Inwestycje konieczne także po 2020 r.

Największe firmy branży, czyli PGE, Tauron, Energa i Enea, na sfinansowanie inwestycji zaciągną w ciągu dwóch lat łącznie około 20 mld zł zobowiązań – szacuje agencja Fitch.

Od warunków rynkowych zależeć będzie, czy zdecydują się na papiery dłużne, czy kredyty bankowe albo preferencyjne pożyczki z międzynarodowych instytucji finansowych. Jeśli idzie o papiery dłużne to w ostatnich latach obserwujemy wzrost udziału obligacji w finansowaniu i zmniejszający się udział kredytów bankowych. Tendencja się utrzyma.

Wysyp emisji

– Spodziewamy się, że polskie firmy z sektora energii  będą jednymi z największych emitentów na rynku obligacji. Ma to związek ze zwiększeniem nakładów inwestycyjnych w latach 2015–2016, głównie w  wytwarzaniu energii – tłumaczy Arkadiusz Wicik z Fitch Polska. Chodzi przede wszystkim o największe inwestycje: budowę bloków opalanych węglem w Opolu (PGE), Kozienicach (Enea) i Jaworznie (Tauron).

Symboliczne wbicie pierwszej łopaty w przypadku tej ostatniej inwestycji miało miejsce w połowie września. Być może więc część z 1,75 mld zł pozyskanych przez Tauron z ostatniej emisji obligacji korporacyjnych pójdzie na zaliczkę dla głównego wykonawcy realizującego jednostkę o mocy 910 MW w Jaworznie. Spółka nie precyzuje jednak, na co pójdą te pieniądze, ogólnie stwierdzając, że na potrzeby planu inwestycyjnego do 2020 r. Jak zaznaczył Krzysztof Zawadzki, wiceprezes Tauronu ds. ekonomiczno-finansowych, popyt na papiery dłużne spółki z transzy, która ma być rozliczona we wtorek, przekroczył 2 mld zł.

Teraz w kolejce do inwestorów ustawiać się będą Enea i PGE. Poznańska spółka start 5-miliardowego programu obligacji przewidziała już po nowym roku.

– Pierwsza transza planowana jest w I kwartale 2015 r. Zakładamy, że jej wartość będzie nie mniejsza niż 500 mln zł, ale ostateczna wielkość będzie uzależniona od popytu – zastrzegł Sławomir Krenczyk, rzecznik Enei.

W przypadku PGE emisja kolejnych transz będzie wynikała z zapotrzebowania na finansowanie inwestycji i analizy bieżącej sytuacji na rynku kapitałowym. Spółka dysponuje już otwartym programem obligacji o wartości 2 mld euro. Jak dotąd przeprowadzono publiczną emisję o wartości 500 mln euro (zapadalność pięć lat) oraz prywatną emisję o wartości 138 mln (zapadalność 15 lat). – Dziś PGE nie potrzebuje gotówki, ale w połowie przyszłego roku emisja obligacji wydaje się realna – ocenia Flawiusz Pawluk z UniCredit CAIB.

Bodźce inwestycyjne

Najbliższe dwa lata oznaczają kumulację wydatków inwestycyjnych energetyki w ramach strategii rozpisanych przez główne firmy sektora do 2020 r. Jednak potrzeby modernizacyjne nie kończą się wraz z tą datą. Dlatego rząd walczył o darmowe uprawnienia do emisji CO2 dla naszej energetyki także na kolejną dekadę. Przed ustaleniami październikowego szczytu klimatycznego w Brukseli branża miała ich nie otrzymywać od 2021 r. I chociaż obiecane przez UE przywileje nie pomogą spółkom w realizowanych już projektach, to perspektywa otrzymywania uprawnień w kolejnym dziesięcioleciu – zdaniem ekspertów – ułatwi podejmowanie przez branżę decyzji o inwestycjach, realizowanych po 2020 r.

