Polska energetyka nie miała dobrych warunków do rozwoju

Tuż po zmianie ustroju w 1989 r. reforma energetyki była jedną z pierwszych obiecanych przez polski rząd poważnych zmian w gospodarce. W 1990 roku resort przemysłu zapowiedział zróżnicowanie cen prądu i późniejsze ich uwolnienie, a także prywatyzację sektora energetycznego. Skończyło się na tym, że ceny były dalej regulowane, od 1997 roku przez Urząd Regulacji Energetyki (URE), a prywatyzacja przebiegała bardzo powoli.

Pod koniec lat 90. większość sektora była wciąż w państwowych rękach, a maksymalne podwyżki cen prądu limitowało rozporządzenie Ministerstwa Gospodarki. Na dodatek branża była bardzo rozdrobniona: sektor składał się z 33 pojedynczych zakładów energetycznych, 17 elektrowni systemowych i jeszcze większej liczby samodzielnie działających elektrociepłowni. Nie sprzyjało to ani restrukturyzacji sektora ani inwestycjom. Urząd Regulacji Energetyki nie dopuszczał do takich podwyżek cen, które pozwoliłyby firmom z branży na modernizację na większą skalę. Firmy te były też za słabe kapitałowo, żeby bez kłopotu podołać większym inwestycjom. Banki zaś nie paliły się do udzielania im kredytów na duże przedsięwzięcia, bo ze względu na politykę URE były one niezbyt opłacalne. Co gorsza, mieliśmy tak skonstruowane przepisy, że inwestycje, szczególnie w budowę nowych sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, okazywały się być drogą przez mękę. Uzyskiwanie zezwoleń na takie przedsięwzięcia trwa u nas czasem latami, m.in. dlatego, że nasze prawo umożliwia skuteczne ich blokowanie, np. przez tych, przez których grunty ma przebiegać linia energetyczna.

Jedynym wyraźnym krokiem naprzód w tej sprawie były tzw. kontrakty długoterminowe (gwarantujące przez lata elektrowniom sprzedaż po prądu po określonej cenie). Miały one umożliwić producentom prądu montaż urządzeń, dzięki którym mniej truliby środowisko. Chodziło głównie o instalacje odsiarczania spalin z elektrowni. To rozwiązanie się sprawdziło, bo dzięki niemu w wielu elektrowniach takie instalacje powstały.

Inwestycje były jednak równie potrzebne w innym obszarze. Większość polskich elektrowni już wtedy charakteryzowała się tym, że miała stare, wysłużone, mało wydajne bloki, które trzeba wymieniać na nowe albo modernizować. To samo można było powiedzieć o wielu liniach do przesyłu i dystrybucji prądu, których stan z roku na rok coraz bardziej się pogarszał.

Naprawdę dużych inwestycji - poza instalacjami odsiarczania - w polskim sektorze energetycznym pojawiało się co kot napłakał, a na dokładkę przeciągały się przygotowania do nich. Elektrownia Bełchatów, która chciała wybudować nowy blok o mocy ponad 800 MW, powołała spółkę, mającą się tym zająć w 1996 roku. Budowa tego bloku ruszyła 10 lat później i trwa do dziś. Jedną z głównych przyczyn były problemy z finansowaniem tej inwestycji. Elektrownia chciała pozyskać inwestora zagranicznego do budowy nowego bloku, ale nic z tego nie wyszło. Negocjacje z bankami na temat kredytów na tę inwestycję przedłużały się w nieskończoność.

Podobne perypetie dotknęły Południowy Koncern Elektroenergetyczny, który jeszcze w latach 90. chciał zbudować nowy blok o mocy 460 MW w Elektrowni Łagisza w Będzinie. Decyzja o budowie zapadła w 2001 roku, ale sama inwestycja ruszyła dopiero pięć lat później i zakończyła się w 2009 roku.

Sytuacja poprawiła się nieco w 2003 i 2004 roku, gdy rząd dokonał tzw. konsolidacji poziomej 33 zakładów energetycznych. W wyniku operacji łączenia tych przedsiębiorstw w większe grupy powstały m.in. koncerny energetyczne Enea, Energia Pro, Energia, Enion czy Wschodnia Grupa Energetyczna, ale i one nie były jeszcze na tyle silne kapitałowo, żeby wystarczająco dużo inwestować w infrastrukturę energetyczną.

Poza tym ciągle pozostawało aktualne pytanie, co zrobić z elektrowniami, które potrzebowały miliardów złotych na wymianę bloków na nowe i modernizację. To pytanie nabrzmiało jeszcze bardziej ze względu na wejście Polski do UE i objęcie naszego kraju rygorystycznymi unijnymi normami związanymi z ochroną środowiska. Chodziło przede wszystkim o system redukcji emisji gazów cieplarnianych, przyjęty przez UE, który uderzał szczególnie w elektrownie węglowe i pogarszał ich perspektywy.

Z tych wszystkich powodów w branży coraz częściej padał postulat dalszej konsolidacji państwowych firm energetycznych, które w Polsce ciągle stanowiły większość tego sektora. Ten postulat popierały też niektóre renomowane światowe firmy konsultingowe, takie, jak choćby KPMG. Używały głównie jednego argumentu: polski sektor energetyczny musi w najbliższych latach zainwestować dziesiątki miliardów złotych w modernizację, ale nie da rady zrobić tego bez powstania silniejszych i większych niż dotychczas koncernów branżowych. Koncernów, które powstaną w wyniku tzw. pionowej konsolidacji, czyli łączenia spółek dystrybucyjnych z elektrowniami. Pomysł, choć dawno wcielony w życie w takich krajach, jak Niemcy czy Francja, nie wszystkim się podobał. Prowadził bowiem do ograniczenia konkurencji na polskim rynku energetycznym.

