Zdaniem autorów raportu Polska nie musi wybierać pomiędzy bezpieczeństwem energetycznym, a zielonym kierunkiem transformacji. – Państwo powinno skupić się na roli bezstronnego regulatora dbającego o efektywne funkcjonowanie rynku energii i stymulowaniu szybkiej modernizacji elektroenergetyki” – podkreślają autorzy. Obszerny raport jest diagnozą obecnego stanu polskiej energetyki w dużej mierze zdominowanej przez spółki z udziałem skarbu państwa, z wiodącą rolą węgla. Nowe źródła OZE są zaś jak wynika z wyliczeń autorów domeną prywatnych inwestorów. Aby zmienić tę sytuację autorzy proponują kilka rekomendacji w kontekście realizowanego już przez Państwo planu transformacji krajowej energetyki. 

materiały prasowe

Rola NABE

Polska transformacja energetyczna opiera się w dużym stopniu na koncepcie wydzielenia aktywów węglowych ze spółek energetycznych i przeniesieniu ich do Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego. Deklarowanym celem powstania NABE jest zabezpieczenie bezpieczeństwa stabilnych dostaw energii elektrycznej wytwarzanej z węgla. Dodatkowo, wydzielenie aktywów węglowych miałoby pomóc grupom energetycznym skupić się na przyspieszeniu inwestycji w nisko- i zeroemisyjne źródła energii oraz infrastrukturę przesyłową. Zdaniem autorów raportu, utworzenie NABE doprowadzić jednak może do dalszej konsolidacji rynku wytwórczego oraz rozmontowania systemów konkurencyjnych na istniejącym rynku energii. – Z powołaniem NABE wiąże się ryzyko przedłużonego dotowania ze środków publicznych zarówno elektrowni, jak i wydobycia węgla w kopalniach, które w logice rynkowej zostałyby zamknięte – czytamy. Zdaniem autorów, samo utworzenie Agencji nie rozwiąże podstawowych problemów polskiej energetyki, które wynikają z systemowych barier utrudniających. – Rozwiązaniem po powstaniu NABE mogłoby być skupienie się Agencji na wygaszaniu aktywów węglowych i kopalń wedle z góry przyjętego harmonogramu oraz sprywatyzowanie pozostałych spółek skarbu państwa powstałych po wydzieleniu NABE, w których portfelach dominowałyby aktywa niskoemisyjne, i których strategia działania byłaby ukierunkowana na technologie zeroemisyjne – czytamy. Autorzy podkreślają, że rolą państwa powinna być bowiem bezstronna regulacja rynku energii nastawiona na transformację oraz elastyczność sieci w tym kontrola nad powstającymi elektrowniami jądrowymi, jeśli planowany przez rząd program jądrowy się rozpocznie. 

materiały prasowe

Jak bilansować system, jeśli nie drogim gazem?

