Wysokie ceny CO2 niepokoją PGE

Monika Borkowska

Transformacja energetyczna Polski

Środa, 24 marca 2021 (12:42)

Obserwowany dynamiczny wzrost cen uprawnień do emisji CO2 uderza w sektor energetyczny. Może to doprowadzić do ograniczania inwestycji przez grupy energetyczne, a tym samym do spowolnienia transformacji. Grozi też wcześniejszym wygaszaniem aktywów konwencjonalnych w Polsce, co może skutkować dalszym zwiększaniem importu prądu do krajowego systemu - oceniają przedstawiciele PGE.

Podczas środowej konferencji poświęconej wynikom za 2020 rok reprezentanci spółki podkreślali, że w branżę uderzają rosnące dynamicznie ceny uprawnień do emisji CO2. Na rynku kreślone były co prawda scenariusze, że na przestrzeni lat będą one drożały docelowo nawet do 70 euro za tonę, ale nie przypuszczano, że już na początku 2021 roku dojdą do 42 euro za tonę. - Nie oceniałbym jeszcze rok temu, że to scenariusz realny - mówił Paweł Strączyński, wiceprezes PGE ds. finansowych.

- Nie ulega wątpliwości, że do handlu emisjami włączyły się podmioty zainteresowane osiąganiem zysku na transakcjach spekulacyjnych (...). To wypaczenie idei powstania systemu handlu emisjami. Komisja Europejska poza wydaniem kilku pomruków, że przyjrzy się systemowi i zapewni mechanizmy ograniczające pole do manipulowania ceną, ciągle tematem się nie zajęła - powiedział wiceprezes.

Reklama

Zagrożenie dla transformacji?

Zaznaczył, że taka sytuacja może doprowadzić do szybszego wygaszania aktywów konwencjonalnych w Polsce, a to oznacza zagrożenie dla bezpieczeństwa energetycznego w kraju. Zwracał przy tym uwagę na problem rosnącego już teraz importu energii. W 2020 r. import netto wyniósł ponad 13 TWh i był o ponad 25 proc. większy niż w 2019 r. - To większy wolumen niż ten, który mógłby dostarczyć kompleks Bełchatów pracujący całymi mocami. To poważne zagadnienie, które z niepokojem obserwujemy - powiedział.

Strączyński liczy, że URE zareaguje szybciej na wzrost cen uprawnień do emisji CO2 i uwzględni je w taryfie. Zwraca uwagę, że kwestia ta powinna być uregulowana systemowo. - URE powołał specjalny zespół, który to analizuje. Potrzebne jest jednak rozwiązanie systemowe, a nie jednorazowe strzały. W wypowiedziach inwestorów, akcjonariuszy PGE, pojawiają się głosy, że prezes URE nie widzi, albo nie chce widzieć rzeczywistej sytuacji rynkowej. Wzrost cen uprawnień do emisji jest faktem - poinformował.

Zapewnił, że nieuwzględnienie tego kosztu przełoży się na sytuację finansową firm. Będą one musiały ograniczać inwestycje, by móc regulować bieżące zobowiązania. - Takie działania nie spowodują przyspieszenia realizacji programu odchodzenia od paliw kopalnych. Im szybciej regulator dostrzeże ten problem tym szybsza i skuteczniejsza będzie polska transformacja - podsumował.

Wiceprezes nie wykluczył odpisów na energetykę konwencjonalną w 2021 roku. - Kadencja obecnego zarządu rozpoczęła się od podjęcia decyzji o testach na utratę wartości aktywów w segmencie energetyki konwencjonalnej, w efekcie dokonaliśmy odpisów o wartości ponad 7 mld zł. Sytuacja rynkowa w 2020 względem 2019 r. nie uległa zmianie na tyle, by uzasadniało to kolejne odpisy. Ale sytuacja rynkowa i rentowność aktywów konwencjonalnych stale się obniża. To, że w 2020 r. nie było odpisów nie znaczy, że nie będzie ich w 2021 roku - powiedział, wskazując na drastyczny wzrost cen uprawnień w ostatnim czasie - z 24 do 43 euro za tonę.

