Energetyka zbiera pieniądze na pilne inwestycje

Poważne inwestycje planują najwięksi gracze na rynku – PGE, Tauron, Energa oraz Enea, ale też  obecni w Polsce zagraniczni inwestorzy – Vattenfall, RWE, GDF SUEZ, CEZ, EDF oraz Fortum. Na produkcji prądu chcą zarabiać także firmy dotąd nie związane bezpośrednio z branżą: PGNiG, PKN Orlen, Lotos, KGHM czy Kulczyk Holding.

W sumie na lata 2010-2020 w Polsce planowana jest budowa bloków energetycznych o łącznej mocy ok. 16 tys. MW. – Na każdy megawat mocy w elektrowni węglowej potrzeba 1,5-2 mln euro, czyli nakłady inwestycyjne na nowe bloki konwencjonalne mogą wynieść około 24-32 mld euro. Do tego dochodzi konieczność realizacji założeń dyrektywy Komisji Europejskiej w zakresie energii odnawialnej oraz plany produkcji w Polsce energii atomowej – ocenia Bartosz Sosna, analityk rynku budowlanego z firmy PMR.

Niektóre z inwestycji już się rozpoczęły. Spółki energetyczne, czując rosnącą konkurencję i presję na modernizację, podjęły je, nie czekając na pieniądze z prywatyzacji. Zespół Elektrowni Pątnów Adamów Konin SA uruchomił w 2008 r. blok energetyczny o mocy 474 MW w elektrowni Pątnów II, w połowie ubiegłego roku ruszył blok o mocy 460 MW w elektrowni Łagisza należącej do grupy Tauron, na początku przyszłego roku ma zostać uruchomiony blok o mocy 858 MW w Elektrowni Bełchatów.

Prąd z czasów Gierka

W ciągu najbliższych 10-15 lat polskie firmy muszą wybudować nowe bloki, linie przesyłowe, stacje transformatorowe a nawet całe elektrownie. Branża ocenia, że inwestycje energetyczne mogą stać się motorem napędzającym budownictwo infrastrukturalne w Polsce. To zaś odpowiedzialne jest za ponad 55 proc. wartości produkcji w całym sektorze, dającym pracę co piątemu zatrudnionemu w kraju i odpowiedzialnym za ponad 7 proc. polskiego PKB.

Od modernizacji właściwie nie ma ucieczki. Większość urządzeń dostarczających prąd dla polskiego przemysłu i odbiorców indywidualnych pamięta epokę Edwarda Gierka.

Trzy czwarte mocy wytwarzane jest przez urządzenia, które mają ponad 30 lat, a jedna czwarta ponad 40 lat. Nie lepiej jest z siecią przesyłową. 99 proc. linii przesyłowych o napięciu 220 kV i 80 proc. linii o napięciu 400 kV ma ponad 20 lat. Blisko połowa transformatorów, turbin i kotłów ma ponad 30 lat.

O stanie polskiej energetyki przekonali się ostatniej zimy boleśnie mieszkańcy Małopolski i Śląska. Pod naporem lodu osadzającego się na liniach przesyłowych padały wysłużone słupy. W niektórych miejscowościach prądu nie było po kilkanaście dni. Rok temu podobne zdarzenia miały miejsce na Mazurach, a wcześniej w okolicach Szczecina. Od dostaw energii została odcięta wielka aglomeracja miejska, a prądu nie było na obszarze o promieniu ponad 100 km – od Gorzowa Wielkopolskiego po Kołobrzeg.

Awarie grożą Polsce także w lecie, podczas upałów, kiedy linie przesyłowe charakteryzują się niższą sprawnością, a pobór mocy rośnie z powodu używania klimatyzatorów i urządzeń chłodniczych.

Jeśli nie zostaną one wymienione w ciągu najbliższych kilku lat, przerwy w dostawach prądu, dotąd incydentalne, mogą stać się powszechnym zjawiskiem.

