Co zrobić z polską energetyką
Największym problemem dla firm energetycznych w realizacji nowych projektów inwestycyjnych jest ogromna niepewność sytuacji rynkowej, wynikająca z ryzyka regulacji, niskich cen surowców oraz rozwoju OZE. Kluczowe pytanie w kontekście polskiego miksu energetycznego brzmi nie co po węglu, lecz co obok węgla? To, że „czarne złoto” będzie stanowić podstawę naszej energetyki nie ulega bowiem wątpliwości. Należy pamiętać jednak, że utrzymanie konkurencyjności węgla wobec innych źródeł niekoniecznie oznacza, że górnicy w Polsce mogą spać spokojnie. Jeśli polski sektor górniczy nie zostanie poddany głębokiej restrukturyzacji prawdopodobne jest, że węgiel będziemy sprowadzać zza granicy. A sam kształt miksu energetycznego powinni odpowiadać inwestorzy, wybierając bardziej opłacalne inwestycje, a nie państwo, które powinno się skoncentrować na tworzeniu najbardziej dogodnych warunków do inwestycji.
Starzejące się bloki energetyczne, budowa wspólnego rynku UE, czy unijny kurs na gospodarkę niskoemisyjną nie wyczerpują długiej listy uwarunkowań, które rząd musi wziąć pod uwagę tworząc koncepcję polityki energetycznej Polski na kolejne lata. Skala wyzwań, przed którymi stoi nasza energetyka powoduje, że będzie to jedna z kluczowych polityk publicznych w perspektywie najbliższych dekad. Ogromne potrzeby inwestycyjne w Polsce, wynikające z konieczności zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego powodują, że dużym wyzwaniem będzie utrzymanie konkurencyjnych cen energii. Należy przy tym podkreślić, że tani prąd to nie tylko kwestia ważna dla budżetów gospodarstw domowych, ale także istotny czynnik wpływających na konkurencyjność naszej gospodarki. Nie wolno także zapominać, że problemy dotykające sektor energetyczny wpływają w bezpośredni sposób także na inne sektory, w tym przede wszystkim sektor górniczy, dla którego elektrownie stanowią głównych klientów. Pełny obraz wyzwań dopełnia fakt, że niezależnie od kondycji polskich firm energetycznych, samo górnictwo wymaga radykalnych reform.
Czy jesteśmy bezpieczni?
Rozpatrując kondycję polskiej energetyki należy rozpocząć od zagadnienia bezpieczeństwa energetycznego. Cena czy kwestie środowiskowe są bowiem w hierarchii ważności wtórne wobec podstawowej kwestii, jaką jest zapewnienie ciągłości dostaw energii. Przez długi okres czasu mówiąc o zagrożeniach dla bezpieczeństwa energetycznego Polski, uwaga skoncentrowana była na dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego (bezpieczeństwo dostaw ropy od lat nie stanowi zagrożenia), które do niedawna niemal w całości pochodziły w Rosji. Dziś, wobec budowy terminalu LNG w Świnoujściu, budowie połączeń w ramach Korytarza Północ-Południe, rozwoju unijnego rynku gazu poprzez ujednolicanie regulacji, a przede wszystkim możliwości zwrotnych dostaw tego surowca z Niemiec, bezpieczeństwa dostaw gazu nie stanowi już głównego wyzwania.
Niestety na horyzoncie pojawiło się nowe zagrożenie, jakim jest bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej wynikające z konieczności zamykania wysłużonych bloków energetycznych budowanych jeszcze w PRL-u (do 2020 r. trzeba będzie wyłączyć 6 tys. MW starych wysłużonych siłowni). Kończy się więc bezpieczny okres, w którym korzystaliśmy z potężnej infrastruktury wybudowanej na potrzeby energochłonnej gospodarki Polski Ludowej. Biorąc pod uwagę spodziewany wzrost gospodarczy, który silnie skorelowany jest ze wzrostem zapotrzebowania na energię i brak adekwatnych inwestycji w nowe bloki energetyczne, sytuacja nie wygląda optymistycznie. Preludium tego zagrożenia miało miejsce w ubiegłym roku, kiedy to ogłoszony został 20. stopień zasilania i część przedsiębiorstw miało ograniczone dostawy energii, co przełożyło się na wymierne straty dla polskiej gospodarki.
