Wydzielenia elektrowni węglowych nie będzie? Minister nie pozostawia wątpliwości

Rząd oficjalnie na początku roku porzucił projekt wydzielenia aktywów węglowych ze spółek energetycznych na bazie pomysłu PiS, a więc powołaniu Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE). Za stabilną produkcję energii z węgla miał odpowiadać ten podmiot ze 100-proc. udziałem Skarbu Państwa, który miał przejąć wspomniane aktywa – licząc dług oraz wartość aktywów, za około 17,5 mld zł. Nie odstąpiono jednak od planów wydzielenia, a przynajmniej publicznie deklarowano, że do wydzielenia energetyki węglowej dojdzie, ale w innym wariancie. Rząd był bardzo delikatny w komunikowaniu, bo jakiekolwiek negatywne informacje dotyczące ew. braku wydzielenia przekładały się natychmiast na spadki kursów giełdowych spółek energetycznych.

Ewolucja stanowiska rządu w sprawie wydzielenia elektrowni węglowych

Jako pierwsza, że takiego „twardego" wydzielenia węgla może nie dojść sygnalizowała minister przemysłu Marzena Czarnecka w kwietniowej rozmowie z „Rzeczpospolitą”. Później jednak Ministerstwo Aktywów Państwowych podkreślało, że nadal pracuje nad koncepcją wydzielenia. Aby wypracować nowy model, przy Ministerstwie Aktywów Państwowych pod koniec maja powstał zespół do spraw wydzielenia aktywów węglowych ze spółek sektora energetycznego z udziałem Skarbu Państwa.

Efekt prac tego zespołu podsumował na spotkaniu w siedzibie „Polityki Insight” minister aktywów Państwowych Jakub Jaworowski 28 listopada. Dzień wcześniej na konferencji prasowej Jaworowski na pytanie dotyczące wydzielenia aktywów węglowych przyznał publicznie pierwszy raz, że brana jest także opcja nie wydzielenia aktywów węglowych. - Prace dotyczące wydzielenia bądź nie aktywów węglowych ciągle trwają. Prowadzimy analizy, to jest dramatycznie skomplikowana sprawa, ale mam nadzieję, że jesteśmy raczej bliżej niż dalej końca tych analiz i będziemy w stanie przedstawić rekomendację dotyczącą tej sprawy - powiedział. Jak się okazuje, był to jednak tylko przedsmak tego, co powiedział Jaworowski dzień później.

Węgiel nad potrzebny 

W rządzie i w spółkach panuje powszechna zgoda, że elektrownie węglowe będę potrzebne w systemie elektroenergetycznym przez przynajmniej 10 lat, jeśli nie dłużej. - To będzie różnie rozumiane w różnych latach. To, że te jednostki węglowe będą gotowe do produkcji, to nie znaczy, że będą produkować. Z prognoz wiemy, że zapotrzebowanie na energię z węgla będzie spadać. Zwiększa się ilość OZE. Z drugiej strony bez tych elektrowni (węglowych – red.) się nie obejdziemy - mówił Jaworowski, podkreślając, że te elektrownie będą działać wówczas, kiedy energii z OZE mamy mało, a więc zwykle w godzinach wieczornych. - I faktycznie 6 listopada mieliśmy do czynienia z sytuacją, gdzie Polskie Sieci Elektroenergetyczne dokonały przywołania elektrowni (rynek mocy), bo zabrakło energii w systemie. - To pokazuje, że tej energii potrzebujemy i nie obejdziemy się bez źródeł węglowych, nawet jeśli będziemy je włączać na bardzo krótko. Dunkelflaute (brak wiatru i słońca) zdarza się częściej w okresie jesienno-wiosennym. Tego dnia, kiedy doszło przywołania rynku mocy to o godz. 15:30 97 proc. energii w Polsce pochodziło z węgla. To pokazuje, że bez źródeł węglowych się nie obejdziemy, nawet jeśli będziemy je włączać na krótki czas. Z kolei to powoduje, że będą mało zarabiać, czyli stają się lub mogą być nierentowne – z tą tezą ministra wszyscy w branży się zgadzają.

Inaczej jest jednak jeśli chodzi o kolejne elementy, bo tu konieczne jest znalezienie rozwiązania między wciąż potrzebnym węglem, a brakiem jego opłacalności. Innymi słowy brakuje rozwiązania, które rozwiąże dylemat bezpieczeństwa i ekonomicznej opłacalności. - Tutaj dochodzimy do całej poprzedniej koncepcji Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego. Pierwszym argumentem przemawiającym za NABE był brak rentowości. Skoro więc są lub mogą być nierentowne to zabierzmy je ze spółek. Drugim argumentem za tym procesem była sugestia, że firmy energetyczne z aktywami węglowymi nie będą mogły się finansować jeśli chodzi o budowę nowych mocy w OZE.. (…)To wszystko trzeba jeszcze na twardych liczbach opracować. (…) Wyłączamy aktywa, które z dużym prawdopodobieństwem możemy powiedzieć są pod wodą. Tworzymy więc bankruta ze 100 proc udziałem państwa – mówił minister.

