Inwestycje w wielką energetykę stają się nieopłacalne

24.08.2016
W 2015 r. zużycie energii elektrycznej w Polsce zwiększyło się o 1,7 proc. w porównaniu z rokiem wcześniejszym. Produkcja energii wzrosła o 3,3 proc. Zapotrzebowanie na energię rośnie w tempie o połowę niższym niż PKB i będzie spadać wraz z rozpowszechnieniem technologii energooszczędnych.

Budowa bloku 910 elektrowni w Jaworznie ma być ukończona w 2019 r. (fot. Tauron, materiały prasowe)


Jeżeli założymy, że średnie tempo wzrostu PKB w latach 2016-2030 wyniesie 2,5 proc., za 14 lat będziemy zużywać około 20 proc. energii więcej niż w roku 2015. To szacunek raczej zawyżony.

Moc zainstalowana w Krajowym Systemie Energetycznym wynosi 40 445 MW, a moc osiągalna 39 777 MW. Średnie roczne zapotrzebowanie na moc wynosiło w roku ubiegłym 22 219 MW, a maksymalne 25 101 MW. Uwzględniając ubytki mocy spowodowane zaplanowanymi postojami remontowymi w elektrowniach i inne ubytki nadwyżka mocy nad zapotrzebowaniem wyniosła w roku ubiegłym średnio 4183 MW, gdy nadwyżka wymagana przez Operatora Systemu Przesyłowego to 4071 MW.

Nie ma więc na razie powodu do niepokoju, ale zwolennicy rozwoju energetyki cieplnej podkreślają, że większość bloków energetycznych jest zamortyzowana, a niektóre przestarzałe technologicznie. W 2014 roku ówczesny wiceminister skarbu państwa Zdzisław Gawlik występując przed komisją sejmową stwierdził, że do 2017 r. wyłączone zostaną bloki energetyczne o łącznej mocy ponad 4 tys. MW, a do 2030 r. będzie to ponad 12 GW wyłączeń. Średni wiek bloku energetycznego w Polsce to 40 lat, a tylko 10 proc. ma mniej niż 10 lat.

Spółki energetyczne realizują lub planują kilkanaście projektów inwestycyjnych, które zwiększą moc elektrowni. Projekty rozpoczęte, które mają być uruchomione do roku 2020 dadzą dodatkową moc ponad 4 tys. MW. Do końca bieżącej dekady prądu nie zabraknie. Ale spółki realizujące projekty mogą się znaleźć w poważnych kłopotach finansowych.

W dodatku nowe inwestycje nie zapewniają zmiany struktury polskiej energetyki. W ponad 60 proc. opiera się ona na węglu kamiennym, a w 25 proc. na węglu brunatnym. Na początku sierpnia Ministerstwo Energetyki wydało oświadczenie, w którym stwierdza, że podstawą naszego bezpieczeństwa energetycznego są „nowoczesne, wysokosprawne i niskoemisyjne elektrownie węglowe, takie jak budowane w Opolu, Kozienicach i Jaworznie” .

W świecie odchodzi się od elektrowni opalanych węglem co wynika z racjonalności ekonomicznej.

Nowe projekty, stare kłopoty

29 czerwca wbudowano kamień węgielny pod budowę bloku 11 w Elektrowni Turów. Inwestorem jest PGE. Moc bloku, opalanego węglem brunatnym wyniesie 430-450 MW.

W Elektrowni Opole, gdzie również PGE jest inwestorem zaawansowanie budowy przekroczyło 50 proc. Powstaną dwa bloki opalane węglem kamiennym o mocy 900 MW każdy. Wszystkie bloki Elektrowni Opole będą miały moc 3,3 tys. MW i będą w stanie zaspokoić 8 proc. zapotrzebowania Polski na energię elektryczną.

W Elektrowni Kozienice należącej do Enei zaawansowanie inwestycji wynosi ponad 80 proc. Powstanie blok, opalany węglem kamiennym o mocy 900-1000 MW.

Budowa bloku 910 MW w Jaworznie, która ma być ukończona w pierwszym kwartale 2019 r., według Taurona jest zaawansowana w około 22 proc. Zgodnie z oficjalnymi informacjami spółki, budowa jest opóźniona w stosunku do harmonogramu o miesiąc. Wydaje się jednak, że opóźnienie może być znaczenie większe, a powodem takiej sytuacji są problemy z finansowaniem inwestycji. Planowany koszt inwestycji to 5,4 mld zł.

