Czarny scenariusz: 21. stopień zasilania

Biznes INTERIA.PL na Twitterze. Dołącz do nas i czytaj informacje gospodarcze

W Unii Europejskiej ceny węgla oraz gazu osiągają rekordowe poziomy, jeszcze szybciej rosną ceny uprawnień do emisji CO2. To ostatnie zjawisko jest z entuzjazmem oceniane przez wiceprzewodniczącego Komisji Europejskiej Fransa Timmermansa, który spodziewa się, że gigantyczne ceny tych uprawnień przyspieszą likwidację energetyki węglowej i zaraz po tym energetyki gazowej. Dlatego raczej nie ma szans, aby polski postulat rezygnacji z systemu ETS lub zreformowania tego systemu został przyjęty przez KE.

W Polsce rozpoczynający się rok 2022 r. będzie rokiem kolejnych problemów w energetyce, a rząd zapewne będzie starał się im zaradzić, wnosząc korekty do swojego programu energetycznego. Korekty mogą być różne. Minister Anna Moskwa w grudniu dała do zrozumienia, że program "Fit for 55" w zasadzie będzie obowiązywał bez zmian. To by znaczyło, że wszystkie państwa Unii Europejskiej bez wyjątku będą musiały m.in. zamknąć wszystkie elektrownie węglowe do 2035 roku. Co prawda minister Moskwa powiedziała potem oficjalnie, że polskie kopalnie węgla kamiennego będą czynne do 2049 r. (dokładnie - ostatnia kopalnia zostanie zamknięta w 2049 r.). Ale przecież mogą zbankrutować wcześniej na skutek realizacji "Fit for 55", choć program rządowy nie przewiduje takiej możliwości. W każdym razie nie w roku 2022.

Mamy jednak mamy do czynienia z poważnymi wyzwaniami w polskiej energetyce. Polska w poniedziałek 6 grudnia musiała sięgnąć po awaryjny import energii od czterech sąsiadów (Szwecja, Niemcy. Słowacja i  Ukraina), aby utrzymać rezerwy mocy na bezpiecznym poziomie. Deficyt wytwarzanej mocy trwał 15 godzin, w szczycie osiągnął 1,2 GW. Tak dużego wolumenu energii nie importowaliśmy nigdy wcześniej. 

Europejska organizacja operatorów uspokaja wprawdzie, że taki doraźny import wystarcza, aby zapobiec wyłączeniom obszarowym lub blackoutom. Nasi lobbyści OZE przekonywali natychmiast, że ten deficyt energii to skutek "wieloletniego odkładania niezbędnych decyzji modernizacyjnych. Konieczne jest podjęcie pilnych działań, adekwatnych do sytuacji". Jednak z danych PSE wynika, że zawiodły właśnie odnawialne źródła energii. Owego fatalnego dnia ogromnie spadły dostawy prądu z farm wiatrowych i fotowoltaiki. Gdyby w Polsce podjęto "niezbędne decyzje modernizacyjne" deficyt energii 6 grudnia byłyby o wiele większy.

Przykładów dostarczają Niemcy mający "zmodernizowaną" energetykę, które coraz częściej muszą doraźnie importować energię; znacznie częściej niż przewidywali niemieccy politycy i eksperci występuje flauta i morskie farmy wiatraków stoją, podobnie jak lądowe. Nic dziwnego, że w Niemczech panuje zmowa milczenia na temat terminu zamykania odkrywek węgla brunatnego, a niemiecka energetyka węglowa w 2021 r. dostarczyła wbrew zapowiedziom znacznie więcej energii niż energetyka odnawialna - 43 proc. prądu pochodziło z elektrowni węglowych, gdy wiatraki i farmy słoneczne dostarczyły tylko 25 proc. Tymczasem umowa koalicyjna SDP, Zieloni i FDP mimo tych fatalnych doświadczeń przewiduje likwidację energetyki węglowej w RFN do lat 2030-2035 r. Plany przewidują, że do końca 2022 roku w Niemczech zamknięte zostaną ostatnie elektrownie jądrowe.

Dla polskich spółek energetycznych czwarty kwartał 2021 rok do roku prawdopodobnie był lepszy niż w 2020 r. Niestety, według ocen analityków w 2022 r. EBITDA tych spółek się pogorszy. Eksperci uważają, że "oczekiwania spółek energetycznych na 2022 rok są konserwatywne. Zakłada się spadek EBITDA spółek o 20-30 proc. Wyniki prawdopodobnie spadną, bo tegoroczne były chyba rekordowe, ale - jak powiedział w mediach Krystian Brymora, analityk Domu Maklerskiego BDM - prognozowane 30 proc. spadku to zbyt dużo, choć spodziewać się można m.in. znacznego pogorszenia wyników w ciepłownictwie z powodu wzrostu cen uprawnień do emisji CO2.