Na niepewnym rynku
Największym problemem dla firm energetycznych w realizacji nowych projektów inwestycyjnych jest ogromna niepewność sytuacji rynkowej, wynikająca z ryzyka regulacji, niskich cen surowców oraz rozwoju OZE.
Energetyka jest branżą wyjątkowo silnie regulowaną przez państwo i z tego powodu bardzo wrażliwą na zmiany prawa. Tymczasem od kilku lat trwają prace nad ustawami, które określą kształt polskiej energetyki i nikt nie jest w stanie przewidzieć, jaki będzie ich finalny efekt, ponieważ w tym obszarze ścierają się ze sobą rozmaite interesy.
Poza brakiem decyzyjności rządu problemem jest fakt silnego powiązania energetyki z polityką klimatyczną i środowiskową prowadzoną przez UE. Wciąż nie jest pewny ostateczny kształt regulacji nowego pakietu energetyczno-klimatycznego 2030, co rodzi niepewność kosztów, jakie firmy energetyczne z tego powodu będą musiały ponieść. Szczegółowe przepisy dopiero są przygotowywane, dlatego wiele firm wstrzymuje inwestycje, czekając na rozwój wydarzeń.
Po drugie, inwestycje w bloki energetyczne są długoterminowe i inwestor analizując opłacalność danej inwestycji musi wziąć pod uwagę nie tylko obecną sytuację rynkową, ale także sytuację za 5, 10, a nawet 30 lat. Tak odległy horyzont czasowy w sytuacji niepewności i dynamicznych zmian w szeroko pojętym sektorze energetycznym powoduje ogromne ryzyko nie tylko dla firm energetycznych, ale przede wszystkim dla instytucji finansowych, które udzielają kredytów na nowe projekty, szczególnie że bloki energetyczne są bardzo kosztowne (np. budowa elektrowni w Opolu to koszt ok. 10 mld zł). Niektóre banki w ogóle nie chcą już finansować inwestycji węglowych, nie widząc dla nich przyszłości na europejskim rynku.
Na marginesie warto uświadomić sobie, że zaplanowanie miksu energetycznego w perspektywie 2050 roku, co zakłada ostatni rządowy dokument, jest nie tyle mało realne, ile niemal całkowicie niemożliwe. Tak jak ponad dekady temu nikt nie wyobrażał sobie np. rewolucji łupkowej, a pięć lat temu nikt nie przepowiedział obecnych cen surowców, tak dziś nie jesteśmy w stanie przewidzieć, dokąd zaprowadzą nas nowe technologie w niedługim czasie. Szczególne znaczenie mają trzy megatrendy, choć na nich rewolucja się nie kończy. Z jednej strony wzrost efektywności energetycznej, z drugiej rozwój magazynowania energii, z trzeciej rozwój samochodów elektrycznych. Przyjęcie horyzontu czasowego w tworzeniu założeń polityki energetycznej na 20 lat to absolutnie najdłuższy okres, w którym jesteśmy w stanie trzymać się ziemi.