Inwestycje w elektrownie cieplne są kosztowne. Przy budowie elektrowni bloku w elektrowni Turów budżet inwestora został określony w 2013 roku na 2,83 mld zł. W pierwszym przetargu wszystkie oferty znacznie przewyższały tę sumę. W drugim wybrano ofertę konsorcjum Hitachi Power Europe i Budimeksu za 3,997 mld zł.

W Elektrowni Opole dwa bloki mają kosztować ponad 11,5 mld zł. W lutym 2014 roku PGE podpisała umowę z korporacją Alstom Power na dostawę głównych urządzeń za 1,25 mld euro (5,3 mld zł). Polskie Inwestycje Rozwojowe, które były zachęcane w roku 2014 do zaangażowania się w finansowanie rozbudowy opolskiej elektrowni uznały, że projekt ma niewielkie szanse na uzyskanie dodatniego zwrotu. Podobnego zdania był były prezes PGE Krzysztof Kilian, który został odwołany z funkcji w 2013 r. za opór przeciwko budowie w Opolu dwu bloków.

Długoletnie inwestycje są zawsze obarczone ryzykiem, a kalkulacja opłacalności zależy od przyjętych założeń. Przyjęto więc założenia optymistyczne, choć zarząd PGE twierdził, że konserwatywne. Według nich cena sprzedaży energii elektrycznej ma rosnąć w latach 2016-2030 o 4,7 proc. To założenie może okazać się zupełnie nietrafione. Ceny hurtowe energii elektrycznej w sąsiednich krajach są niższe niż w Polsce. Wydaje się, że głównym motywem rozbudowy Opola jest chęć wsparcia dla górnictwa węgla kamiennego. Dwa nowe bloki zużywać będą 6 mln ton węgla rocznie.

Enea podpisała w 2012 roku umowę z konsorcjum Polimex-Mostostal i Hitachi Power Europe, które zaoferowało cenę 6,3 mld zł. za budowę bloków w Elektrowni Kozienice.

Projekt budowy Elektrowni Ostrołęka przez spółkę Energa został zawieszony w 2012 roku. W roku bieżącym nowy zarząd Energi postanowił ponownie uruchomić projekt, który kosztować będzie 6-7 mld zł. Jego sfinansowanie spowoduje nadmierne zadłużenie Energi, która zamierza renegocjować umowy z obligatariuszami. Kowenanty (zastrzeżenia) w przypadku emisji obligacji Energi zostały ustalone na poziomie 3,5 x dług netto/EBITDA i wskaźnik ten zapewne zostanie przekroczony.

O tym jak ryzykowne są inwestycje w energetykę świadczy historia projektu elektrociepłowni gazowej w spółce Elektrociepłownia Stalowa Wola, założonej w roku 2010 przez Tauron i PGNiG. W kwietniu 2012 r. Elektrociepłownia Stalowa Wola podpisała umowę z hiszpańską firmą Abener, na zaprojektowanie, dostawę, montaż, rozruch i przekazanie do eksploatacji bloku gazowo-parowego opalanego gazem ziemnym. Wartość netto kontraktu wynosiła 1,57 mld zł. Miał być sfinansowany ze środków własnych udziałowców oraz z kredytów Europejskiego Banku Inwestycyjnego, EBOiR-u i banku Pekao SA. Przez kilka lat trwała budowa maszynowni, budynku elektrycznego i niezbędnej infrastruktury, w tym progu spiętrzającego na Sanie.

Dostawy turbiny się opóźniały i inwestorzy wystąpili do sądu arbitrażowego. Między inwestorami doszło do sporów. Tauron chce renegocjować umowę gazową z PGNiG, rozpatruje wszelkie scenariusze, włącznie z przeniesieniem projektu do Żerania.

>>> Bezbolesna restrukturyzacja górnictwa nie jest możliwa

Rozważane jest też dopuszczenie kolejnych inwestorów. Wiele jednak wskazuje na to, że projekt nie zostanie skończony, chyba że dostanie wsparcie państwa. Oczywiście bezpośrednio nie byłoby to możliwe, ale minister skarbu może nieformalnie polecić innym spółkom zaangażowanie się w Stalowej Woli. Projekt był źle policzony od strony finansowej, a elektrociepłownia okazała się zbyt duża jak na potrzeby rynku lokalnego.