Kierujący spółką Polskie Sieci Elektroenergetyczne Henryk Majchrzak podczas konferencji „Rynek mocy – Rozwiązanie dla Polski" zachęcał, by dać przedsiębiorcom systemowe wsparcie do inwestowania. Według niego nadszedł już czas, by przejść od dyskusji o rynku mocy do konkretnych decyzji, które znajdą odzwierciedlenie w prawie. Majchrzak zwrócił uwagę, że po 2023 r. wróci problem niedoboru mocy po wyłączeniu najstarszych bloków.

W okresie przejściowym, czyli zanim w systemie pojawią się nowe bloki, zabezpieczać przed niedoborami mocy mają nas funkcjonujące już sposoby, m.in. rezerwa interwencyjna oraz operacyjna rezerwa mocy i zarządzania popytem.

– Rozmawiajmy o przyszłym kształcie rynku energii, bo dzisiaj na wprowadzenie mechanizmu rynku mocy po to, żeby uratować przyszły rok czy najbliższe lata, jest już za późno. Mechanizmy, którymi dysponujemy, zupełnie wystarczają na bezpieczne prowadzenie systemu – wtórował Maciej Bando, prezes Urzędu Regulacji Energetyki, zaznaczając, że trzeba się przygotować na sytuację, z jaką przyjdzie się nam zmierzyć w połowie lat 20. tego wieku.

W najbliższym czasie URE opublikuje raport na temat planów inwestycyjnych wytwórców energii do 2028 r. Przygotowano go na podstawie informacji ze spółek, m.in. dotyczących modernizacji bloków powyżej 50 MW, niebędących źródłami opartymi na OZE.

Podyskutuj z nami na Facebooku, www.fa­ce­bo­ok.com/eko­no­mia. Czy w imię bezpieczeństwa energetycznego byłbyś skłonny zapłacić więcej za prąd?

Opinia

Tomasz ?Dąbrowski, dyrektor departamentu energetyki ?w Ministerstwie Gospodarki

Przy dużej niepewności co do przychodów ze sprzedaży energii i kosztów funkcjonowania elektrowni związanych m.in. z prawami do emisji CO2 przyszłe decyzje o budowie wymagają już dziś wprowadzenia mechanizmów zmniejszających ryzyko. Dlatego rozważamy wprowadzenie rynku mocy, a także mechanizmów zapewniających energetyce przychody pokrywające koszty stałe i dające choć minimalny zysk. Analizujemy też wprowadzenie kontraktów dla wymuszenia inwestycji zgodnych z prognozami zapotrzebowania naszego kraju na energię w długim czasie. Chodzi o to, by podejmowane inwestycje zapewniły krajowi właściwy poziom i strukturę mocy. Decyzja o wprowadzeniu takich mechanizmów musi być rozważna, bo na trwałe zmieni ona sposób funkcjonowania rynku.

Do wyłączenia  bloki o mocy 12 GW

Spółki energetyczne kontrolowane przez Skarb Państwa budują dziś 5 tys. MW nowych mocy wytwórczych. Łączny koszt tych inwestycji to 30 mld zł. Chodzi m.in. o nowe bloki węglowe w Opolu (PGE), Jaworznie (Tauron) i Kozienicach (Enea), a także siłownie gazowe w Stalowej Woli (Tauron i PGNiG) oraz Włocławku (PKN Orlen). Ale – jak wynika z informacji resortu skarbu – z powodu zaostrzania norm emisji zanieczyszczeń oraz ogólnego starzenia się naszej energetyki do 2017 roku wyłączone zostaną bloki o łącznej mocy ponad 4 tys. MW, a do 2030 roku będzie to ponad 12 tys. MW wyłączonej mocy.

Dziś średni wiek bloku energetycznego w Polsce wynosi 40 lat, a tylko 10 proc. z nich jest młodszych niż dziesięć lat. Dlatego kolejne inwestycje są niezbędne. A biorąc pod uwagę to, że procesy inwestycyjne są długoterminowe i kapitałochłonne, decyzje o tym, w jakiej technologii budować kolejne bloki po 2020 roku, powinny zapadać w najbliższym czasie.