Segment dystrybucji jest stabilny i stabilizacji należy oczekiwać też w przyszłym roku. W otoczeniu rosnących cen energii segment obrotu powinien zarabiać więcej w 2022 roku niż w 2021. Spółki mają już portfel zbudowany, energię mają wykupioną - uważają eksperci. Wyników może nie poprawić Tauron, którego nowoczesny blok w elektrowni w Jaworznie nie pracuje w sytuacji najlepszego otoczenia rynkowego.

Dla ogólnej sytuacji polskiej energetyki w 2022 roku kluczowe byłoby wydzielenie aktywów węglowych do Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE). Projekt mocno krytykowany przez wielu ekspertów ma spore szanse na sukces.

Rząd sfinalizował rozmowy ze stroną społeczną w sprawie powołania NABE. Gdy oddajemy do druku ten tekst wydaje się, że NABE ma pewne perspektywy w Brukseli - projekt formalnie uzyskał prenotyfikację, co jest niewątpliwie sukcesem Ministerstwa Aktywów Państwowych. Rynek zapewne korzystnie oceni tę sytuację. Przypomnę, że projekt programu transformacji sektora elektroenergetycznego w Polsce zakłada wydzielenie wytwórczych aktywów węglowych z PGE, Enei i Tauronu do NABE.

Dotyczy to elektrowni zasilanych węglem kamiennym i brunatnym, w tym spółek serwisowych świadczących na ich rzecz usługi oraz kopalni węgla kamiennego i brunatnego. Przedmiotem wydzielenia nie będą aktywa ciepłownicze wspomnianych spółek. Nabycie przez Skarb Państwa aktywów elektrowni węglowych - aby je wnieść do NABE - miałoby nastąpić w II/III kw. 2022 roku, po przeprowadzeniu due diligence oraz wycen.

Rynek czeka na decyzję URE w sprawie nowej taryfy G na sprzedaż energii. Wprowadzenie tarczy antyinflacyjnej, może spowodować, że wzrost kosztów energii zostanie przeniesiony na klientów. To dałoby spółkom większą przestrzeń do podwyżek, które powinny wynieść ponad 30 proc. na samym komponencie energii. "Jeśli URE zaakceptuje podwyżki o 10-20 proc., to straty spółek obrotu w obszarze regulowanym mogą wynieść 0,5-1 mld zł. Nie jest to nic nowego. Już w 2020 roku spółki wzięły na siebie blisko 0,8 mld zł strat" - uważa Brymora.

W Europie system energetyczny jest w dużym stopniu zależny od gazu, wyjątkowy wzrost cen tego paliwa spowodował gwałtowny wzrost cen prądu. Tymczasem w Polsce - tak samo od wielu lat - system energetyczny domyka węgiel. Bloki parowo-gazowe to wciąż rzadkość - choć przy obecnym braku gazu na rynku europejskim nie ma czego żałować. W kraju mamy własne zasoby węgla, jednak pod koniec ub. roku w wielu firmach energetycznych zapasy węgla spadły poniżej poziomu obowiązkowego. Według danych Agencji Rozwoju Przemysłu (ARP) stan zapasów na koniec października 2021 roku wyniósł zaledwie 3,1 mln ton. Były problemy z transportem węgla do elektrowni i elektrociepłowni. Górnictwo ograniczało wydobycie m.in. pod wpływem popytowego dołka w pandemii. Mogły być też inne przyczyny. Szef górniczej "Solidarności", a jednocześnie szef organizacji związkowej w Polskiej Grupie Górniczej Bogusław Hutek wyjaśniał w telewizji Trwam problem niskiej podaży węgla na rynku. - W 2019 roku z zamówień na 2020 rok wynikało, że Polska Grupa Górnicza ma produkować 30 mln ton węgla, z czego 18 mln ton węgla dla energetyki zawodowej. Aby temu sprostać, wydaliśmy wtedy prawie 1,5 mld zł na inwestycje. I nagle na początku 2021 roku energetyka oznajmia, że odbierze tylko 13 mln ton. Pieniądze w błoto, a nasz poniesiony koszt bez zysku. Zarządy spółek energetycznych nie zrealizowały kontraktów z górnictwem na kwotę 1,1 mld zł, co w sumie oznaczało dla Polskiej Grupy Górniczej 2,6 mld zł straty. Nie my ją wygenerowaliśmy - podkreślił szef "Solidarności" w spółce. Dodał, że w 2021 r. pojawiły się wezwania, żeby wydobyć więcej węgla. Czy to jest możliwe? Znowu Bogusław Hutek: - Zgodnie z umowami ograniczyliśmy wydobycie do 23,5 mln ton w 2021 roku - wskazał Hutek. - Możemy wyprodukować więcej, ale na to potrzeba ok. 0,5 mld zł w inwestycjach w nowe ściany oraz czasu, około 1,5-2 lat. Ale czy dostaniemy gwarancję, że ten węgiel zostanie odebrany z kopalń? Wydawało nam się, że podpisanie długoterminowych kontraktów z energetyką gwarantowało nam odpowiednie ceny w 2021 roku. Okazało się, że tak nie jest.