Poza ryzykiem regulacyjnym drugą kluczową niewiadomą są ceny surowców. Obecnie mamy do czynienia z bardzo niskimi cenami wszystkich surowców w wyniku ich nadpodaży dzięki m.in. łupkowej rewolucji, wyhamowaniu wzrostu chińskiej gospodarki, czy rozwoju OZE. Dla polskiej energetyki kluczowe są bardzo niskie ceny węgla, które utrzymują się od kilku lat i nie widać perspektyw na zmianę tego trendu. Konsekwencją są także niskie ceny energii elektrycznej na polskiej giełdzie, które utrzymują się dłuższego czasu i nie należy się spodziewać zmiany z uwagi na wzrost instalacji OZE, które zwiększają podaż prądu, a także fakt, że nowe elektrownie węglowe mają dużo wyższą efektywność (ok. 45%) niż stare (30%), co oznacza, że będą potrzebować mniej paliwa. Obecnie niewiele elektrowni wychodzi na zero, a to rodzi ryzyko nieopłacalności wielu planowanych inwestycji w nowe bloki energetyczne. Zdaniem ekspertów próg rentowności dla elektrowni na węgiel kamienny to 200 zł za megawatogodzinę w hurcie, tymczasem dziś kontrakty na dostawę energii w przyszłym roku wynoszą ok. 160 zł. Z okazałej listy projektów nowych bloków węglowych jedynie trzy są obecnie realizowane – elektrownia w Opolu, Kozienicach i Jaworznie. Nie jest przypadkiem, że inwestorem są polskie spółki Skarbu Państwa. Wielu ekspertów podkreśla, że to właśnie nacisk rządu na budowę nowych bloków był kluczowy, bo analizy ekonomiczne nie były optymistyczne. Taką tezę potwierdza fakt, że pozostałe planowane inwestycje przez inne spółki zostały zawieszone. Symptomatyczna jest zresztą sama historia projektu elektrowni w Opolu. Były prezes PGE (inwestor) Krzysztof Kilian musiał ustąpić ze stanowiska, ponieważ nie chciał budować nierentownej elektrowni. Dziwnym trafem jego następca Marek Woszczyk policzył jeszcze raz i… okazało się, że elektrownia się „spina”. Nie powinno to dziwić – z niskiej ceny akcji spółek nie trzeba się tłumaczyć wyborcom, a z blackoutów owszem.
Kolejne wypadające z systemu bloki będą rodzić presję na podwyższenie ceny, ale zanim inwestorzy otrzymają rynkowy sygnał i nowe inwestycje zostaną wybudowane i podłączone do sieci, zagrożenie dla bezpieczeństwa dostaw energii będzie bardzo duże, ponieważ popyt i podaż na energię w Polsce w okresie zmian będą niemal zrównane.
Nie należy jednak siać paniki. Polsce nie grozi w najbliższych (póki co) black out na dużą skalę. W użyciu pozostają dwa mechanizmy ratunkowe, z których może skorzystać PSE – polski operator sieci energetycznej: pierwszy to operacyjna rezerwa mocy (operator płaci właścicielom bloków, których działanie jest nierentowne za niewyłączanie ich ze względu na bezpieczeństwo całego systemu energetycznego), drugi to interwencyjna rezerwa zimna (operator płaci właścicielowi bloków za utrzymywanie ich w gotowości do uruchomienia na polecenie operatora podczas przewidywanych okresów deficytu mocy).
Utrzymanie niepewności będzie jednak skutkować zagrożeniem w dłuższym terminie, kiedy to kolejne bloki będą zamykane, a nowych nie będzie przybywać. Obecnie proponowaną przez spółki energetyczne i przygotowaną odpowiedzią na ten problem jest wprowadzenie w Polsce tzw. rynku mocy. Ten mechanizm oznacza, że inwestor dostanie wynagrodzenie nie tylko za sprzedaż energii, ale także za samą gotowość elektrowni do jej produkcji. Rynek mocy jest więc mechanizmem obniżającym ryzyko braku rentowności nowych bloków energetycznych. W ten sposób firmy energetyczne będą mogły wykazać przed instytucjami finansującymi kredyty opłacalność inwestycji. Bez rynku mocy budowa nowych bloków jest bardzo ryzykowna, choć założenia nowej ustawy każą postawić zasadne pytanie, czy wprowadzenie systemu aukcyjnego, gdzie zabrania się wspierania konkretnych technologii, czy źródeł (to warunek UE) pozwoli uzyskać elektrowniom konwencjonalnym takie wsparcie, aby projekty były rentowne. Jednego można być pewnym. Przy obecnych cenach nowe bloki nie zapewnią zwrotu z inwestycji, nie mówiąc już o jakiejkolwiek marży. Problem z budową rynku mocy polega nie tylko na dodatkowym obciążeniu odbiorców energii de facto podatkiem od bezpieczeństwa energetycznego. Duży opór wobec tego mechanizmu wykazuje Komisja Europejska, ponieważ jeśli każde państwo będzie płaciło inną dotację firmom utrzymującym elektrownie, utrudni to budowę wspólnego rynku energii w UE, co jest jednym z priorytetów polityki energetycznej Unii. Inną dyskusyjną kwestią jest fakt, że rynek mocy, czyli subsydia dla energetyki konwencjonalnej, są następstwem subsydiów do OZE. Rodzi to oczywiste pytanie o sensowność takiego mechanizmu. Jak wyjść z tej spirali regulacji nikt jeszcze przekonująco nie odpowiedział.