Rynek produkcji i dystrybucji energii jest zdominowany przez cztery państwowe spółki: PGE, Tauron, Energa i Enea. Choć są notowane na giełdzie, w praktyce realizują politykę wyznaczoną przez rząd, kierując się nie tylko racjami ekonomicznymi. W ubiegłym roku ta czwórka zanotowała stratę netto w wysokości ponad 7 miliardów złotych. Najbardziej znaczącą przyczyną było dokonanie odpisów z tytułu utraty wartości.

Odpisów jako pierwsza, w połowie 2015 r., dokonała PGE – ich wartość sięgnęła 8,8 mld zł. Zarząd uznał, że na przyszłe zyski negatywnie będzie wpływać pogorszenie sytuacji na globalnym rynku paliw kopalnych, a także ograniczone możliwości obniżenia kosztów stałych w krótkim okresie. W podobny sposób odpisy tłumaczyły pozostałe grupy energetyczne. Tauron odpisał 3,56 mld zł, Enea w segmencie wytwarzanie 1,7 mld zł, w wydobyciu węgla 624,8 mln zł. Energa odpisu w 2015 roku nie dokonała i zanotowała zysk netto 840 mln zł, ale w I półroczu 2016 r. zanotowała stratę netto 127 mln zł, na co wpłynął odpis w wysokości 552 mln zł, na utratę wartości. Na wynikach negatywnie też zaciążyła strata w Polskiej Grupie Górniczej. W ubiegłym roku odpisu na utratę wartości dokonała też spółka ZE Pątnów Adamów Konin – 1,88 mld zł, której głównym udziałowcem jest grupa spółek powiązanych z Zygmuntem Solorzem.

Rynek regulowany

Rynek energii w teorii jest takim samym rynkiem, jak wszystkie inne – rządzą nim prawa podaży i popytu, których relacja ustala cenę wymiany. Rynek ten ma jednak swoją specyfikę. Nie ma możliwości magazynowania energii elektrycznej, co oznacza że w każdym momencie ilości energii wytwarzanej w elektrowniach musi być równa energii zużywanej przez odbiorców. A zatem elektrownie muszą obniżać moc, co jest kosztowne, a poza tym obniża się ich efektywność.

W sytuacji, gdy rośnie zapotrzebowanie na energię elektryczną, odpowiedzią jest uruchomienie kolejnych mocy wytwórczych. Zastosowanie znajdą bloki o najniższych kosztach krańcowych produkcji, czyli elektrownie oferujące najtańszą dostępną w danej chwili energię.

Energetycy uważają, że najlepszym rozwiązaniem byłoby wprowadzenie rynku mocy. Sprzedawany byłby nie tylko prąd elektryczny, ale też gotowość do sprzedaży.

W praktyce istnieje porządek, w jakim energia jest wpuszczana do systemu, tzw. merit order. Pierwszeństwo mają tradycyjne elektrownie cieplne (m. in. węglowe), jednak tylko do wysokości ich technicznego minimum potrzebnego do podtrzymania ich pracy, bowiem nie można ich szybko wygasić, a następnie wznowić ich działania. Dopiero, gdy popyt przekroczy ten poziom, do sieci włączana jest tańsza energia np. z elektrowni wiatrowych. W miarę uruchamiania dostępnych w danym momencie mocy z OZE, cena energii będzie rosła wolniej niż popyt, zaś w szczytowym momencie zapotrzebowania ceny ustalą się na poziomie zbliżonym do kosztów najdroższych elektrowni gazowych i szczytowo – pompowych.

Na Towarowej Giełdzie Energii, gdzie dokonuje się sprzedaż i zakup ponad 80 proc. energii elektrycznej ceny wahają się w zależności od zapotrzebowania. O godzinie 2.00, zapotrzebowanie na moc jest najmniejsze i wynosi nieco ponad 14 tys. MW, o godzinie 12.00 jest największe – o ponad 40 proc. większe od zapotrzebowania minimalnego. W efekcie cena energii na Towarowej Giełdzie Energii również się waha. Duże wahania występują też w ciągu tygodnia oraz w poszczególnych miesiącach. Najniższe zapotrzebowanie, a co za tym idzie najniższa cena jest w niedzielę, między godziną 6.00, a 7.00. Najwyższa w piątek między 12.00, a 13.00. W sierpniu było to odpowiednio 70 zł za MWh i 190 zł za MWh. To znaczy, że cena energii może w ciągu doby i tygodnia wzrosnąć lub zmaleć niemal trzykrotnie. W ubiegłym roku, który był znacznie bardziej upalny, a zatem występowało większe zapotrzebowanie na energię (klimatyzacja, chłodziarki itp.) cena w piątek, między godziną 12.00, a 13.00 wynosiła 196,60 a w niedzielę rano spadła do 97 zł.

