Plany inwestycyjne w energetyce trzeba wreszcie realizować

Jest wiele powodów, które się na to składają. Podstawowymi są kwestie związane z ryzykiem i opłacalnością inwestycji. Budowa nowego bloku energetycznego o mocy 800 - 900 MW kosztuje blisko 6 mld zł i opłaca się w okresie wieloletnim. Samo finansowanie dłużne może być spłacane w ciągu 15 lat i dłużej.

Realizacja inwestycji jest możliwa wtedy, kiedy istnieje duża doza pewności, że będzie wystarczający zwrot z tej inwestycji. Obecnie ceny energii elektrycznej takiego zwrotu nie zapewniają, ponieważ są one zbyt niskie nawet o kilkadziesiąt procent.

Przy określaniu cen energii elektrycznej ważnym czynnikiem są kwestie regulacyjne. W Polsce blisko 25 proc. rynku energii jest kontrolowane przez regulatora, który zatwierdza taryfy na sprzedaż energii dla gospodarstw domowych.

Elementem, który wpływa zarówno na opłacalność, jak i na ryzyko inwestycji, jest również brak przejrzystości w systemie ustalania cen za emisję CO₂. Dotyczy to całej Unii Europejskiej, ale w Polsce jest to problem szczególnie istotny, ponieważ obecnie są bardzo preferencyjne warunki zakupu praw do emisji CO₂ i poważnych obciążeń z tego tytułu nie ma, natomiast w roku 2013 rozpocznie się kolejny rozdział w systemie handlu emisjami, co doprowadzi do wzrostu obciążeń z tego tytułu. Skok cen energii spowodowany zakupami uprawnień do emisji CO₂ w Polsce będzie większy niż w innych krajach. Jest to efekt tego, że struktura paliwowa Polski jest oparta na wydobywanym w kraju węglu brunatnym i kamiennym, co z jednej strony zapewnia duży poziom bezpieczeństwa energetycznego, ale przyczynia się do dużej emisji CO₂.

Te trudności muszą być jednak przezwyciężone i inwestycje muszą ruszyć, w przeciwnym razie Polsce grożą braki energii elektrycznej. Według wielu analiz pierwsze zakłócenia w dostawach energii wynikające z jej niedoboru mogą się pojawić już w ciągu najbliższych 6 - 10 lat. W energetyce to jest bardzo krótki okres, zważywszy, że pełen cykl inwestycyjny dla węglowego bloku energetycznego wynosi 6 - 7 lat.

Brak inwestycji ze strony inwestorów międzynarodowych wynika w dużym stopniu z tego, że dla żadnego z nich Polska nie jest kluczowym rynkiem. Międzynarodowe grupy energetyczne są również często bardzo zadłużone oraz podlegają ograniczeniom natury politycznej i muszą podjąć strategiczną decyzję, opartą wyłącznie o finansowe przesłanki, na jakiej działalności i na jakich rynkach mają się skupić. To powoduje zwykle dwa ruchy z ich strony. Pierwszy to sprzedaż aktywów, z których zwrot nie jest wysoki, jak np. sieci energetyczne. Przykładem takiego rozwiązania jest sprzedaż przez EdF i E.ON swoich sieci energetycznych w Wielkiej Brytanii i sprzedaż sieci przez Vattenfall w Niemczech. Drugi ruch to skupienie się na kluczowych rynkach dla danej grupy, co obserwujemy obecnie chociażby w przypadku Vattenfallu.

Polskie grupy energetyczne powstały stosunkowo niedawno, wciąż są to organizmy, które prowadzą intensywne procesy integracyjne. Ważnym czynnikiem jest także to, że są to spółki kontrolowane przez Skarb Państwa, co powoduje dość wysoką fluktuację kadr oraz inicjatywy prywatyzacyjne. To z kolei spowalnia proces inwestycyjny. W sytuacji aktualnych potrzeb budżetu państwa wszelkie środki, jakie może uzyskać, w tym poprzez wypłatę dywidendy, są bardzo istotne.

Choć konsolidacja w sektorze energetycznym znacząco ułatwia realizację inwestycji, to skala inwestycji, które polskie przedsiębiorstwa muszą podjąć, jest większa niż ich wartość rynkowa. Każda inwestycja, jeśli nie będzie dobrze przemyślana i nie zwróci się w przewidywanym okresie, może doprowadzić do dużych problemów finansowych danej firmy.

Część bloków trzeba wyłączyć, ponieważ dobiegają one kresu ich żywotności technicznej. Druga grupa urządzeń to bloki mogące jeszcze pracować, ale zbyt mocno zanieczyszczające środowisko naturalne, a w 2016 r. wchodzą przepisy nakazujące wyłączenie tych urządzeń lub znaczące ograniczenie czasu ich pracy. Trzecia grupa bloków to takie, które spełniają regulacje dotyczące ochrony środowiska i mają żywotność techniczną, ale dysponują zbyt niską sprawnością wytwarzania. Średnia sprawność w polskich elektrowniach wynosi 30 - 35 proc., a nowe bloki mają sprawność około 45 proc. Różnica pomiędzy 30 a 45 proc. wynosi 15 punktów procentowych, ale stanowi to aż 50 proc. różnicy w sprawności. To oznacza, że do wyprodukowania tej samej energii potrzeba 50 proc. więcej paliwa. Udział paliwa w kosztach to kilkadziesiąt procent, więc niska sprawność eliminuje stare bloki na rynku konkurencyjnym. W Polsce są zaledwie dwa bloki o sprawności około 45 proc. - w elektrowniach Łagisza i Pątnów o łącznej mocy zaledwie około 1 GW, a trzeci, w elektrowni Bełchatów, ma zostać oddany w 2011 r.

@RY1@i02/2011/140/i02.2011.140.167.007a.001.jpg@RY2@

Fot. Pawłowski/ZelaznaStudio.pl

Piotr Zdrojewski, dyrektor w dziale doradztwa biznesowego PwC

ROZMAWIAŁ DARIUSZ CIEPIELA

dziennikarz miesięcznika "Nowy Przemysł" i portalu WNP.pl