Miliardy na cięcie CO2

Największym wyzwaniem jest dostosowanie do zmieniających się norm.

Prawie 240 mld zł ma kosztować zredukowanie o 30 proc. do 2030 r. emisji CO2 wytwarzanego przez polską energetykę. Koszt wzrósłby do 395 mld zł, gdyby założyć 50-proc. redukcję – wskazuje Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie (TGPE) w prezentacji, do której dotarliśmy.

Tylko część tych wydatków spadłaby na energetyczne czy ciepłownicze spółki. Bo szacunki uwzględniają znaczny wzrost nakładów na odnawialne źródła, w które inwestują też prywatni przedsiębiorcy oraz instytucje finansowe

Prawdopodobieństwo realizacji scenariusza z prawie 400-mld wydatkami jest nikłe, zważywszy na nastawienie naszego rządu, a także samych spółek do radykalnej transformacji sektora w tak krótkim czasie. Należy zatem brać pod uwagę raczej najniższe pułapy.

Ale i w tym przypadku eksperci zgłaszają zastrzeżenia. Joanna Maćkowiak-Pandera, szefowa Forum Analiz Energetycznych, twierdzi, że koszty te są oszacowane według niejasnych kryteriów. – Nie wskazano, ile trzeba by było i tak wydać, by utrzymać funkcjonalność i sprawność elektrowni, z których część ma 50 lat – tłumaczy ekspertka FAE.

TGPE w kalkulacjach bierze pod uwagę dostosowanie najstarszych instalacji, których efektywność ekonomiczna spada. Zdaniem ekspertki przy tak wysokich szacunkowych kosztach transformacji należy się poważnie zastanowić, czy należy odtwarzać moce według dotychczasowego miksu, czy go przebudować. Pytanie to jest zasadne zwłaszcza w kontekście prognozowanych przez TGPE na 250–310 zł/MWh (bez kosztu uprawnień do emisji CO2) cen wytwarzania energii z węgla w 2018 r. Bo w niektórych regionach Polski można produkować prąd np. z wiatraków za 240 zł/MWh.

Dla koncernów wyzwaniem wydają się dużo niższe dodatkowe nakłady na dostosowanie istniejących bloków do zmieniających się wymagań w zakresie emisji wynikających z tzw. konkluzji BAT (o stosowaniu najnowszych dostępnych technologii). Według najnowszych szacunków TGPE cały sektor wyda na to ok. 12 mld zł. Ta kwota, jak się dowiedzieliśmy, uwzględnia tylko bloki energetyczne i ciepłownicze, którym opłaca się przedłużać życie. Inne będą wyłączane.

Same spółki też raczej wskazują na wydatki branży (różniące się zresztą między sobą), niż ujawniają swoje własne. Po części dlatego, że dopiero w przyszłym roku poznamy docelowe normy dla emisji lub ich widełki. (Polska postuluje, by wydłużyć termin ogłoszenia do 2019 r. Na dostosowanie mielibyśmy kolejne cztery lata).

Zdaniem analityków spore zagrożenia dla inwestorów wynikające z konieczności dostosowania siłowni do konkluzji BAT nie są jeszcze uwzględniane w wycenach akcji. – Jeśli faktycznie dla całego polskiego rynku koszt takich modernizacji wyceniany jest na 12 mld zł, to relatywnie największe nakłady widać w ZE PAK, PGE i Tauronie. Nominalnie najwyższe wydatki poniesie PGE – wskazuje Paweł Puchalski z DM BZ WBK. Teoretycznie najmniej z powodu wejścia w życie nowych norm ucierpi Enea, której flota już jest dostosowana do dyrektywy, a także Energa, bo jej nowy projekt ostrołęckiej siłowni już będzie spełniał nowe normy.

Bartłomiej Kubicki z Societe Generale zauważa, że sektor może mieć problem z finansowaniem kolejnych inwestycji. Zwłaszcza jeśli rząd obciąży go kosztami naprawy sytuacji w górnictwie oraz biorąc pod uwagę obecne inwestycje i odbudowę mocy po 2020 r.

Sytuacji nie poprawia fakt, że coraz więcej instytucji odwraca się od finansowania węgla. Samo TGPE, które dotąd wskazywało środki funduszu modernizacyjnego UE jako potencjalne źródło współfinansowania takich inwestycji, dziś nie jest tego już tak pewne. Bo środkami zarządza niechętny projektom węglowym EBI. Jak wynika z naszych informacji, Towarzystwo duże nadzieje w tej kwestii pokłada w rządowych negocjacjach z Brukselą.

Kubicki zakłada jednak, że nasza energetyka udźwignie wydatki po wprowadzeniu jakiejś formy wsparcia, np. rynku mocy lub kontraktów różnicowych. Podrożeć może jednak finansowanie długu.

Opinia

Jarosław Broda, wiceprezes ds. strategii i rozwoju Tauronu

Według analiz sektora, nakłady na dostosowanie do nowych norm istniejących bloków mogą wynieść od 9 do 17 mld zł. Większość bloków, które posiadamy, wymaga modernizacji. W interesie Tauronu, tak jak innych grup opartych na węglu, będzie wynegocjowanie jak najkorzystniejszych warunków okresu przejściowego dla starszych jednostek, by mogły działać po 2020 r. Z kolei dla budowanych teraz bloków niezbędne jest zapewnienie jak najszybszego przyznania pozwoleń zintegrowanych, tak aby znalazły się w przewidzianej w konkluzjach BAT kategorii jednostek istniejących. Ale w aktualizowanych co kilka lat konkluzjach BAT normy emisyjne prezentowane są w postaci widełek, a nie konkretnej wartości. Stwarza to zagrożenie, że przy kolejnej nowelizacji wymogi będą dalej zaostrzane i obecna dopuszczalna dolna granica stanie się za kilka lat granicą górną. Co więcej, za obostrzeniami nie nadąża też technologia, a dostępne rozwiązania są albo w fazie komercyjnych testów lub bardzo drogie i nieuzasadnione ekonomicznie.