W Polsce nie mamy realnej alternatywy dla węgla. Głównie od węgla zależy bezpieczeństwo energetyczne państwa. Od dłuższego czasu mamy wielką nagonkę na węgiel, mówi się tylko o polityce dekarbonizacji UE i potrzebie likwidacji górnictwa, począwszy od węgla brunatnego. Tu jednak rząd rozsądnie zachował się w sprawie żądania likwidacji kopalni Turów. Problemy z węglem są także konsekwencją pandemii. Podczas lockdownu, przy pierwszym uderzeniu pandemii, zmniejszyło się zapotrzebowanie na energię elektryczną, wiele zakładów bardzo ograniczyło produkcję, bądź ją zupełnie wstrzymało. I pojawiły się znaczne zapasy węgla. Obecnie, gdy atak pandemii słabnie i gospodarka zaczyna odrabiać straty gwałtownie rośnie zapotrzebowanie na energię. A w Polsce to znaczy, że rośnie zapotrzebowanie na węgiel.

Obecne problemy z energetyką to tylko początek. Do drugiej połowy lat 30. w Polsce wystąpi redukcja mocy produkcyjnych, będących odpowiednikiem ok. 26 TWh elektryczności i ok. 8,5 GW mocy. Tymczasem w budowie zgodnie z planami jest tylko 2,5 GW mocy. Jeżeli uwzględnić, że średni okres budowy nowych bloków wynosi około 10 lat, to już teraz powinniśmy podpisywać kontrakty wykonawcze lub przetargi, zapewniające powstawanie nowych mocy stabilnych z nowymi inwestycjami w nowe złoża węgla.

Tempo odchodzenia od węgla okazuje się nazbyt szybkie, brakuje dla tego surowca energetycznego realnej alternatywy na najbliższe lata. Luka pomiędzy projekcją odstawień mocy w energetyce węglowej i nowymi inwestycjami to zatrważająca perspektywa w rozpoczętym roku 2022. Entuzjastyczne zapowiedzi o wprowadzeniu technologii wodorowych nie zapewnią dostaw energii obecnie i coraz częściej pojawi się zagrożenie 21. stopniem zasilania.

Jedyna jasna perspektywa w energetyce to sektor gazu. Oczywiście w Polsce, większość państw UE właśnie z gazem ma poważne problemy. Z końcem października 2022 roku kończy się kontrakt gazowy z Rosją, ale wszystko wskazuje, że do tego czasu zostanie ukończony gazociąg Baltic Pipe. Krajowy rynek gazu zostanie więc zaspokojony zdywersyfikowanymi dostawami LNG i norweskim paliwem. To o tyle ważniejsze, że na europejskim rynku gazu w bieżącym roku ceny spotowe mogą nadal rosnąć. Może też okazać się, że popyt na gaz znacznie wyprzedzi możliwości dostaw. Nic nie wskazuje, by w 2022 roku Chiny i inne kraje azjatyckie miały zmniejszyć zapotrzebowanie na błękitne paliwo. Tymczasem w Stanach Zjednoczonych rządzący Demokraci konsekwentnie zmierzają do likwidacji rewolucji łupkowej w ramach realizacji amerykańskiego Nowego Zielonego Ładu. Prezydent Joe Biden na krótką perspektywę woli duży wzrost importu gazu ziemnego i ropy naftowej z Bliskiego Wschodu. I apeluje do firm i rządów z tego regionu o wzrost dostaw paliw kopalnych na rynki światowe.

Niemiecki nowy rząd koalicji SPD, Zieloni i FPD w przedstawionej umowie koalicyjnej zapowiada szczegółowo przede wszystkim bardzo ambitny program dla energetyki odnawialnej. Jednak przemilczał sprawę Nord Stream 2.

