Energetyka: Ciemność widzę, ciemność...

Zdaniem ministra Wilczaka, dodatkowe 20 miliardów zł potrzebne jest na inwestycje związane z odtworzeniem mocy wytwórczych, czyli zastąpieniem starych wycofywanych bloków nowymi jednostkami. Kolejne 10 mld powinno zostać przeznaczone na inwestycje w sektorach dystrybucji i przesyłu.

Teraz trwa budowa trzech nowych bloków wytwórczych - w elektrowniach Bełchatów, Pątnów i Łagisza. Ich łączna moc wynosi ok. 1,7 tys. MW. Wilczak mówi, że polska elektroenergetyka ma duże, wieloletnie zaniedbania, jeśli chodzi o inwestycje w nowe moce wytwórcze. Zaniedbania te mogą wkrótce doprowadzić do braku energii.

- Najprostszym rozwiązaniem tego problemu byłoby podniesienie cen energii nawet o kilkadziesiąt procent. Ale ze względów społecznych jest to nieakceptowalne. Ceny energii, w porównaniu do zdolności nabywczych polskiego społeczeństwa, i tak należą do najwyższych w Europie - mówił wiceminister Wilczak podczas konferencji "Energetyka: inwestycje w sektorze elektroenergetycznym w Polsce", która odbyła się 29 listopada tego roku. Organizatorem spotkania było Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości, wydawca miesięcznika "Nowy Przemysł".

Tomasz Wilczak podał wyliczenia, z których wynika, że 1 proc. wzrostu PKB pociąga za sobą wzrost zużycia energii o ok. 0,7-0,8 proc.
- W tym roku spodziewamy się 5-procentowego wzrostu gospodarczego, który powinien doprowadzić do ok. 3-3,5 proc. wzrostu zużycia energii - prognozuje Wilczak. Wyliczenia ministra dotyczące potrzeb inwestycyjnych nie odbiegają znacząco od ocen ekspertów. Firma doradcza KPMG szacuje, że w najbliższych 10 latach inwestycje producentów energii powinny wynieść od 9 do 14 mld euro. Firma EPC, z grupy Polskich Sieci Elektroenergetycznych, ocenia, że inwestycje te powinny być większe i wynosić od 11 do 16 mld euro.

Jak twierdzi Kazimierz Rajczyk, dyrektor zarządzający sektorem energetycznym w ING Banku, kwoty te w rzeczywistości powinny być jeszcze większe z powodu wzrostu kosztów urządzeń i materiałów do budowy nowych bloków energetycznych. W przyjętym przez rząd w marcu 2006 r. "Programie dla elektroenergetyki" postuluje się budowę od 800 do 1 tys. MW nowych mocy rocznie.

Potrzeba stabilnego prawa

Budowa bloku energetycznego to inwestycja bardzo kosztowna i o bardzo długim okresie zwrotu - na 1 MW mocy zainstalowanej potrzeba ok. 1,1 mln euro. Firmy energetyczne zazwyczaj nie mają własnych środków pozwalających na całkowite sfinansowanie inwestycji, dlatego muszą korzystać z finansowania zewnętrznego. Przy spłacie kredytu lub wykupie obligacji, co może być rozłożone na kilkanaście lat, niezbędne jest stabilne otoczenie. - Najważniejsze warunki wymagane w budowie nowych jednostek wytwórczych to stabilne prawo energetyczne i zasady handlu energią oraz w miarę jasna i długofalowa wizja działania sektora elektroenergetycznego. Niezbędne jest także jak najszybsze zakończenie dyskusji o rozwiązaniu KDT - twierdzi Jan Kurp, prezes Południowego Koncernu Energetycznego.

Do tego dochodzi stabilność przepisów ochrony środowiska. Mówi się o kolejnym zawyżaniu norm dotyczących emisji dwutlenku węgla oraz o nowych przepisach regulujących emisję rtęci. Te zapowiedzi obserwują również przedstawiciele instytucji finansujących budowę nowych bloków i pytają energetyków, co zrobią z budowanym teraz blokiem, który za 10 czy 20 lat może już nie spełnić zapowiadanych norm ekologicznych.

Kurp zwraca uwagę, że firma elektroenergetyczna, która bierze kredyt na 12 lat, musi przedstawić wiarygodne prognozy cen i sprzedaży na 15 lat (trzy lata trwa budowa nowego bloku). Banki żądają wtedy m.in. wieloletnich umów na dostawy paliwa i sprzedaży energii.