Jaki miks energetyczny?
Drugim kluczowym pytaniem dotyczącym polityki energetycznej jest pytanie o docelowy pożądany miks energetyczny. Lobby poszczególnych sektorów energetycznych przekonują do wyższości węgla, gazu, atomu, bądź OZE nad pozostałymi źródłami energii. W grę wchodzą duże pieniądze, dlatego w debacie publicznej obserwujemy walkę na raporty, w których każda strona wskazuje selektywnie wybrane liczby, aby dowodzić swoich racji. Kluczowe pytanie w kontekście polskiego miksu brzmi nie co po węglu, lecz co obok węgla? To, że „czarne złoto” będzie stanowić podstawę naszej energetyki nie ulega bowiem wątpliwości. Wynika to zarówno z faktu, że elektrownie i elektrociepłownie węglowe stanowią dominujące źródła pozyskiwania energii dla polskiego systemu energetycznego i wiele z nich jest przygotowanych do eksploatacji jeszcze przez kilka dekad. Poza tym posiadamy znaczące rezerwy węgla, co powoduje, że, w przeciwieństwie do innych surowców, nie musimy go importować.
W powszechnym odczuciu idealny miks energetyczny powinien być maksymalnie zróżnicowany. Często za wzór pokazywane są państwa, w których miks wygląda jak idealnie różnokolorowe „kółeczko”. Choć bez wątpienia dywersyfikacja źródeł energii zwiększa bezpieczeństwo energetyczne, to należy zapytać, czy jest to uzasadniony koszt? Subsydiowanie zielonej energii, czy budowa drogiej elektrowni atomowej oznacza zwiększenie cen energii, które wkrótce i tak znacząco wzrosną, co względu na konieczność inwestycji infrastrukturalnych, o których pisałem wcześniej. Dlatego z punktu widzenia cen energii najbardziej optymalnym rozwiązaniem byłoby pozostawienie miksu energetycznego mechanizmom rynkowym. To inwestorzy powinni kształtować miks wybierając bardziej opłacalne inwestycje, a nie państwo, które powinno się skoncentrować na tworzeniu najbardziej dogodnych warunków do inwestycji. Innym powodem, dla którego wybór miksu energetycznego z góry w perspektywie kilku dekad jest problematyczny to rozwój technologiczny, który w sektorze energetycznym jest bardzo dynamiczny, a którego natura jest nieprzewidywalna. Najlepszy przykład jak technologie mogą istotnie zaburzyć rządowe plany jest rewolucja łupkowa w USA. W ciągu dekady Stany Zjednoczone z dużego importera stały się eksporterem gazu, a terminale importowe kosztujące miliardy dolarów są przerabiane na eksportowe.