Węgiel ciąży spółkom? Pierwszy zgrzyt 

Dalej minister sugerował, że wydzielenie elektrowni węglowych ze spółek nie jest tak konieczne i niezbędne na obecnym etapie, jak to sugerują spółki, co ma wynikać z analiz w MAP. - Zrobiliśmy także analizę, kto co może co sfinansować i nie znaleźliśmy przekonujących argumentów, że spółki nie będą mogły sfinansować transformacji jeżeli nie oddadzą aktywów węglowych – mówi Jaworowski.

Z goła odmienną opinie mają same spółki energetyczne. W środę 27 listopada na konferencji wynikowej za III kw. 2024 r. wiceprezes Polskiej Grupy Energetycznej ds. operacyjnych Robert Górski. przedstawił inną perspektywę. - My mamy duże wyzwanie podczas rozmów z instytucjami finansowymi jak i z ubezpieczycielami jeśli chodzi o ich finansowanie PGE jako holdingu, gdzie w jednej z linii biznesowej są źródła węglowe i kopalnie. Mimo, że oceniają nasze projekty OZE korzystnie, wskazują, że ze względu na strategie ESG, polityki centrów biznesowych nie mogą w tym momencie pozwolić sobie na to (na dalsze finansowanie – red.) – powiedział dodając, że udaje się spółce znajdować finansowanie na nowe projekty jak morskie farmy wiatrowe, czy inne zielone technologie. – Średnio i długookresowo istotna ekspozycja na aktywa węglowe może ograniczać nasze możliwości inwestycyjne i może ograniczać możliwości PGE w realizacji projektów transformujących polską energetykę – zakończył. To pierwsza, duża różnica zdań między spółkami energetycznymi zainteresowanym tym procesem a więc PGE, Tauronem, i Eneą. To jednak nie koniec.

Węgiel buduje czy rujnuje EBITDA?

Minister dalej przekonywał, że aktywa węglowe ciągle przyczyniają się do budowania EBITDA. - Nie tylko za wytwarzanie ale też za sprzedaż usług w ramach rynku mocy i gotowość do świadczenia swoich usług. Relacja EBITDA do zadłużenia jest kluczowym elementem wobec konwentantów, a więc wskaźnika o możliwości zadłużania. Paradoks jeśli wypniemy aktywa węglowe ze spółek to zabieramy im EBITDA. Wówczas wartość tych konwentantów może zostać przekroczona. Bo nagle nie ma dopływu tej EBITDA – mówił minister.

Wyniki spółek energetycznych pokazują jednak z goła zupełnie inną perspektywę niż przedstawił ją minister, a diabeł tkwi we szczegółach, których na pozór nie widać. Najbardziej jaskrawym tego typu przekładem jest Enea. Spółka po trzech kwartałach tego roku na wytwarzaniu odnotowała najwyższy spośród innych sektorów działalności wynik EBITDA na poziomie blisko 2,7 mld zł. To wzrost rok do roku o prawie 926 mln zł. Na pozór więc argumentacja ministra może wydawać się prawdziwa. Jednak wynik wytwarzania Enei to paradoks, Enea nie zarabia jednak na samej produkcji energii z węgla. To przestało być już dochodowe. Na dobry wynik przełożyła się strategia odkupu energii. Spółce bowiem taniej było nie produkować z węgla, a kupić energię po niższej cenie z giełdy. Tylko z tego tytułu działalności spółka pozyskała 1,2 mld zł. Na poniższym slajdzie widać dokładnie co wpłynęło na tak dobry wynik wytwarzania. Nie są to elektrownie węglowe. 

Enea

Foto: Bartłomiej Sawicki

Dlatego też wbrew temu, co mówi minister, elektrownie węglowe nie mają pozytywnego przełożenia na wyniki EBITDA. Kolejnym przykładem jest EBITDA sektora Energetyka Konwencjonalna PGE po dziewięciu miesiącach 2024 r. Była ona ujemna i wyniosła 191 mln zł, zaś rok wcześniej była ona plusie z wynikiem 1,68 mld zł. Nasze prognozy dla sektora wytwarzania na przyszły rok nie są optymistycznie, co wynika ze spodziewanej niższej marży na sprzedaży energii elektrycznej i rynkowej presji na wolumeny produkcyjne – prognozował na kolejny rok z kolei Przemysław Jastrzębski, wiceprezes ds. finansowych PGE na konferencji wynikowej. 