Zwłaszcza że w nadchodzących latach rosły będą także potrzeby energetyczne polskiej gospodarki. Urząd Regulacji Energetyki ocenia, że wzrost ten będzie następował w tempie 2,5–3,5 proc. rocznie, przy założeniu, że nasza gospodarka będzie rosła przeciętnie w tempie zbliżonym do 5 proc. PKB rocznie. To znacząca zmiana, bo dotychczasowy wzrost gospodarczy w Polsce miał charakter zeroenergetyczny – następował jednocześnie z modernizacją mocy produkcyjnych, dzięki czemu ogólne zapotrzebowanie na prąd pozostawało na poziomie zbliżonym do 1990 r. Te rezerwy są jednak na wyczerpaniu.

– Już w 2012 r. Polsce może grozić niedobór mocy. By do niego nie dopuścić, niezbędne są nowe elektrownie, ale przede wszystkim sieci przesyłowe. Konieczna jest zarówno modernizacja istniejących, jak i budowa nowych linii energetycznych – mówi prof. Tadeusz Skoczkowski, prezes Krajowej Agencji Poszanowania Energii.

Modernizacja sieci przesyłowych i sieci dystrybucyjnych ma do 2030 roku obniżyć poziom awaryjności sieci o połowę w stosunku do roku 2005.

Do roku 2017 właściciel sieci przesyłowych, PSE Operator, zamierza zainwestować w zwiększenie mocy przesyłowych od 8 do 12 mld PLN

Wiceprezes firmy Waldemar Skomudek zapowiedział podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego w Katowicach, że apogeum wzrostu mocy sieci przesyłowych przypadnie na lata 2012-2017. W kolejnych latach spodziewana jest stabilizacja. – W ciągu najbliższych siedmiu lat należy się spodziewać, że do sieci przesyłowych dodany będzie do 1,5 tys. kilometrów sieci najwyższych napięć  – ocenia Skomudek.

Oszczędnie i efektywnie

W połowie ubiegłego roku, po wielu miesiącach uzgodnień, rząd przyjął „Politykę energetyczną Polski do roku 2030”. Jednym z priorytetów programu jest zwiększenie efektywności energetycznej  gospodarki. Polska już dokonała dużego postępu w tej dziedzinie. W ciągu ostatnich 10 lat energochłonność gospodarki spadła o 30 proc., jednak w dalszym ciągu jej efektywność, liczona jako PKB na jednostkę energii, jest dwa razy niższa od średniej europejskiej.

– Stosunkowo najłatwiej i najtaniej jest inwestować w zwiększanie efektywności energetycznej, ale branża nie jest zainteresowana oszczędzaniem prądu – mówi prof. Skoczkowski.

Dalszy rozwój gospodarczy i stosowanie nowych technologii będą nieuchronnie powodować wzrost zużycia energii elektrycznej. Krajowe zapotrzebowanie na nią, według Ministerstwa Gospodarki, ma wzrosnąć z poziomu ok. 151 TWh w 2006 r. do ok. 217 TWh w 2030 r. Tymczasem od 2002 r. nieprzerwanie zmniejsza się rezerwa mocy, jaką dysponuje Polski system energetyczny. W 2002 r. w szczycie zapotrzebowania wynosiła ona 7,5 GW czyli 29 proc. W roku 2008 zmniejszyła się do 4,5 GW czyli 18 proc. W styczniu 2008 r. zdarzyło się nawet, że w czasie chwilowego wzrostu poboru mocy spowodowanego wieczornym szczytem, rezerwa systemu zmniejszyła się do zaledwie 3 proc. To poziom, który nie zapewnia Polsce bezpieczeństwa.

Dlatego priorytetem rządu jest zwiększenie sprawności wytwarzania energii elektrycznej, zmniejszenie strat sieciowych w przesyle i dystrybucji, a także zmniejszenie energochłonności przemysłu i gospodarstw domowych.

To ostatnie zadanie ma być realizowane poprzez działania edukacyjne i informacyjne. Oznaczenie energochłonności urządzeń, wprowadzenie minimalnych standardów dla nich, stosowanie obowiązkowych świadectw energetycznych dla budynków i mieszkań oraz wsparcie inwestycji  pomagających oszczędzać energię, takich jak na przykład termomodernizacja budynków.