Główny wniosek, jaki płynie zza oceanu to ryzykowność określania, z jakiego źródła energii powinno się korzystać. Polski rząd powinien rzecz jasna robić prognozy zapotrzebowania na energię, ale to prognozy powinny się dostosowywać do rzeczywistości, a nie na odwrót. Na pytanie, czy powinniśmy inwestować w gaz, węgiel, OZE czy atom rząd powinien odpowiadać – zapytajcie inwestorów, które źródła energii oceniają jako najbardziej atrakcyjne. Tak jak rząd nie decyduje czy powinniśmy korzystać z masła, czy margaryny, tak nie powinien decydować czy korzystać z gazu, czy z odnawialnych źródeł energii. Z punktu widzenia rządu kluczowe jest bowiem zapewnienie pokrycia zapotrzebowania na energię, a źródło energii ma charakter wtórny. Takie rozwiązanie jest nie tylko najtańsze, ale i najbardziej sprawiedliwe. Wygra ten, kto będzie w stanie najtaniej produkować energię, co wpisywałoby się w koncepcję wzrostu konkurencyjności polskiej gospodarki, a nie ten, kto wywalczy sobie przewagę w postaci subsydiów, czy korzystnych regulacji. Mechanizm ten powinien dotyczyć rywalizacji między węgiel, gazem, OZE i atomem, ale także między poszczególnymi subsektorami OZE, a więc wiatrem, słońcem, czy biomasą.
Pozostawienie rynkowi swobody kształtu miksu jest także ważne ze względu na ideę budowy wspólnego rynku energii UE. Znoszenie barier w przepływie prądu między państwami powoduje, że drogi krajowy prąd będzie wypierany przez import. Wysokie ceny za energię będą więc ryzykiem dla krajowych firm energetycznych utraty klientów na rzecz zagranicznych konkurentów. Utrzymanie niskich cen dzięki ograniczeniu ingerencji w rynkowy mechanizm powodowałby, że wspólny rynek byłby nie zagrożeniem, ale szansą na eksport polskiej energii.
Takie rozwiązanie musi zawierać kilka ważnych zastrzeżeń. Po pierwsze, Polska zobowiązała się w ramach pakietu energetyczno-klimatycznego do podniesienia udziału OZE w miksie energetycznym do 15% do 2020 r. a kolejny pakiet przyjęty na szczycie Rady Europejskiej w 2014 r. będzie obligował do podniesienia tego poziomu. Polska musi więc wprowadzić mechanizm wymuszający osiągnięcie tego pułapu w przypadku, gdy rynek sam z siebie nie wygeneruje odpowiedniej liczby inwestycji. W tym celu najbardziej rozsądnym rozwiązaniem jest wprowadzenie systemu aukcyjnego, na którym państwo będzie dawać subsydia tym zielonym inwestycjom, które będą wymagały najniższej dopłaty, aby zrealizować unijne wymagania.
Drugie ważne zastrzeżenie dotyczy konieczności obniżenia ryzyka inwestycyjnego, aby w ogóle jakiekolwiek inwestycje powstawały. To wymaga przyjęcia ponadpartyjnej doktryny energetycznej, która będzie kontynuowana przez kolejne rządy, przynajmniej co do kluczowych mechanizmów, aby zachować stabilność głównych celów i tym samym regulacji.
Trzecie zastrzeżenie dotyczy wspomagającej roli OZE. W wyniku niestabilności dostaw energii tych źródeł, wynikających ze zmiennych warunków pogodowych, niezależnie od kosztów wytworzenia energii „zielone” instalacje będą mieć charakter uzupełniający wobec bloków węglowych/gazowych/atomowych. Każdy megawat mocy z OZE musi mieć pokrycie 1 megawata z „pewnych” źródeł, co rodzi pytanie o możliwość docelowego oparcia systemu energetycznego na OZE. Należy także pamiętać, że moc 1 MW pochodząca z farm wiatrowych nie równa się 1 MW pochodzącego z elektrowni węglowych, ponieważ średni współczynnik wykorzystania to niecałe 30% procent. Dopóki nie zostanie wynaleziony sposób na magazynowanie energii w dużej skali, w Polsce, ale także w innych państwach nie ma szans, aby energia wiatrowa czy fotowoltaiczna zastąpiła energię pochodzącą z węgla/gazu/atomu jako podstawa systemu. Nie można bowiem utrzymywać dwóch różnych systemów energetycznych – silnie dotowanej energetyki odnawialnej i rynkowej konwencjonalnej, bo ta druga nie będzie opłacalna, jeśli będzie pracować tylko jako uzupełnienie OZE.