WiseEurope przypomina, że eksplozja cen gazu w 2022 r. oraz problemy z jego dostępnością powodują, że pogląd ten zaczął być kwestionowany, a przeciwnicy budowy nowych bloków gazowych jako źródeł bilansujących zaczęli wskazywać na alternatywne możliwości balansowania systemu poprzez: rozbudowę elektrowni szczytowo-pompowych i innych magazynów energii, zwiększanie przepustowości połączeń międzynarodowych, cable pooling (czyli współdzielenie infrastruktury przyłączeniowej przez źródła słoneczne i wiatrowe) poprawiający ich charakterystykę sieciową oraz lepsze prognozowanie zapotrzebowania i wytwarzania z OZE pozwalające na wdrożenie skutecznych mechanizmów sterujących popytem (zmniejszanie go w momencie deficytu energii z OZE). – W praktyce do zabezpieczenia stabilności systemu energetycznego, zarówno w okresie przejściowym (w trakcie rozbudowy źródeł odnawialnych), jak i docelowo, gdy – zgodnie ze strategiami polskiego rządu – będzie on zdominowany przez mix OZE i energii jądrowej, niezbędne są mechanizmy regulujące system energetyczny, które będą prawdopodobnie zróżnicowane, obejmując zarówno sterowalne źródła gazowe wyposażone w instalacje CCS (Instalacja wychwytywania, transportu i składowania dwutlenku węgla, CCS – ang. carbon dioxide capture and storage), jak i magazyny energii (szczytowo-pompowe i innego rodzaju) oraz rynkowe kontrakty umożliwiające zarządzanie popytem (DSR) – wskazują. Ich zdaniem rolą państwa nie powinno być przy tym zwalnianie tempa transformacji tak, by kontrolowane przez nie podmioty nie straciły swojej pozycji rynkowej, lecz raczej otwarcie rynku na konkurencję prywatną, tak by rozwój źródeł niskoemisyjnych był możliwie najszybszy. – W zliberalizowanym, otwartym rynku duża część wysiłku transformacyjnego w elektroenergetyce może być bowiem zaspokojona przez sektor prywatny. Zarazem spółki skarbu państwa powinny aktywnie włączyć się w transformację na zasadach konkurencyjnych poprzez własne inwestycje w źródła zeroemisyjne – wskazano. Zadaniem administracji powinno być skupienie na ułatwieniu tych procesów na całym rynku poprzez np. kontraktowanie zielonej energii przez przemysł i biznes (umowy cPPA), czy wsparcie wspólnot energetycznych oraz prosumentów.

Brak liberalizacji winne opóźnieniom w rozwoju sieci

Poważnym problemem – którego rozwiązanie może wymagać odpowiedniej legislacji – są niedobory mocy w systemie elektroenergetycznym. Zwiększający się popyt na energię elektryczną oraz chroniczne niedoinwestowanie w obszarze elektroenergetyki często skutkuje pracą systemu elektroenergetycznego na maksymalnym obciążeniu bez marginesu błędu (brak rezerw). Ich zdaniem za znaczną część tej sytuacji odpowiada brak liberalizacji rynku i preferowanie spółek skarbu państwa kosztem inwestorów prywatnych. – Obniża to inwestycje w nowe moce i skutkuje deficytami. Poza wspomnianą liberalizacją oraz inwestycjami w poprawę elastyczności sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, co pozwoliłoby na otworzenie rynku dla większej ilości inwestorów w krótszym czasie, ważnym zadaniem dla państwa w tym kontekście będą działania i usługi obniżające zapotrzebowanie od strony popytowej: wsparcie autokonsumpcji, czy obniżanie szczytowego zapotrzebowania – wskazują.

Rynek mocy dla OZE?

Potencjalnym polem dla państwa może być też reforma rynku mocy, na którym kontraktuje się i płaci przedsiębiorstwom energetycznym za oferowanie odpowiedniej ilości mocy do dyspozycji operatora systemu. Ma to rozwiązywać problem zagrożenia występowania niedostatków podaży w systemach zdominowanych przez źródła niesterowalne, poprzez zapewnienie dodatkowego przychodu mniej rentownym, ale sterowalnym źródłom energii. Na wdrożenie tego rozwiązania zdecydowała się również Polska, która na odbytych już sześciu aukcjach wsparła w dużej mierze istniejące moce węglowe i gazowe, podczas gdy źródła niskoemisyjne oraz mechanizmy sterowania popytem stanowiły zaledwie małą frakcję zakontraktowanych usług. WiseEuropa przypomina, że w chwili obecnej wsparcie to jest więc raczej pomocą publiczną dla elektrowni konwencjonalnych, będących własnością spółek skarbu państwa niż realną regulacją służącą przebudowie systemu. – Tak jednak nie musi być w przyszłości, jeśli reformie ulegnie mechanizm aukcji mocy uwzględniając realne potrzeby transformacji systemu – proponują autorzy raportu. W szczególności zasady aukcji rynku mocy mogłyby preferować jednostki niskoemisyjne odchodząc od ceny jako głównego kryterium wyboru.