Duże, nowoczesne bloki energetyczne produkują z dużym obciążeniem przez ok. 40 proc. czasu, w okresie szczytowego zapotrzebowania. W pozostałym okresie obciążenie jest znacznie niższe. W tym czasie sprzedaż energii przynosi straty. W dodatku nowoczesne bloki mają wyższy koszt krańcowy, gdyż uwzględniają amortyzację. To jeden z powodów, dla których inwestycje w wielką energetykę są nieopłacalne.

Energetycy uważają, że najlepszym rozwiązaniem byłoby wprowadzenie rynku mocy. Sprzedawany byłby nie tylko prąd elektryczny, ale też gotowość do sprzedaży. Resort energetyki przygotował odpowiedni projekt ustawy. Jednostki wytwórcze będą mogły uczestniczyć w aukcjach – głównej i dodatkowej. Dostawa mocy w aukcji głównej musi nastąpić w ciągu 4 lat od aukcji, dostawa w aukcji dodatkowej w ciągu jednego roku. Parametry aukcji określi Ministerstwo Energii, Polskie Sieci Energetyczne i Urząd Regulacji Energetyki. Uczestnicy aukcji będą musieli zrezygnować z innych form wsparcia.

Koszty wsparcia będą obciążały odbiorców końcowych, którzy będą musieli uiścić dodatkową opłatę. Podobne rozwiązanie zostało wprowadzone w Wielkiej Brytanii, ale jedyny projekt w ten sposób realizowany nie wypalił, gdyż inwestorowi nie udało się dotrzymać terminu zorganizowania odpowiedniego finansowania. W Polsce, gdzie niemal każda inwestycja w energetykę przekraczała wyznaczone terminy, rozwiązanie zaproponowane przez resort energetyki może okazać się jeszcze mniej przydatne niż w Wielkiej Brytanii.

Wielkie inwestycje w energetykę, pochłaniające dziesiątki miliardów złotych, są obarczone dodatkowym ryzykiem, wynikającym ze zmiany otoczenia i szybkiego postępu technicznego. Dziś certyfikaty, uprawniające do emisji CO2 są relatywnie tanie, ale ich cena będzie rosła, gdyż Unia Europejska jest zdeterminowana by prowadzić politykę redukcji emisji. Przełoży się to na wzrost kosztów wytwarzania energii, zaś elektrownie wykorzystujące paliwa, które są obecnie najtańsze – czyli węgiel kamienny i brunatny – odczują to najbardziej.

Europejskie regulacje, które Polska będzie musiała zaakceptować, zmienią rachunek opłacalności inwestycji. Analitycy uważają, że uwzględniając ceny certyfikatów po roku 2030 krańcowy koszt produkcji energii z elektrowni gazowych będzie niższy niż z węglowych. A okres eksploatacji dużych elektrowni to kilkadziesiąt lat.

Rozwój rynku europejskiego i budowa nowych połączeń z krajami sąsiednimi, gdzie cena hurtowa energii jest niższa niż w Polsce będzie sprawiał, że polscy użytkownicy coraz częściej będą korzystać z energii importowanej, tańszej.

Postęp technologii sprawia, że z jednej strony bardzo szybko spadają koszty energii odnawialnej, zwłaszcza paneli słonecznych, z drugiej zaś zbliża się moment, gdy do użytku wejdą wysoko wydajne baterie, pozwalające akumulować energię elektryczną, co zmieni dotychczasowy paradygmat energetyki. W tej sytuacji znacznie sensowniejsza byłaby strategia rozwoju małych, rozproszonych elektrowni, wykorzystanie paneli słonecznych i energii wiatrowej. Panele mają największą moc w południe, gdy zapotrzebowanie na energię jest największe, wiatraki – jesienią i zimą. Koszt zmienny produkowanej w ten sposób energii jest bliski zeru, a koszt inwestycji szybko spada.


Tagi


Artykuły powiązane

Popularne artykuły

test