Aktywa węglowe ciążą spółkom

PGE spodziewa, że szczegóły działań związanych z wydzieleniem aktywów węglowych zostaną ogłoszone w najbliższych tygodniach. Prezes spółki, Wojciech Dąbrowski, podkreślał, że to nie PGE jest gospodarzem procesu, a Ministerstwo Aktywów Państwowych. - Zgodnie i z deklaracją ministra Artura Sobonia, prace trwają i są zaawansowane. Natomiast nie dotykają one łączenia spółek i konsolidacji branży, bo pojawiły się i takie pogłoski. Resort pracuje nad projektem wydzielenia z grup aktywów węglowych - powiedział prezes.

BIZNES INTERIA na Facebooku i jesteś na bieżąco z najnowszymi wydarzeniami

Wraz z aktywami wydzielony powinien zostać dług zaciągnięty na aktywa węglowe. - Zaciągnęliśmy dług na budowę bloku w Opolu i Turowie. Ten dług powinien być spłacany z pracy tych jednostek - informował.

Zdaniem prezesa, powstanie strategicznej rezerwy węglowej zarządzanej przez Skarb Państwa to gwarancja zapewnienia stabilnego źródła energii do czasu budowy elektrowni jądrowej (pierwszy blok jądrowy ma być oddany, zgodnie z zapowiedziami rządu, w 2033 roku). Jednocześnie wydzielenie aktywów uwolni potencjał inwestycyjny firm energetycznych, które muszą pozyskać finansowanie dla nowych projektów związanych z energetyką odnawialną.

Ciepłownie przechodzą na gaz

Grupa zakłada wydzielenie do nowego podmiotu wszystkich aktywów węglowych z wyjątkiem ciepłownictwa. PGE pracowała nad planem dla ciepłownictwa na przestrzeni minionego roku. Zakładane jest przechodzenie z węgla na gaz aktywów ciepłowniczych o mocy ok. 1000 MWe. Prowadzone są już projekty związane z budową nowych gazowych źródeł kogeneracyjnych.

Spółka jest zainteresowana przejęciem aktywów ciepłowniczych m.in. od Fortum i CEZ. - Jesteśmy zainteresowani akwizycjami, chcemy zwiększać nasz udział w rynku ciepłowniczym. Jeśli dojdzie do przejęcia aktywów CEZ i Fortum, zostaną one włączone do planu zamiany źródeł węglowych na gazowe - mówił Dąbrowski.

Paweł Strączyński zwracał jednocześnie uwagę, że gaz jest traktowany przez UE jako paliwo przejściowe. A to oznacza, że ciepłownictwo w przyszłości czekać będzie kolejna transformacja. - Mamy pierwsze informacje z Brukseli i nie napawają one optymizmem. Nie ma możliwości uruchomienia wszystkich projektów na gaz do 2025 roku. Liczymy, że urzędnicy zreflektują się, zrozumieją, że żądają rzeczy niemożliwych. Takie rozwiązania nie sprzyjają przeprowadzeniu transformacji energetycznej w Polsce - poinformował wiceprezes. Dodał jednocześnie, że paliwem docelowym w ciepłownictwie w przyszłości będzie prawdopodobnie wodór.

Zysk netto grupy PGE, przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej, wyniósł w minionym roku 110 mln zł wobec 3,96 mld zł straty rok wcześniej. Zysk operacyjny wyniósł z kolei 1,4 mld zł wobec 4,2 mld zł straty w 2019 r. Natomiast EBITDA spadła o 16 proc., do 5,97 mld zł. Spadek jest efektem niekorzystnego wpływu zdarzeń jednorazowych w przeciwieństwie do roku 2019, w którym grupa otrzymała dodatkowy przydział uprawnień do emisji CO2. Przychody ze sprzedaży grupy wyniosły w 2020 r. 45,8 mld zł wobec 37,6 mld zł rok wcześniej.