NABE a wycena

Niezależnie od tych sugestii, same zainteresowane spółki państwowe przekonują, że prace nad NABE są realizowane zgodnie z przyjętym harmonogramem. Kluczowa w tym procesie wycena aktywów węglowych jest zaplanowana na drugą połowę tego roku. – Proces wyceny jest w trakcie. Doradcy do wyceny zostali wybrani przez strony transakcji. Przygotowywane są dane do wyceny. Bieżąca sytuacja na rynku energetycznym zostanie ujęta w założeniach do wyceny – wyjaśnia biuro prasowe Polskiej Grupy Energetycznej. Łukasz Zimnoch, rzecznik prasowy, Taurona przyznaje w tym kontekście, że kwestia struktury i rozliczenia transakcji nie zostały jeszcze ostatecznie uzgodnione, a w kontekście poprawy koniunktury na węgiel zwraca uwagę, że pozytywne zmiany na rynku poprawiają wycenę wartości przedsiębiorstwa (EV), a cena transakcyjna stanowi różnicę między tą wartością a długiem netto spółki. Rzecznik Taurona wskazuje, że wszystkie prace w grupie prowadzone są zgodnie z założonymi harmonogramami. – Zakończyliśmy przygotowanie wewnętrznej reorganizacji związanej z wydzieleniem konwencjonalnych aktywów wytwórczych. Mamy wybranych doradców, którzy pracują nad raportami z badań due diligence i wyceną aktywów – wyjaśnia.

Biuro prasowe kolejnej z grup, poznańskiej Enei podkreśla, że wycena aktywów będzie przeprowadzona na warunkach rynkowych. – W grupie Enea jesteśmy na zaawansowanym etapie przygotowań do przeprowadzenia szacowania – informują przedstawiciele spółki. Podobnie jak PGE i Tauronu, także Enea wskazuje, że wpływ na wyceny będzie mieć sytuacja rynkowa z ostatnich kilku miesięcy, ale również perspektywa długoterminowa obejmująca planowane odstawienia starszych jednostek, efektowność i sprawność produkcyjną najnowszych, takich jak np. B11, jak również wsparcie z mechanizmów mocowych. – Oddzielnym procesem jest wycena na potrzeby transakcji sprzedaży. Będzie ona wykonywana w dalszej kolejności w terminie umożliwiającym zamknięcie transakcji do końca roku. Na tym etapie nie ujawniamy poszczególnych etapów procesu transakcyjnego – tłumaczy biuro prasowe spółki.

Autopromocja
Specjalna oferta letnia

Pełen dostęp do treści "Rzeczpospolitej" za 5,90 zł/miesiąc

KUP TERAZ

NABE a dług

Gorącą kwestią ostatnich tygodni jest kwestia podziału zadłużenia spółek i aktywów węglowych, które pierwotnie miał wziąć na siebie Skarb Państwa. – Na podstawie porozumienia zawartego między czterema grupami energetycznymi i MAP, w ramach prac z doradcą, opracowywane zostały założenia rynkowe, w tym miks energetyczny i ścieżki cenowe oraz kryteria dotyczące pracy wytwórczych aktywów węglowych – w konsekwencji zbudowany został model finansowy, zakładający przychody i koszty oraz niezbędne nakłady inwestycyjne, jak i generowane przepływy i zapotrzebowanie na kapitał – wyjaśnia rzecznik Taurona. PGE wskazuje, że kwestia zadłużenia jest aktualnie konsultowana m.in. z instytucjami zainteresowanymi finansowaniem NABE. – Szczegóły rozliczeń w zakresie zadłużenia wewnętrznego pomiędzy spółką wydzielaną a sprzedającym będą odpowiednio ujęte w umowie SPA (umowa kupna i sprzedaży) pomiędzy stronami transakcji – podkreśla biuro prasowe PGE. Koncern wyjaśnia, że jeśli chodzi o zadłużenie zewnętrzne, gdzie stroną umów z instytucjami finansowymi jest spółka wydzielana, pozostaje w mocy i będzie obsługiwane przez spółkę wydzielaną zgodnie z zawartymi uprzednio umowami z tymi instytucjami. Przedstawiciel Taurona dodaje, że trwają ustalenia dot. finansowania zewnętrznego dla NABE oraz uzgodnienia paramentów transakcji między sprzedającymi a Skarbem Państwa. –Ma to związek między innymi z kwestiami zadłużenia aktywów węglowych, uzgodnieniem możliwości i potrzeb NABE, jak i decyzji dotyczących struktury transakcji oraz jej rozliczenia – dodaje.