- Jeśli w jednej grupie będą spółki wydobywające węgiel, produkujące energię i zajmujące się jej dystrybucją, to łatwiej zdobyć środki na nowe inwestycje i spełnić oczekiwania banków - ocenia Jan Kurp.

Jak przekonywał na konferencji "Nowego Przemysłu" Grzegorz Górski, prezes Electrabel Polska, w planowaniu inwestycji przeszkadza niewłaściwie zaprojektowany model rynku powodujący, że ceny energii są niskie.

- Obecny model rynku to przepis na kryzys kalifornijski, kiedy z jednej strony ceny na rynku hurtowym są uwolnione, a z drugiej ceny sprzedaży regulowane są taryfami. To doprowadzi do braku energii, a wtedy jej ceny znacząco wzrosną, ponieważ wszyscy ją będą chcieli kupić, a energii nie będzie - przekonuje Górski.

Jego zdaniem, w Polsce brakuje wielu ważnych elementów rynku energii. Ze względu na wsparcie dla nowych inwestycji potrzebny byłby rynek kontraktów terminowych (forward), gdzie codziennie wyceniana byłaby energia, która ma być dostarczona dopiero za kilka lat. Taki płynny rynek jest np. na niemieckiej giełdzie energii EEX. W razie planowania inwestycji inwestor nie przedstawia bankom lub instytucjom finansowym prognoz cen energii, lecz aktualne wyceny energii w forwardach.

- Inwestor może sprzedać energię jeszcze przed wybudowaniem bloku. To znacznie zmniejsza ryzyko wszystkich stron uczestniczących przy tego typu transakcjach - ocenia prezes Electrabel Polska.

Potrzebny jest też rynek mocy. Na razie nie opłaca się budować bloków, które będą służyły jako rezerwa dla systemu, a Operator Systemu Przesyłowego będzie płacił za ich gotowość do pracy. Górski twierdzi, że na tego rodzaju usługi należy wprowadzić przetargi.

Jak liczyć ryzyko?

Z doświadczenia PKE wynika, że banki mają specjalistów, którzy w prawidłowy sposób wskazują ryzyka związane z branżą elektroenergetyczną, lecz brak im fachowców w zakresie wyceny tych ryzyk. A to właśnie ta wycena ma wpływ na udzielenie kredytu.

Oczywiście niezbędnym warunkiem realizacji inwestycji jest ich opłacalność, co gwarantują odpowiednie ceny energii. Zdaniem Kurpa, cena energii elektrycznej gwarantująca opłacalność inwestycji w nowe moce, to ok. 150 zł za 1 MWh. Obecnie cena energii waha się w granicach 120 zł. To znacznie mniej niż w sąsiednich krajach Unii Europejskiej.

- Słyszymy, że benzyna i olej napędowy muszą kosztować 4 zł, bo takie są ceny w Europie, wiele towarów i usług mamy już w cenach europejskich. Nie rozumiem, dlaczego energetyka ma kierować się innymi zasadami. Mówi się, że energia nie może zdrożeć, bo uderza to w konsumenta. Ale też nie mówmy, że elektroenergetyka musi kupować usługi i surowce po cenach światowych, a sprzedawać ją po cenach krajowych - argumentuje Kurp.

Zdaniem Kurpa, niezbędne są inwestycje w nowe moce, które zastąpią stare bloki (w Polsce wciąż pracują jednostki wybudowane w latach 50. i 60. XX wieku, które nie spełniają wymogów ekologicznych i mają niską sprawność spalania). W przeciwnym razie za kilka lat może zabraknąć w Polsce energii, ponieważ trzeba będzie wyłączyć część bloków, które nie spełniają norm ekologicznych. W Programie dla elektroenergetyki napisano, że już za ok. 5-7 lat w Polsce może zabraknąć energii. W ocenie prezesa PKE, powstałej luki nie uzupełnimy importem, ponieważ nie ma wystarczających zdolności przesyłowych na granicach kraju. Nawet gdyby transgraniczne zdolności przesyłowe zwiększyć i udałoby się sprowadzić wystarczające ilości energii, to byłaby ona znacznie droższa niż produkowana w Polsce.