Energia nie tylko z węgla

Z poprawą efektywności ściśle wiąże się także konieczność dbania o środowisko naturalne. Nasza energetyka musi zostać zmodernizowana także z powodu jej wysokiej uciążliwości dla środowiska. W Polsce 95 proc. prądu wytwarzane jest z węgla, a zaledwie po 2 proc. produkują elektrownie gazowe i wodne. W wysoko rozwiniętych krajach te proporcje są odwrotne. W Austrii 60 proc. prądu produkują elektrownie wodne, a tylko 18 proc. węglowe. We Francji 77 proc. mocy posiadają elektrownie atomowe, 12 proc. wodne, a 6 proc. węglowe. Nawet w krajach tradycyjnie stojących węglem, jak Niemcy czy Wielka Brytania, udział tego nośnika w produkcji energii nie przekracza połowy.

Zmianę tego stanu rzeczy w Polsce wymuszają zobowiązania, podjęte wobec Unii Europejskiej. Rząd Donalda Tuska zobowiązał się, że do 2020 r. o 20 proc. zmniejszy emisję dwutlenku węgla i do 15 proc. zwiększy udział w bilansie energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych. Bez uruchomienia nowych siłowni osiągnięcie tych celów nie będzie możliwe.

Nowe elektrownie, wykorzystujące konwencjonalne paliwa, zrównoważyły krajowy popyt na energię elektryczną i pozwoliły na utrzymanie nadwyżki mocy na poziomie minimum 15 proc. maksymalnego zapotrzebowania na energię elektryczną.

Szybki rozwój czeka przede wszystkim energetykę wiatrową. Wzrost zainstalowanej mocy w tego typu elektrowniach w najbliższej dekadzie będzie rósł w Polsce w tempie 800-900 MW rocznie. Nasz kraj będzie najbardziej dynamicznie rozwijającym się rynkiem energii wiatrowej. Planowane są nowe elektrownie na północy kraju, a także budowa farm wiatrowych bezpośrednio na Bałtyku, gdzie  warunki szczególnie sprzyjają takim instalacjom.

Taką farmę w Wicku koło Lęborka chce wybudować Tauron. Wiatraki będą posiadały moc 40 MW. W przyszłości firma zamierza pozyskiwać z farm wiatrowych 440 MW mocy.

Polska chce także wybudować pierwszą siłownię jądrową. Jej koszty szacowane są wstępnie na 20-30 mld zł. Najprawdopodobniej powstanie w Żarnowcu niedaleko Trójmiasta. Rozważane są też inne lokalizacje na północy Polski. Pierwszy prąd z elektrowni atomowej, według założeń rządu, ma popłynąć w 2020 r. Pierwsza siłownia będzie miała moc 1600 MW, ale dekadę później Polska chce z tego źródła pozyskiwać co najmniej 4800 MW.

Skąd wziąć na to pieniądze?

Resort skarbu na podstawie zgłoszeń firm energetycznych oszacował, że przez najbliższe 10-15 lat polska energetyka będzie się borykała z realną potrzebą nakładów inwestycyjnych w wysokości nawet 200 mld zł  na nowe moce wytwórcze oraz sieci przesyłowe.

– To po części mogą być pobożne życzenia spółek energetycznych – mówi prof. Tadeusz Skoczkowskii. – Większość firm nie mówi, skąd zamierza wziąć pieniądze na tak znaczące inwestycje.

Kwota jest niebagatelna nawet dla sektora, którego przychody w 2008 r. wyniosły ponad 54 mld zł i który należy do 10 największych w Europie pod względem osiąganych przychodów i znajduje się na 6. miejscu pod względem mocy. Za ponad cztery piąte przychodów branży odpowiedzialne są 4 największe firmy: PGE (34 proc.), Tauron (23 proc.), Energa (16 proc.) i  Enea (12 proc.). Z roku na rok spółki te poprawiają wyniki finansowe. Po części jest to skutkiem prowadzonej restrukturyzacji, po części wzrostu cen energii.