PGE

Foto: Bartłomiej Sawicki

Nie inaczej jest w Tauronie. Jak dodawał wiceprezes ds. finansowych Taurona Krzysztof Surma. presja na CDS (marża Clean Dark Spread) jest cały czas, bardzo źle wygląda to dla bloków 200 MW. – Mamy nadzieję, że w połączeniu z rynkiem mocy i dodatkowymi przychodami z rynku bilansującego uda się utrzymać wynik EBITDA dla segmentu wytwarzanie na plusie w 2025 roku – powiedział Surma.

Co więcej, dane Taurona wskazują, że sektory OZE mogą generować już wyższe wyniki EBITDA niż wytwarzanie. Pomimo, że moc zainstalowana w źródłach odnawialnych Grupy Tauron jest sześciokrotnie niższa niż w źródłach konwencjonalnych, EBITDA wygenerowana przez segment OZE w okresie trzech kwartałów tego roku wyniosła blisko 500 mln zł, tj. o 60 proc. więcej niż EBITDA osiągnięta przez bloki węglowe sektora Wytwarzanie. To wszystko zdaje się potwierdzać, że średnio i długookresowo istotna wizja na aktywa węglowe może ograniczać możliwości inwestycyjne spółek.

Tauron

Foto: Bartłomiej Sawicki

Wyniki wszystkich trzech spółek energetycznych wskazują więc jednoznacznie, że rynkowa cena energii nie pokrywa kosztów produkcji przy obecnych kosztach uprawnień do emisji CO2, cenach węgla. Przekłada się to na ujemną marże jednostkową. Co więcej już nie tylko marża na produkcji energii z węgla, która jest już ujemna, ale pojawia się niepokojący trend spadku marży na gazie ziemny.

Minister przypomniał dalej podczas swojego wystąpienia, że oryginalny plan NABE przewidywał, że ta agencja będąca bankrutem i zostanie dokapitalizowana, ale nie traktowano to jak pomoc publiczną. - Byłoby to duże wyzwanie, aby zyskać zgodę Komisji Europejskiej, która nie zbyt przychylenie patrzy węgiel – powiedział.

Wspomniał, że tych kosztów należy dodać także wielomiliardowe nakłady na rekultywacje terenów po górniczych węgla brunatnego, co przełożyć się może na dodatkowe zobowiązania finansowe na kolejne lata. – Mogłaby się stworzyć druga dotacja, jak dla węgla kamiennego. (…) Naszym zdaniem w poprzedniej wycenie do NABE było to sfałszowane stanowisko jakoby PGE mogłoby zarobić na przekazaniu tych terenów bo jest ogromne zobowiązania rekultywacyjne pociągające za sobą koszty – powiedział wprost Jaworowski.

Enea daje sygnał co w zamian. Decyzja na początku roku

Po prezentacji całej palety argumentów, które mogą świadczyć, że procesu wydzielenia węgla jednak nie będzie, minister zdradził, kiedy poznamy alternatywę dla NABE. – Mamy więc wstępne hipotezy, jednak musimy je jeszcze sprawdzić czy pokrywają się one w liczbach. Pierwsze hipotezy są jednak takie jakie przedstawiłem. Mamy nadzieje, że sprawa znajdzie swój finał na początku przyszłego roku – zapowiedział minister, który nie chciał jednak zdradzić co w zamian.

Tu z pomocą przychodzi zaprezentowane założenia dotyczące aktualizacji strategii Enei do 2035 r. Spółka zakłada, że moc zainstalowana w węglu z 5,7 GW obecnie spadnie w 2030 r. do 3,8 GW, a w 2035 r. do 1,3 GW (Elektrownia Kozienice bok B11). Co ciekawe spółka zakłada, że od końca lat 20., w Polsce pojawi się na nowo tzw. rezerwa zimna, a więc blisko 1 GW (w przypadku Enei) mocy pozostającej w rezerwie operatora sieci przesyłowej na wypadek braku mocy do produkcji energii.

Enea

Foto: Bartłomiej Sawicki

Mechanizm interwencyjnej rezerwy zimnej już działał w Polsce przed tzw. mechanizmem rynku mocy. polega na tym, że operator systemu przesyłowego energii elektrycznej – czyli PSE – płaci właścicielowi bloków za utrzymywanie ich w gotowości do uruchomienia na polecenie operatora podczas przewidywanych okresów deficytu mocy. Nie jest jednak jasne jak taki mechanizm miałby działać obok rynku mocy i kto za niego by płacił. Nie jest jasne czy byłaby to dodatkowa opłata do naszego rachunku obok opłaty mocowej czy w ramach tejże. Niezależnie od tego oznaczałoby to wzrost tej składowej naszego rachunku za prąd.