Energetyka zamraża inwestycje m.in. dlatego, że prąd tanieje

Spółki energetyczne, prowadząc studia opłacalności kolejnych projektów, ogłaszają, że nie widzą sensu ekonomicznego w budowie nowych mocy do produkcji energii.

Sztandarowym przykładem tego zjawiska stała się projektowana budowa dwóch bloków w Elektrowni Opole za 11,6 mld zł, której woli nie podejmować się PGE. Nawet Tauron, który deklaruje ogromną determinację, by zrealizować cały plan inwestycji, nie ma dziś pewności, czy warto zbudować wspólnie z KGHM blok gazowy w Elektrowni Blachownia.

Francuski EDF wycofał się z budowy bloku węglowego w Rybniku, Fortum z kolei wstrzymało inwestycje we Wrocławiu i w Zabrzu.

Czy i dlaczego dzisiaj nie opłaca się energetyce inwestować w nowe moce konwencjonalne w Polsce?

1.

Energia elektryczna jest zbyt tania.

Choć z punktu widzenia najmniejszych odbiorców nie jest to odczuwalne i nie widać tego w naszych rachunkach za prąd, to na rynku hurtowym ceny są o 20–30 proc. niższe niż rok wcześniej. Średnie ceny na rynku bieżącym Towarowej Giełdy Energii kształtują się w ostatnich tygodniach w okolicach 160 zł za megawatogodzinę (MWh).

Tymczasem z wyliczeń analityków wynika, że aby opłacało się postawić nowy blok opalany węglem kamiennym, stawka ta powinna wynosić ok. 260 zł za 1 MWh. Jak podaje DM BDM, obecnie średnia cena spotowa energii (BASE) na ten rok to 159,3 zł, ale kontrakty na 2014 r. nie wyglądają lepiej i wynoszą obecnie 157,5 zł za 1 MWh.

2.

Mniejszy popyt na prąd to ograniczona zyskowność inwestycji.

Spadające ceny energii w Polsce odzwierciedlają oczekiwania gospodarcze i szeroko rozumianą konsumpcję. Co prawda w marcu 2013 r. zużycie energii rok do roku wzrosło o 2,2 proc., do 13,9 TWh, ale to jednak niewiele. Dodatkowo  w lutym miesięczne zapotrzebowanie na prąd rdr tąpnęło o 9,5 proc.

Na pytanie „co dalej" trudno dziś uzyskać odpowiedź od prezesów firm energetycznych. Oczekiwania na najbliższe lata w większości zakładają utrzymanie obecnego stanu lub niewielką poprawę, lecz sytuacja po 2018 r. pozostaje dużą niewiadomą. To utrudnia opracowanie projekcji i uzyskanie finansowania na korzystnych warunkach.

3.

Niepewność regulacyjna w kraju i w Unii Europejskiej.

W Polsce od lat trwa próba dostosowania przepisów energetycznych do unijnych dyrektyw, jednak tzw. trójpak energetyczny (nowelizacja prawa energetycznego, prawo gazowe i ustawa o odnawialnych źródłach energii, czyli OZE) nadal nie jest gotowy, a UE grozi nam karami ok. 4 mln euro miesięcznie.

Kłopot w tym, że brak ustawy o OZE zatrzymuje zielone inwestycje – trudno bowiem ocenić, jaka będzie stopa wzrostu ze względu na brak danych o poziomie wsparcia dla poszczególnych technologii. Inna sprawa to plany UE, która chce, by prawa do emisji CO2 były droższe – od tego roku nasza elektroenergetyka ma coraz mniej darmowych limitów (do zera w 2020 r.). Na razie jednak propozycja backloadingu, czyli wycofania z rynku 900 mln praw do emisji, przepadła w Parlamencie Europejskim.

Niemniej Komisja Europejska opublikowała już zieloną księgę, czyli dokument zwiększający wcześniej wyznaczone cele klimatyczne po 2020 r., czyli 3x30 (redukcja emisji o 30 proc., poprawa efektywności oraz zwiększenie udziału OZE w produkcji energii). A to także może mieć wpływ na to, jak będą się kształtować ceny prądu oraz jakie decyzje o kierunkach inwestycji podejmie sektor energetyczny.

4.

Ceny węgla kamiennego i brunatnego – inwestorzy nie wierzą w czarne złoto?

Prawie 90 proc. energii elektrycznej w Polsce produkujemy z węgla kamiennego i brunatnego. Mimo dużej produkcji w kraju import roczny węgla kamiennego przekracza 10 mln ton, a droższy polski surowiec zalega na przykopalnianych zwałach. Ceny na świecie spadają m.in. z powodu łupkowej rewolucji z USA – niekonwencjonalny gaz wypiera czarne złoto z tamtejszego rynku, trafia na eksport i wpływa na spadek cen surowca.

Z kolei w Polsce energetyka stawia coraz bardziej na tańszy węgiel brunatny – pokazuje to ubiegłoroczny spadek produkcji energii z węgla kamiennego o blisko 8 proc. rdr. i wzrost produkcji energii z brunatnego paliwa.

Analitycy nie wykluczają, że po deklaracjach premiera o stawianiu na krajowy węgiel brunatny za kilkanaście lat może się okazać, że tendencja produkcji energii energetycznej na węglu kamiennym i brunatnym w Polsce odwróci się (czyli zwiększy się jeszcze produkcja energii z paliwa brunatnego), zwłaszcza jeśli PGE wybuduje nową kopalnię odkrywkową węgla brunatnego i elektrownię pod Gubinem.

5.

Współspalanie węgla i biomasy hamuje zielone inwestycje.

Ponad połowa energii, którą zalicza się jako zieloną, jest produkowana w Polsce poprzez dodawanie biomasy do węgla w dużych elektrowniach. Ten zabieg pozwolił Polsce na szybkie zwiększenie udziału OZE w produkcji energii, jednak w efekcie może się okazać zagrożeniem do wykonania celu produkcji 15 proc. energii z OZE w roku 2020. Zwłaszcza że nadprodukcja zielonych certyfikatów (świadectwa pochodzenia zielonej energii) spowodowała spadek ich cen i zatrzymała wiele inwestycji w zielone źródła.

Z najnowszego raportu Instytutu Energetyki Odnawialnej wynika, że nie budując nowych mocy i wydłużając silne wsparcie dla współspalania do 2017 r. (jak zakłada rząd), spodziewana w latach 2015-2019 likwidacja starych bloków energetycznych (zgodnie z dyrektywą UE o emisjach przemysłowych) spowoduje niedobór 1-2 GW mocy w OZE i poskutkuje koniecznością kupowania zielonej energii z Niemiec (koszt IEO szacuje na 1,5 mld euro). Chodzi zarówno o faktyczny import, jak i zakupy wirtualne, czyli o tzw. transfer statystyczny, czyli dokupowanie zielonych certyfikatów – inaczej posypią się gigantyczne kary. Zdaniem ekspertów nowe inwestycje stymulować może znaczące, nawet czterokrotne obniżenie wsparcia da współspalania.

Krzysztof Zarychta, analityk DM BDM