Krystian Brymora analityk DM BDM, podkreśla, że najważniejszym efektem wydzielenia aktywów węglowych miało być oddłużenie spółek energetycznych. Chodziło nie tylko o wydzielenie samych aktywów węglowych, ale także odciążenie energetycznych podmiotów od węglowych zobowiązań. – Długi urosły w ostatnich latach w efekcie oddania do użytku wielkich bloków węglowych, jak w Kozienicach, Opolu, Jaworznie czy Turowie. Jeśli takie propozycje jak pozostawienie długu w spółkach będą realizowane, będzie to oznaczało, że sam proces powstania NABE wydłuży się – wskazuje analityk. Paradoksalnie – jego zdaniem – może to posłużyć spółkom węglowym, ponieważ dzięki bardzo wysokim cenom energii, ich marże są ponadprzeciętne i na ten moment zarabiają na węglowych aktywach wytwórczych. W spółkach może zaistnieć pokusa, aby dłużej pozostać przy węglu także po 2023 r., w sytuacji w której ich wyniki wzrosną kilkukrotnie. – Spółki mają za sobą dobre dwa lata i znakomite perspektywy na 2023 r. Uczciwa wycena aktywów, powinna odzwierciedlać te perspektywy. Rynek niemniej zakładał, że dług zostanie przeniesiony razem z aktywami do NABE, a ewentualna nadwyżka trafi do spółek w postaci gotówki – mówi Brymora. Wszystko zależy więc od wyceny, która znacząco wzrosła w ostatnich miesiącach. Zdaniem analityka jeśli będzie niesatysfakcjonująca to w mojej ocenie do wydzielina aktywów węglowych nie dojdzie w zakładanym terminie, a spółki przeżyją kolejny rok z aktywami węglowymi zarabiając duże środki.

Do OZE przez NABE?

Władze trzech spółek energetycznych podkreślają, że powołanie NABE to kluczowy warunek dla sektora energetycznego dla wielkich inwestycji w OZE. – Otoczenie rynkowe nie pozwala nam na jednoczesne utrzymanie w naszej Grupie jednostek węglowych, które są bardzo ważne dla całego systemu energetycznego i jednoczesne dynamiczne inwestowanie w OZE. Utrzymując w naszych aktywach jednostki węglowe nie otrzymamy finansowania na rozwój, nie stworzymy odnawialnych źródeł energii w planowanej skali – wyjaśnia sens powstania NABE z punktu widziana spółek, biuro prasowe Enei.

Wyodrębnienie wytwórczych aktywów węglowych ma być silnym impulsem do rozwoju OZE i angażowania coraz większego kapitału w ten segment, a tym samym zwiększenie dynamiki transformacji energetyki oraz gospodarki. – Będziemy mogli się skoncentrować na inwestycjach nisko- i zeroemisyjnych i konsekwentnie realizować założenia naszej zaktualizowanej Strategii Rozwoju – podaje biuro prasowe Enei.

Spółki podkreślają, że model finansowy NABE został opracowany przy udziale doradcy i jest w fazie finalnego odbioru. – Zgodnie z przygotowanym modelem NABE będzie funkcjonowało jako podmiot rynkowy, finansujący swoją działalność operacyjną – zapewnią elektroenergetyczni giganci.