Wzrost cen przyciąga inwestorów Znaczący wzrost cen energii dla wytwórców przewidują również międzynarodowe koncerny energetyczne, dlatego coraz więcej z nich zainteresowanych jest inwestowaniem na polskim rynku. Prywatyzacja polskich firm nie będzie w najbliższych latach raczej szybko przebiegać, więc zagraniczne grupy szukają innych możliwości umocnienia się na polskim rynku. Wzrost zainteresowania zagranicznych firm rodzimym rynkiem odczuł już PKE. Z końcem grudnia 2006 r. minął termin składania ofert na odbudowę nowych mocy w elektrowniach Halemba i Blachownia należących do PKE. Południowy Koncern zaprosił chętnych do budowy nowych bloków, bo nie mógł ich sam sfinansować. Oferty zgłosiły prawie wszystkie największe firmy obecne już na polskim rynku energii lub przygotowujące się do wejścia na niego.?- W połowie przyszłego roku powinniśmy podjąć ostateczne decyzje w tej sprawie. Potem będziemy chcieli odbudowywać moce w kolejnych naszych elektrowniach - mówi Jan Kurp, prezes Południowego Koncernu Energetycznego.

Nie wiadomo jeszcze, jaką moc będą miały nowe bloki w Halembie i Blachowni. Teraz Halemba ma moc 200 MW (4 bloki po 50 MW), a Blachownia moc 158 MW. W memorandum dla chętnych na odbudowę mocy w Blachowni PKE zaznaczył, że preferowana będzie jednostka do 440 MW lub kilka bloków o mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 80 MW każdy. W Blachowni, ze względu na ograniczenia możliwości wyprowadzenia mocy elektrycznej, preferowany będzie blok o mocy 100 do 200 MW.?Prezes przypomina, że zgodnie ze strategią PKE, do roku 2020 koncern ma wybudować 2260 MW nowych mocy, co będzie kosztowało około 11 mld zł. Zdaniem Kurpa, partner nie może być dominujący.

- Nas bardziej interesuje partner finansowy niż branżowy. Przy wyborze partnera koncern, poza względami biznesowymi, ma kierować się jego dotychczasową sytuacją, zachowaniem się na rynku, doświadczeniem. Ważnym argumentem ma być również jego wiarygodność - twierdzi Kurp. - Rozumiem, że pewne decyzje trzeba podejmować wspólnie, ale uważamy, że PKE powinien mieć większe kompetencje - dodaje Kurp.
- Jednym z chętnych do współpracy z PKE jest (jeszcze) belgijski koncern Electrabel, który ma w Polsce elektrownię w Połańcu i spółkę obrotu energią. - Electrabel zgłosił swoją ofertę na odbudowę mocy w Elektrowni Halemba w konkursie organizowanym przez PKE - przyznaje Grzegorz Górski, prezes Electrabel Polska.

Do budowy nowych bloków przygotowuje się BOT. Dwie nowe jednostki, najprawdopodobniej opalane węglem, mają powstać w elektrowni Opole. Będą one miały one moc 400, 460 lub 600 MW.

- Elektrownia Opole sama przygotowała prace koncepcyjne, w BOT został powołany zespół i wykorzystując doświadczenia zdobyte przy realizacji projektu w Bełchatowie, chcemy szybko ten projekt przygotować i zamknąć jego finansowanie - zapowiada Paweł Skowroński, prezes grupy BOT.

Konsolidacja nie wystarczy

Przykład PKE pokazuje, że sama konsolidacja pionowa nie wystarczy do sfinansowania inwestycji. Co prawda katowicki koncern zdecydował się na inwestycje w Łagiszę oraz Blachownię i Halembę jeszcze przed stworzeniem Grupy Południe, w skład której ma wejść, ale każdy z podmiotów podlegający konsolidacji ma ogromne potrzeby inwestycyjne. Spółki będą miały swoją osobowość prawną i własne zarządy, więc raczej nie dojdzie do sytuacji, że inwestycje w wytwarzaniu będą czynione kosztem inwestycji w dystrybucji.

- Skonsolidowane grupy muszą więc spełnić warunek zapisany w "Programie dla elektroenergetyki", czyli przeprowadzić konsolidację pionową przy obniżeniu kosztów działalności i wykorzystaniu efektów skali - mówi prof. Władysław Mielczarski z Politechniki Łódzkiej i European Energy Institute, doradca Ministerstwa Gospodarki.

Prof. Mielczarski przekonuje, że konsolidacja, obniżenie kosztów działalności i wzrost efektywności zwiększy wartość powstałych grup. "Program dla elektroenergetyki" przewiduje sprzedaż ich mniejszościowych pakietów akcji na giełdzie, co ma być jednym ze źródeł finansowania inwestycji.

