Inwesto wanie w energetyce trudne jak nigdy

- Inwestowanie w energetyce przypomina dzisiaj grę w kasynie - mówi prof. Krzysztof Żmijewski z Politechniki Warszawskiej. - Zbyt wiele zależy od decyzji urzędników, a realizację zamierzeń inwestycyjnych utrudnia niestabilna sytuacja gospodarcza - tłumaczy były szef Polskich Sieci Elektroenergetycznych.

Popyt spada

Najnowsze dane operatora systemu o wykorzystaniu energii elektrycznej nie nastrajają branży pozytywnie. Jak policzyły Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE), zużycie prądu od stycznia do maja 2013 r. spadło w porównaniu z pierwszymi pięcioma miesiącami 2012 r. o 1,41 proc. Jeśli do fatalnych statystyk skutkujących spadkiem cen energii do poziomów sprzed kilku lat dołożymy rosnący udział w bilansie dotowanych odnawialnych źródeł energii (OZE), wychodzi na to, że dzisiaj opłacalna pozostaje jedynie energetyka oparta na tanim węglu brunatnym. Pozostałe konwencjonalne źródła dostępne w Polsce, czyli energetyka węgla kamiennego oraz gazu, balansują na granicy opłacalności.

Z tych wszystkich powodów zawiadująca największymi aktywami wytwórczymi należącymi do PGE, energetycznego gracza numer jeden na rynku, spółka PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna zdecydowała o wstrzymaniu największej inwestycji w grupie kapitałowej. Koncern anulował w kwietniu plany budowy dwóch bloków na węgiel kamienny o łącznej mocy 1800 MW za 11,5 mld zł w Elektrowni Opole. W połowie czerwca wrócił jednak do pomysłu budowy bloku o mocy ok. 450 MW w Elektrowni Turów, ogłaszając przetarg na jego wykonawcę. Nowy blok zasilany węglem brunatnym z pobliskiej kopalni PGE ma zastąpić trzy najstarsze jednostki, z których dwie zostały już zamknięte, a kolejna pójdzie w odstawkę do końca tego roku.

Planowana inwestycja w Bogatyni to jedna z nielicznych inwestycji mających realne szanse na ukończenie w najbliższych latach. Dziś w Polsce buduje się blok na węgiel kamienny w Kozienicach (Enea) oraz gazówkę w Stalowej Woli (PGNiG i Tauron). W tym roku ruszyć może jeszcze tylko jedna węglowa inwestycja w Jaworznie (Tauron). Pod znakiem zapytania stoją projekty innych inwestorów takich jak Kompania Węglowa czy Polenergia Jana Kulczyka. W odwrocie są zagraniczne firmy energetyczne. Tylko w ostatnich miesiącach do zamrażarki trafiły projekty budowy nowych bloków francuskiego EDF (Rybnik) oraz fińskiego Fortum (Wrocław). Niepewne są losy wspólnego projektu Tauronu i KGHM, czyli budowa 850 MW w Blachowni.

Opóźnione regulacje

Zdaniem większości ekspertów decydujący wpływ wstrzymania części deklarowanych projektów inwestycyjnych w ostatnich dwóch latach miał brak stabilnej regulacji.

- Systemu takiego do dzisiaj nie mamy i nadal nie wiemy, kiedy zapowiadane nowe regulacje, określane jako trójpak energetyczny, wejdą w życie - mówi Piotr Łuba z PwC.

Prawdopodobnie stanie się to dopiero na przełomie roku. O ostatecznym kształcie ustawy o OZE, a także ustawy gazowej i prawa energetycznego w najbliższych tygodniach zadecyduje resort gospodarki. Odpowiedzialny w nim za zieloną branżę Jerzy Pietrewicz zapowiada ograniczenie wsparcia i przeniesienie ciężaru udzielanej pomocy z producentów energii na inwestorów gotowych budować nowe elektrownie.

Równolegle ale na razie zakulisowo trwa dyskusja o polskiej odmianie rynku mocy. Rozmówcy DGP, m.in. Marek Woszczyk, prezes Urzędu Regulacji Energetyki, są zdania, że w obecnej rozchwianej sytuacji należy przemyśleć utworzenie instrumentów zachęcających inwestorów do stawiania nowych bloków na węgiel i gaz. Pomysłem może być kontrakt różnicowy na wytwarzaną w nich energię, z którego przy budowie elektrowni jądrowej chcą skorzystać w Wielkiej Brytanii. To umowa zawierająca korytarz ceny za energię. Jeśli rynkowa cena jest poniżej dolnej granicy, inwestor dostaje dopłatę, jeśli powyżej, zwraca nadwyżkę. To wystarczy, żeby nakłonić zlęknione banki do pożyczenia gigantycznych kwot pieniędzy.

Taka forma pomocy dla konwencjonalnych źródeł energii zyskuje coraz większy front poparcia, bo zestawiana jest ona z rachunkiem Europy za rozwój czystych elektrowni. Wsparcie tylko niemieckich gospodarstw domowych (przemysł nie dorzuca się do zielonej rewolucji) dla producentów prądu z wiatru i słońca sięga już 13 mld euro rocznie, a z powodu zepchnięcia na drugi plan energetyki atomowej wyniesie w 2013 r. rekordowe 20 mld euro. W Polsce ta kwota zbliża się już do 5 mld zł rocznie. Nowy system na lata 2014-2020, nad którym pracuje resort kierowany przez Janusza Piechocińskiego, ma być skromniejszy, ale i tak będzie kosztować ok. 50 mld zł. W sumie na rozwój farm wiatrowych i innych źródeł czystej energii od 2006 do 2020 r. przekażemy 76 mld zł. Taka jest cena ograniczania negatywnego wpływu na środowisko brudnych elektrowni w Europie.

Klimat i technologie

Niewątpliwie duży wpływ na branżę energetyczną może mieć dyskutowana coraz szerzej kwestia zacieśniania więzów gospodarczych Unii Europejskiej i Stanów Zjednoczonych. Marcin Korolec, minister środowiska, zwraca uwagę, że Europa gotowa płacić za energię więcej w imię ograniczania zmian klimatu i technologicznej rewolucji, zderzy się z zupełnie odwrotnym myśleniem.

- Amerykańska administracja jest nastawiona na jak najtańszą energię. Jeśli negocjacje dotyczące wspólnej strefy handlu miałyby się zakończyć w ciągu dwóch lat, to możemy doprowadzić do sytuacji, w której przemysł na dobre wyniesie się z Europy - ostrzega Marcin Korolec.

@RY1@i02/2013/120/i02.2013.120.21400020d.802.jpg@RY2@

Inwestycje pod znakiem zapytania

Maciej Szczepaniuk