W 2009 r. PGE zwiększył swój zysk operacyjny powiększony o amortyzację (EBITDA) do blisko 8 mld zł, wobec 5,8 mld zł w 2008 r. i 4,7 w 2007 r. Mimo iż przychody grupy w 2009 r. były o ok. 1,5 mld zł niższe niż dwa lata wcześniej.

Podobne finansowe sukcesy odnosi grupa Tauron Polska Energia (TPE). W 2009 roku miała 2,6 mld zł zysku EBITDA, przy przychodach ze sprzedaży na poziomie niespełna 14 mld zł. Dla porównania rok wcześniej zysk EBITDA był niemal o połowę niższy – 1,6 mld zł przy zbliżonych przychodach ze sprzedaży – 12,5 mld zł.

Te zyski, choć w znacznym stopniu pochodzą z kieszeni odbiorców energii (w 2009 r. ceny prądu wzrosły przeciętnie o 17 proc.), będą miały znaczący udział w finansowaniu niezbędnych inwestycji. PGE zapowiada, że połowę z ambitnego planu inwestycyjnego, szacowanego na prawie 40 mld zł, sfinansuje właśnie z zysku.

– Branża jest w stanie sfinansować te wydatki pod warunkiem, że nie będzie administracyjnych ograniczeń wzrostu cen energii. Ceny muszą wzrosnąć przeciętnie o 100 proc. Inwestycje długoterminowo zawsze finansuje się z zysku i odpisu amortyzacyjnego – mówi Mirosław Duda, ekspert Agencji Rynku Energii.

Szybki skok cen energii jest trudny do przeprowadzenia, dlatego firmy będą musiały znaleźć finansowanie zewnętrzne. Znaczącą część kosztów modernizacji pokryją z pewnością inwestorzy. Eksperci szacują, że nawet 20 proc. potrzebnych pieniędzy może pochodzić z giełdy. Na warszawskim parkiecie notowana jest od ubiegłego roku grupa PGE. Do końca czerwca na giełdę ma trafić Tauron.

Zaawansowana jest także prywatyzacja Energi. Tu jednak skarb państwa przyjął odmienną ścieżkę i poszukuje inwestora branżowego. MSP w miniony wtorek poinformowało, że wstępne oferty na kupno spółki złożyło osiem podmiotów. Zainteresowane są między innymi PGE, CEZ, Penta oraz Kulczyk Investments.

Część projektów, ale nie wiadomo jaką, gotowe są sfinansować banki komercyjne. Pieniądze na inwestycje będą także pochodziły z pożyczek Europejskiego Banku Inwestycyjnego i Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju. Energetyka odnawialna częściowo może być dofinansowana w ramach działania: Wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko, 2,5 mld zł ma Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska.

Do podziału inwestycyjnego tortu powoli szykuje się branża budowlana. Polimex-Mostostal – największa grupa budowlana w Polsce – poszerza zakres działalności i chce zbudować najsilniejszą w Europie Środkowej firmę oferującą usługi dla energetyki i ciepłownictwa. Budimex poszukuje partnerów, w tym dostawców kotłów i turbin, dzięki którym do 2012 r. zamierza stać się znaczącym graczem na rynku budownictwa energetycznego. PBG chce realizować zlecenia z branży poprzez spółkę Energomontaż-Południe. Zakłada osiągnięcie przez nią w ciągu dwóch-trzech lat rocznych przychodów wynoszących 0,5-1 mld zł. Erbud przejął spółkę energetyczną JF Inwestycje i zamierza ubiegać się o kontrakty na budowę bloków energetycznych. I tu właśnie mogą pojawić się problemy, które spowolnią realizację ambitnych planów. – Obawiam się, że największą przeszkodą nie będzie brak finansowania, ale konieczność pokonania procedur administracyjnych i niezbędnych zgód na budowę każdego nowego odcinka – mówi prof. Tadeusz Skoczkowski.