Zagraniczni budują moce

Wśród oferentów zabrakło szwedzkiej grupy Vattenfall. Koncern ten chce własnymi siłami wybudować w warszawskiej Elektrociepłowni Siekierki nowy blok o mocy 400 MW, który ma kosztować ok. 1,5-1,7 mld zł. Budowy nowych mocy nie wyklucza francuski EdF, miałyby one powstać m.in. w Elektrowni Rybnik oraz Zespole Elektrociepłowni Wybrzeże, czeski CEZ, a także hiszpańska Endesa w Elektrociepłowni Białystok.

Teraz elektrownie i elektrociepłownie skupiają się jednak na inwestycjach zwiększających efektywność już istniejących instalacji. Inwestycje w elektrociepłowniach w Łodzi i Poznaniu, kontrolowanych przez Dalkię Polska, to m.in. podłączanie do sieci budynków znajdujących się w historycznej części miasta i likwidacja lokalnych źródeł energii. Znaczące są inwestycje w ochronę środowiska - instalacja systemów odsiarczania, odpylania, ograniczenie emisji niskich i emisji CO2.

- Większość inwestycji została sfinansowana z kapitałów własnych spółek lub ich głównego akcjonariusza. Celowo ograniczono wykorzystanie kredytów bankowych - mówi Anna Gnoińska, dyrektor ds. komunikacji Dalkia Polska.

Gnoińska dodaje, że obowiązujące Prawo energetyczne regulujące taryfy nie będzie raczej stanowić przeszkody dla koniecznych inwestycji, nawet jeśli czasem trudno jest wynegocjować z regulatorem uwzględnienie kosztów inwestycji w taryfie.

Budowy nowych mocy w elektrowni w Połańcu na razie nie planuje grupa Electrabel.

- W elektrowni w Połańcu nie zamierzamy obecnie budować nowych bloków, ponieważ obecne będą jeszcze długo pracowały, zwłaszcza po rozpoczętych teraz inwestycjach w odsiarczanie i odazotowanie spalin - przekonuje Grzegorz Górski z Electrabel Polska.

Górski prognozuje, że przy powstającym jednolitym, europejskim rynku energii elektrycznej i swobodzie przepływu i lokowania kapitałów inwestycje w nowe moce powstaną tam, gdzie warunki inwestowania i późniejszej eksploatacji elektrowni będą najlepsze.

- Polski rząd powinien zrobić wszystko, aby jak najwięcej inwestycji europejskich międzynarodowe koncerny realizowały w Polsce - dodaje prezes Electrabel Polska. Górski zapowiada, że Electrabel chce wybudować elektrownie wiatrowe wartości kilkuset milionów złotych.

Boom, ale nie u nas...

O potrzebie ogromnych inwestycji w sektorze elektroenergetycznym w Polsce mówi się od lat, a przyśpieszenia w budowie nowych bloków nie widać. Co prawda w roku 2006 rozpoczęto budowy nowych jednostek w elektrowniach Łagisza i Bełchatów, ale przygotowania do tego trwały po kilka lat. W roku 2007 niemal na pewno nie zostanie rozpoczęta żadna podobnej wielkości inwestycja.

- W branży elektroenergetycznej widoczny jest bardzo wyraźnie boom inwestycyjny, ale nie w Polsce. Widzę to w zakładach ABB w Polsce - w ostatnich 3-4 latach znacząco podnieśliśmy nasze zdolności produkcyjne, ale produkcja głównie trafia na eksport - mówi Mirosław Gryszka, prezes ABB Polska. Podaje przykład zakładu produkującego transformatory w Łodzi, skąd aż ok. 90 proc. produkcji trafia na eksport. Zakład średnich napięć w Przasnyszu kiedyś na eksport produkował zaledwie 7-8 proc. produkcji, dzisiaj już powyżej 60 proc.

Zakład łódzki, produkujący transformatory rozdzielcze, 4 lata temu wypuszczał rocznie 3,5 tys. sztuk. W tym roku produkcja sięgnie 19 tys. sztuk.
- Udział zakładu w krajowym rynku jest na podobnym poziomie, to oznacza, że w Polsce jeszcze boomu inwestycyjnego nie ma - dodaje Gryszka. Wielu przedstawicieli firm elektroenergetycznych oraz dostawców maszyn i usług, firm doradczych, bankowców i analityków przyznaje coraz częściej, że niemożliwe jest zrealizowanie wszystkich niezbędnych inwestycji w planowanych terminach. Rynek energii w Polsce wciąż jest niestabilny i można być pewnym, że stabilizacja szybko nie nadejdzie. Międzynarodowe koncerny energetyczne znajdą sobie inne miejsca do inwestowania, a polskie grupy będą miały problemy z finansowaniem pojedynczych bloków.

Dariusz Ciepiela