

Jak można przeczytać w raporcie domu maklerskiego, liczba etatów w przebadanych elektrowniach bez uszczerbku dla działalności z dnia na dzień mogłaby spaść łącznie o blisko 10 tys. (5,3 tys. w PGE, 3,7 tys. w Tauronie i 1 tys. w Enei).

– Jeśli dołożyć do tego przerost zatrudnienia na podobnym poziomie w pozostałych segmentach działalności koncernów energetycznych, można powiedzieć, że wyniki PGE i Enei są dziś zaniżone odpowiednio o 36 i 44 proc. Tauron z optymalnym zatrudnieniem byłby hipotetycznie w stanie podwoić dzisiejszy wynik – szacuje Paweł Puchalski.

Ale tego nie zrobi, bo zaplanowane redukcje obejmą ok. 10 proc. załogi. Wśród ekspertów z branży panuje przekonanie, że przerost zatrudnienia w państwowych spółkach z sektora wynosi 20-25 proc.

Z tezą o gigantycznym przeroście zatrudnienia nie zgadza się Władysław Mielczarski, ekspert rynku energetyki, współautor konsolidacji sektora elektroenergetycznego.

– Miejsce na ograniczenie części etatów jest, ale tak szokująca różnica wskaźnika mocy do pracownika w polskich elektrowniach jest zawyżona, bo elektrownie zachodnie zostały odchudzone z wielu grup pracowników. Teoretycznie ich nie ma, ale elektrownia płaci za ich usługi, tylko że pozyskiwane z zewnątrz – zauważa ekspert.

Na branży suchej nitki nie zostawiają nawet niektórzy jej członkowie.

– Nie pierwszy i nie drugi raz energetyka zamiast przedstawić jakiś pomysł wyciąga rękę po kasę do ministra – tak było za komuny i wciąż jest – mówi jeden z menedżerów dużej elektrowni.

– Rynek mocy to w większości przypadków próba dofinansowania zatrudnienia w elektrowniach nikomu już niepotrzebnych i starych. To rozwiązanie będzie mocno forsowane, bo tak jest po prostu wygodniej. Przecież zamykanie elektrowni wiąże się z ryzykiem politycznym a w efekcie może spowodować utratę stołków. Tymczasem tylko niektóre najstarsze elektrownie są w istocie potrzebne do poprawnego działania systemu elektroenergetycznego. Wsparcie powinno być kierowane tylko do niektórych nowych projektów, pod warunkiem że są niezbędne do zachowania bezpieczeństwa energetycznego państwa – uważa nasz rozmówca.

Autor jest dziennikarzem Dziennika Gazety Prawnej.

(infografika Darek Gąszczyk/CC BY lydia_shiningbrightly)

Plany-inwestycyjne-w-nowe-elektrownie-oraz-moc

Podsumowanie-planów-inwestycyjnych-w-duże-bloki-węglowe CC BY-NC by freefotouk

W-energetyce-na-węgiel-kamienny-koszty-przewyższają

Poprzednie zdjęcie> Następne zdjęcie Zamknij pokaz zdjęć