Oba gazociągi Nord Stream, główny węzeł zależności energetycznej RFN od Rosji, to największy problem niemieckiej polityki. Zależność ma charakter podwójny - gospodarczy, a w ślad za tym charakter polityczny. Zależność ta w istocie obejmuje też inne państwa członkowskie UE. Nord Stream dostarcza do Niemiec - na potrzeby niemieckiej gospodarki i na handel gazem przez stronę niemiecką - 55 mld m sześc. gazu rocznie (taka jest przepustowość tej rury). Nord Stream 2 z identyczną przepustowością według niemieckich wielkich koncernów energetycznych i Gazpromu jest inwestycją niezbędną dla Niemiec i szerzej, dla europejskiego rynku energii. Inwestycja jest zakończona i gotowa do dostarczaniu gazu, co w obecnej sytuacji na światowym i europejskim rynku gazu byłoby - teoretycznie - bardzo korzystne. Do uruchomienia handlowego Nord Stream 2 musi uzyskać certyfikację niemieckiego urzędu Bundesnetzagentur (w skrócie BNetzA, odpowiednik polskiego Urzędu Regulacji Energii, URE). Tymczasem BNetzA zawiesił postępowanie certyfikacyjne. W uproszczeniu: uznał, że spółka Nord Stream AG, jako spółka prawa szwajcarskiego, nie może być w Niemczech operatorem systemu przesyłowego. Trzeba podkreślić, że w postępowaniu certyfikacyjnym uczestniczył polski koncern PGNiG i miał spory udział w przyjęciu decyzji niekorzystnej dla Nord Stream 2. Inna była opinia niemieckiego Ministerstwa Gospodarki i Energii, które uznało, że nie ma przeszkód w uzyskaniu certyfikacji przez Nord Stream 2 AG. Pytanie co z tą opinią będzie działo się obecnie, w rządzie, który w programie przemilczał kwestię Nord Stream 2?

Jeśli spółka Nord Stream 2 AG przeprowadzi wymagane przekształcenia oraz przedstawi nową dokumentację - wcale nie jest pewne czy gazociągiem Nord Stream 2 popłynie z Rosji gaz. Bo niemiecki regulator w nowym postępowaniu certyfikacyjnym BNetz może znaleźć nowe zastrzeżenia. Gdyby jednak nowe postępowanie certyfikacyjne zakończyło się korzystnie dla strony rosyjskiej - ostateczna decyzja należy do Komisji Europejskiej i może być niekorzystna dla Nord Stream 2. W polskim interesie w tej sytuacji jest pełne zastosowanie prawa unijnego, ponieważ gwarantuje ono eliminację nowego gazociągu i osłabienie rosyjskiej presji gazowej na Europę. Gdyby prawo unijne zostało przez KE ominięte - decyzja taka może zostać zaskarżona do Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej (TSUE) przez uczestników certyfikacji, czyli przez zainteresowane spółki z Polski oraz Ukrainy. TSUE może podjąć decyzję o zatrzymaniu dostaw gazu przez Nord Stream 2 do czasu rozstrzygnięcia sądowego. Tak było w przypadku sporu o gazociąg OPAL wygranego ostatecznie przez polską stronę. W każdym razie gaz - jeśli popłynie przez Nord Stream 2 - to stanie się to prawdopodobnie dopiero latem 2022 roku.

Relacje gospodarcze RFN i Rosji są bardzo rozwinięte i podobno bardzo korzystne obustronnie. Szczególnie w sektorach gazu i energetyki. Trzeba uznać, że w tych sektorach interesy obu partnerów są kompatybilne. Wykluczają natychmiastowe zupełne przejście energetyki RFN na OZE, powiedzmy od 1 stycznia 2023 roku. Wprawdzie społeczeństwo niemieckie jest zdyscyplinowane i zniesie nawet trzy tygodnie flauty i stuprocentowy deficyt prądu w okresie zimowym. Nie ma natomiast mowy, aby tak zdyscyplinowany był niemiecki wielki biznes. Zwłaszcza sektor gazowy i energetyczny są mocno związane z Rosją. To może być poważny problem dla nowego rządu RFN.

Rosyjski Gazprom jest mocno obecny w niemieckim sektorze gazowym. Proces przejmowania przez Rosję niemieckich aktywów gazowych trwa już prawie 20 lat. Nie zaczął się od Nord Stream 1 i 2. Można za początek uznać rok 1993, kiedy Gazprom oraz niemiecka korporacja chemiczno-energetyczna BASF/Wintershall powołały niemiecko-rosyjską spółkę joint venture Wingas. Niemiecki system przesyłowy gazu (rurociągi przesyłu i rurociągi dystrybucji) w bardzo dużej części należy do Gazpromu (ściśle do jego spółek zależnych zarejestrowanych w Niemczech i na prawie niemieckim). Cały system gazowy Niemiec jest więc pośrednio bądź bezpośrednio zarządzany przez Rosjan. Do tego większe i mniejsze niemieckie podmioty zakupują masowo rosyjski gaz na rynku spotowym. W efekcie ponad 40 proc. gazu zużywanego w Niemczech pochodzi z kierunku rosyjskiego. Jeśli rząd kanclerza Olafa Scholza zdecyduje się na odrzucenie Nord Stream 2, będzie to najważniejsze w Europie wydarzenie na rynku energetycznym w bieżącym roku.

Teresa Wójcik

***