Duża zmienność prognoz utrudnia planowanie

- Dzisiejsze decyzje inwestycyjne w energetyce są w dużej mierze zależne od przyszłości polityki klimatycznej Unii Europejskiej. Wiele projektów inwestycyjnych jest od dawna przygotowanych, ale jest kłopot z wbiciem łopaty. Decyzje o rozpoczęciu prac budowlanych wstrzymują m.in. niejasności związane z przyszłością funkcjonowania żółtych i czerwonych certyfikatów od roku 2013 - mówi Piotr Łuba, partner z Działu Doradztwa Biznesowego PwC.

Spółki powiązane ze Skarbem Państwa, jak PGE, Tauron i Energa, przygotowują się do wielu inwestycji opartych na gazie ziemnym. Te inwestycje mają sens ekonomiczny, ponieważ pozwalają zmniejszyć ryzyko biznesu poprzez dywersyfikacje paliwa, niepewności związanej z cenami energii, paliwa i CO₂.

Korzystna dla grup energetycznych chcących budować bloki gazowe oraz dla innych dużych odbiorców, jak np. firmy chemiczne, będzie liberalizacja rynku gazu. Zdaniem Piotra Łuby przynajmniej w segmencie dużych odbiorców powinno dojść jak najszybciej do uwolnienia cen.

- Obecnie trudno jest podać prostą receptę na optymalny miks energetyczny dla Polski. Można się natomiast pokusić o pokazanie pewnych trendów, uwzględniających politykę krajową i europejską w tym zakresie. Energetyka jądrowa i OZE są nieemisyjne. Technologie oparte na gazie ziemnym są oczywiście emisyjne, ale jeśli chcemy mieć nowe duże moce wytwórcze, to zwrot w kierunku bloków gazowych jest naturalny - ocenia Piotr Łuba.

Ciągle brak w miarę precyzyjnej odpowiedzi na pytanie dotyczące kosztów budowy 1 MW w elektrowni jądrowej w Europie. Tutaj nie ma wiarygodnych liczb. Jak podkreśla Piotr Łuba, w Polsce nie może powstać tylko jedna elektrownia jądrowa, docelowo musi być ich kilka, aby projekt jądrowy miał uzasadnienie ekonomiczne.

Jednym z potencjalnych kierunków rozwoju sektora energetycznego jest także energetyka rozproszona i OZE. By jednak mogły się one rozwijać, konieczna jest znacząca rozbudowa sieci dystrybucyjnej. Piotr Łuba zwraca uwagę, że im mniejsza jednostka, tym droższa inwestycja w przeliczeniu na MW mocy.

Możliwe, że będą powstawały również źródła wykorzystujące inne paliwa. Prawdopodobnie będzie technicznie możliwe wydobycie gazu łupkowego, ale nie wiadomo, po jakiej cenie, a więc trudno obecnie określić, czy wydobycie będzie ekonomicznie uzasadnione. Za około dwa lata te wątpliwości powinny się zacząć wyjaśniać.

Realizacja wielu inwestycji będzie uzależniona od cen energii. Firmy energetyczne mają własne prognozy cen energii, ale one bardzo ewoluują, aktualne prognozy są zupełnie inne niż te przygotowywane rok temu. Obecnie cena 1 MWh energii czarnej to około 200 zł, do tego należy dodać średni koszt energii kolorowej, czyli ok. 37,5 zł. Wydaje się pewne, że ceny energii będą rosły, a udział kolorowej energii będzie coraz większy, (w szczególności zielonej energii ze źródeł odnawialnych, być może także żółtej, z kogeneracji gazowej). Duży wpływ na cenę energii będą miały także pozwolenia na emisję CO₂.

- Prognozowanie cen CO₂ przypomina przewidywanie przyszłości za pomocą szklanej kuli. Zakres dostępnych na rynku prognoz cenowych jest bardzo duży - wahają się one od 10 do 45 euro za tonę wyemitowanego CO₂ - ocenia Piotr Łuba.

Duży potencjał rozwoju jest również przed sektorem ciepłowniczym.

- Podczas gdy ciepłownictwo na świecie jest na ogół bardzo bezpiecznym biznesem, w Polsce wciąż istnieje wiele ryzyk. Są one spowodowane przede wszystkim niedokończonym procesem porządkowania regulacji - podkreśla Piotr Łuba.

Przekonuje, że inwestycje w ciepłownictwie, tak jak w innych sektorach, zależą m.in. od oczekiwanego zwrotu z inwestycji. Minimalny oczekiwany zwrot z inwestycji ciepłowniczych to 8 - 9 proc. rocznie. Są w Polsce przedsiębiorstwa ciepłownicze osiągające takie lub lepsze zwroty z inwestycji, ale należą one do mniejszości.

Dużo łatwiej oczekiwany zwrot z inwestycji osiągnąć w produkcji ciepła i łączeniu wytwarzania i dystrybucji ciepła, a znacznie trudniej go uzyskać w sektorze dystrybucji ciepła. Najbardziej opłacalne są inwestycje w kogenerację, szczególnie w przemyśle, gdzie ciepło jest odbierane przez cały rok, w przeciwieństwie do gospodarki komunalnej, gdzie sezon grzewczy ma istotny wpływ na wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej w kogeneracji.

- Większość obecnych inwestycji w sieci to minimum tego, co firmy powinny robić. Dzieje się tak, ponieważ obecna regulacja nie zapewnia inwestorowi odpowiedniego zwrotu z inwestycji. Zdarza się, że inwestycje w sieć wręcz obniżają wartość przedsiębiorstwa - dodaje Piotr Łuba.

Dariusz Ciepiela

dziennikarz miesięcznika "Nowy Przemysł" i portalu WNP.pl