Projekty są, gorzej z realizacją

- Sytuacja w sektorze energetycznym w Polsce i w pozostałych krajach UE jest podobna. Obserwujemy zmniejszenie zapotrzebowania na energię elektryczną spowodowane aktualną dekoniunkturą w gospodarce, przy jednoczesnym rozwoju inwestycji w OZE. Polska jednakże różni się od Europy wysokim wiekiem mocy wytwórczych. Wynosi on średnio ok. 33 lat, podczas gdy w wielu krajach UE funkcjonujące instalacje są znacznie młodsze, ponieważ były oddawane w ostatnich 10 latach - mówi Grzegorz Należyty, dyrektor generalny Power Generation w Siemens Energy.

Europejski trend

Wszyscy eksperci w branży wskazują na konieczność odnowienia polskiej floty wytwórczej. To nie będzie tylko i wyłącznie budowa dodatkowych mocy, lecz również inwestycje w zastąpienie starych, istniejących jednostek nowymi źródłami. Tylko do roku 2020 w Polsce zostaną wyłączone bloki o mocy ok. 6,6 tys. MW.

Grzegorz Należyty zwraca uwagę, że aktualny trend w Unii Europejskiej to inwestycje w odnawialne źródła energii (OZE), z których ok. 60 proc. stanowią inwestycje w energetykę wiatrową, głównie farmy lądowe. Jego zdaniem około roku 2020 inwestycje w sektorze energetyki wiatrowej będą podzielone po ok. 50 proc. pomiędzy inwestycje na lądzie i na morzu. Oczywiście pozostaje pytanie o inwestycje w moce zapasowe dla OZE. W krajach Unii Europejskiej były prowadzone i są planowane inwestycje w elektrownie, których paliwem jest gaz ziemny.

Polska jest nadzieją dla inwestycji w energetykę konwencjonalną w UE.

- Obecnie oczy całej Europy zwrócone są na Polskę, ponieważ widzimy tu największą liczbę zgłoszonych przez potencjalnych inwestorów projektów inwestycyjnych w energetyce konwencjonalnej. Jedyna rzecz, która nas martwi, to liczba projektów, które są odkładane w czasie, ich realizacja jest przedłużana, decyzje inwestycyjne nie są podejmowane albo wręcz się z nich rezygnuje. Powodów tej sytuacji jest wiele, jednym z nich są aktualne ceny energii i oczywiście długo oczekiwane prawo, które określi ramy rynkowe i wesprze decyzje inwestycyjne. Ostatnie przykłady to nowy blok w Elektrowni Rybnik, inwestycja we Wrocławiu czy dwa bloki w Elektrowni Opole - wskazuje Grzegorz Należyty.

Trend odwrotu od inwestycji w sektorze wytwarzania energii potwierdza Kazimierz Rajczyk, dyrektor zarządzający sektorem energetycznym w ING Banku Śląskim. Powołując się na raport "Nie tylko wytwarzanie. O cichej rewolucji w polskiej elektroenergetyce", przygotowany wspólnie przez ING Bank Śląski i PwC, przekonuje, że do roku 2020 w polskim systemie elektroenergetycznym jest miejsce tylko dla 6 nowych bloków po ok. 900 MW pracujących w podstawie.

- Ostateczny poziom mocy będzie jednak zależny od dynamiki mocy zaklasyfikowanych jako "must run", czyli jednostek pracujących niezależnie od popytu na moc w systemie. Jednostki "must run" to OZE oraz instalacje kogeneracyjne, produkcja z tych jednostek ma pierwszeństwo wejścia do systemu z racji stosowanych technologii - wyjaśnia Kazimierz Rajczyk.

Dlatego jego zdaniem decyzje koncernów energetycznych ograniczające inwestycje w duże bloki wydają się słuszne i uzasadnione ekonomicznie.

Nowe bloki

Wśród bloków mających szanse powstać w najbliższych latach Kazimierz Rajczyk wskazuje blok 1075 MW w Elektrowni Kozienice, blok 843 MW w Elektrowni Jaworzno III i blok 450 MW w Elektrowni Turów (spodziewa się ogłoszenia ponownego przetargu na tę jednostkę).

- Z bardzo dużym prawdopodobieństwem te inwestycje zostaną zrealizowane zgodnie z przyjętym harmonogramem. Wydaje się, że nawet po ich oddaniu w systemie pozostanie miejsce na jeszcze kilka dużych jednostek - dodaje Kazimierz Rajczyk.

Te dodatkowe jednostki to dwa bloki po ok. 1000 MW w Elektrowni Północ oraz blok ok. 1000 MW zbudowany przez Kompanię Węglową.

Inwestycje w sieci

Eksperci przekonują, że zamiast inwestować w nowe źródła wytwórcze, firmy energetyczne skupią się na inwestycjach sieciowych.

- W czasach niepewności dotyczącej cen paliw, cen uprawnień do emisji CO2 i cen energii elektrycznej projekty inwestycyjne w elektroenergetyce są obciążone ryzykiem. W tym otoczeniu inwestycje w część dystrybucyjną aktywów spółek energetycznych są uważane za relatywnie stabilne i bezpieczne - ocenia Kazimierz Rajczyk.

Podkreśla, że od kilku lat wartość inwestycji sieciowych rośnie. Tylko w 2012 r. inwestycje Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (OSD) wyniosły ponad 4,5 mld zł, to duży wzrost w stosunku do roku 2010, kiedy te inwestycje wyniosły ok. 3,5 mld zł. Inwestycje w sieć rosną we wszystkich grupach energetycznych.

Zwiększenie wydatków na sieć jest również widoczna w planach inwestycyjnych, jakie OSD uzgodnili z Urzędem Regulacji Energetyki (URE). Wysokość inwestycji OSD oraz Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE), odpowiadających za sieci przesyłowe, uzgodnione z Urzędem Regulacji Energetyki (URE) w planach rozwoju to 6,25 mld zł w 2013 r. i 7,46 mld w roku 2014.

Z raportu ING Banku Śląskiego i PwC wynika, że elementem, który mógłby zwiększyć poziom inwestycji w obszarze dystrybucji, będzie określenie sposobu i zakresu wprowadzania w Polsce inteligentnego opomiarowania (AMI - advanced metering infrastructure).

Autorzy raportu oceniają, że w przypadku podjęcia decyzji o wdrożeniu AMI, po stronie polskich OSD konieczne będą inwestycje rzędu 6-10 mld zł w okresie 6-8 lat. W odniesieniu do dzisiejszych poziomów inwestycyjnych oznaczałoby to wzrost nakładów inwestycyjnych o dodatkowe 20-30 proc. rocznie do czasu pełnego wdrożenia. Silnym animatorem tego kierunku inwestycji jest URE, który stworzył mechanizmy dodatkowego wynagradzania inwestycji w AMI (wyższy zwrot z kapitału zaangażowanego w inwestycje w AMI) oraz podjął się roli podmiotu wyznaczającego minimalne funkcjonalności w celu zapewniania interoperacyjności rozwiązań wdrażanych przez różne OSD.

W czasach niepewności dotyczącej cen paliw, cen uprawnień do emisji CO2 i cen energii elektrycznej projekty inwestycyjne w elektroenergetyce są obciążone dużym ryzykiem

Dariusz Ciepiela

dziennikarz miesięcznika "Nowy Przemysł" i portalu wnp .pl