„Urynkowienie” miksu energetycznego spowodowałoby, że w najbliższym czasie elektrownie węglowe wyparłyby zarówno elektrownie gazowe, jak i atomowe. Także OZE nie rozwinęłyby się bez dotacji. Wynika to z bardzo niskich cen węgla na rynku. Należy jednak pamiętać, że ceny surowców nie są stałe i wzajemna konkurencyjność może się zmienić. Wpływ na to będą mieć nie tylko czynniki podażowe i popytowe, ale w przypadku węgla także ceny uprawnień CO2, które stanowią quasi-podatek płacony przez elektrownie węglowe. Dziś ceny te są niskie, ale już wkrótce Komisja Europejska może administracyjnie zaingerować w rynkowy mechanizm ich wyceny i wówczas okaże się, że koszt produkcji energii z węgla po uwzględnieniu cen uprawnień CO2 będzie wyższy od energii gazowej czy atomowej.
Górnicy nie mogą spać spokojnie
Należy pamiętać, że utrzymanie konkurencyjności węgla wobec innych źródeł niekoniecznie oznacza, że górnicy w Polsce mogą spać spokojnie. Jeśli polski sektor górniczy nie zostanie poddany głębokiej restrukturyzacji prawdopodobne jest, że węgiel będziemy sprowadzać zza granicy. Nie stanowi to zagrożenia dla bezpieczeństwa energetycznego, ponieważ rynek węgla jest płynny, ale będzie stanowić problem dla wszystkich podsektorów górniczych, które przy życiu utrzymuje krajowa produkcja. Oczywiście ratunkiem dla górników może być blokowanie importu wszelkimi sposobami lub wymuszanie na polskich firmach państwowych kupowanie polskiego węgla, co będzie oznaczać osłabienie konkurencyjności polskiej energetyki, która będzie zmuszona kupować droższy polski węgiel. Takie próby były już podejmowane, nie bez sukcesu. Reformy, jakich wymaga polski sektor górniczy, muszą być bardzo zdecydowane, ponieważ przy obecnej cenie węgla (cena ARA w 2015 r. wyniosła średnio 57 USD za tonę, w 2011 r. 120 USD za tonę) zdecydowana większość polskich kopalni jest nierentowna, co rodzi koszty dla całej gospodarki. Niestety, ale pomysł utworzenia Polskiej Grupy Górniczej zapowiada się jako kolejne podłączenie do kroplówki, a nie całościowa naprawa głównego problemu, jakim są utrzymywanie nierentownych kopalń i zbyt wysokie koszty w perspektywicznych zakładach. Niestety, ale kroplówka ta pochodzi w dużej mierze z sektora energetycznego, co znacząco ogranicza możliwości inwestycyjne polskich firm wytwarzających energię elektryczną.
Szukając pozytywnych aspektów, warto podkreślić, że polski węgiel może być wydobywany rentownie. Świadczą o tym nie tylko te polskie kopalnie, gdzie wydobywa się go z zyskiem, ale także fakt, że w Polsce zainwestowały już prywatne spółki czeskie (NWR zainwestowało w złoża w Dębieńsku, a holding EPH kupił od Kompanii Węglowej kopalnię Silesia), a koncesji udzielono firmom z Australii. Konkurencja za strony prywatnych firm jest potrzebna, aby zwiększyć presje na państwowe kopalnie, aby zwiększały efektywność.
Zegar tyka
Skala wyzwań stojąca przed polską energetyką jest ogromna i niewielkie to pocieszenie, że inni wcale nie mają łatwiej. Co więcej, choć liczba niewiadomych się nie zmniejsza, kończy się czas ostrożnego wyczekiwania na rozwój sytuacji. Jeśli polscy politycy nie będą w stanie udzielić odpowiedzi jak zapewnić i ile powinno kosztować bezpieczeństwo energetyczne, a także jak utrzymać niskie ceny energii dynamika wydarzeń w UE i na świecie stopniowo będzie nam zawężała pole możliwości. Czas więc na odważne decyzje.