Mimo tych zastrzeżeń rząd zdecydował się na pionową konsolidację. W efekcie w 2007 roku powstały cztery wielkie koncerny energetyczne:

1. Polska Grupa Energetyczna, w której skład weszła m.in. Wschodnia Grupa Energetyczna, dwa zakłady energetyczne z Łodzi, dwie kopalnie węgla brunatnego (Bełchatów i Turów), cztery elektrownie węglowe - Bełchatów, Dolna Odra, Turów i Opole

2. Tauron Polska Energia, na którą składał się Południowy Koncern Elektroenergetyczny (kilka elektrowni i kopalni), Elektrownia Stalowa Wola, Energia Pro i Enion

3. Enea, do której dokooptowano Elektrownię Kozienice

4. Energa - połączona z Elektrownią Ostrołęka

Konsolidacja spełniła pokładane w niej nadzieje, bo inwestycje w polskiej energetyce nabrały przyspieszenia i rozmachu. Każda z nowych grup energetycznych już zdążyła rozpocząć zakrojony na szeroką skalę program inwestycyjny. Pomogła w tym prywatyzacja każdej z tych firm, która rozpoczęła się w 2008 roku od giełdowego debiutu Enei. Tylko Polska Grupa Energetyczna podwyższyła swój kapitał dzięki wejściu na giełdę o 6 mld zł, z czego ponad połowa ma iść na inwestycje. PGE w latach 2009-2012 chce zainwestować w sumie 38,9 mld zł, m.in. w budowę dwóch nowych bloków w Elektrowni Opole.

W Enei trwa przetarg na budowę nowego bloku o mocy 1000 MW w Elektrowni Kozienice. Firma chce wybudować jeszcze jeden tak duży blok.

Kilka nowych bloków, m.in. w Elektrociepłowni Bielsko-Biała, wznosi już Tauron i przymierza się do następnych. Jeden z nich, w Stalowej Woli, o mocy 400 MW, zbuduje razem z PGNiG. Rozpisany został już przetarg na wykonawcę tej inwestycji.

Energa stara się o pozwolenie na budowę bloku o mocy 1000 MW w Elektrowni Ostrołęka.

To tylko największe z rozpoczętych lub planowanych w najbliższym czasie inwestycji. Można więc mówić o prawdziwym boomie inwestycyjnym w energetyce, choć wciąż buduje się mniej niż powinno, by zminimalizować ryzyko wystąpienia sytuacji, w której polskie elektrownie za kilka lat nie będą w stanie sprostać krajowemu popytowi na prąd (ze względu na to, że stare bloki trzeba będzie wyłączać, a nie będzie wystarczającej liczby nowych w ich miejsce).

Firmy energetyczne budowałyby zapewne dużo więcej, gdyby nie wciąż trudne warunki do inwestowania w tym sektorze. Urząd Regulacji Energetyki uwolnił wprawdzie ceny prądu, ale tylko częściowo. Mimo, że już kilka lat temu miał całkowicie je uwolnić. To pierwszy czynnik, który nie sprzyja inwestycjom w sektorze. URE ciągle bowiem nie zezwala na takie podwyżki taryf za energię elektryczną, które pozwoliłyby firmom z branży inwestować tyle, ile powinny, by uniknąć ryzyka ograniczeń w dostawach prądu.

Jeszcze większą barierą jest unijna polityka energetyczno-klimatyczna, która dyskryminuje węgiel jako paliwo (traktuje je np. dużo gorzej niż ropę, która służąc do produkcji paliw samochodowych odpowiada za dużą większą emisję gazów cieplarnianych niż elektrownie węglowe). Ograniczenia emisji CO2, narzucone Polsce przez UE, uderzają przede wszystkim w elektrownie węglowe, na które w naszym kraju przypada ponad 90 proc. produkcji energii elektrycznej. W latach 2005-2007 nie było z tym w zasadzie większego problemu, bo przyznany nam limit bezpłatnych emisji dwutlenku węgla z nawiązką wystarczał na pokrycie potrzeb krajowych elektrowni. Na lata 2008-2012 dostaliśmy jednak pulę o? mniejszą od tej, o którą Polska się starała. W praktyce oznacza to, że krajowe elektrownie już muszą kupować część uprawnień do emisji CO2, co pogarsza ich kondycję. Jeszcze gorzej będzie od 2013 r., gdy UE zacznie stopniowo znosić elektrowniom bezpłatne limity emisji CO2. Tak, aby od 2020 r. producenci prądu musieli płacić za każdy wyemitowany gram dwutlenku węgla. Ta pełna odpłatność zostanie nałożona dużo wcześniej na wszystkie nowe bloki energetyczne, których budowa rozpoczęła się po 2008 roku. Ten fakt w połączeniu z niepewnością, ile będą kosztowały uprawnienia do emisji CO2, sprawia, że sytuacja polskich elektrowni jest niestabilna i utrudnia im inwestowanie.

Polski sektor energetyczny został już zreformowany, rozpoczęła się jego restrukturyzacja. Teraz czas na to, by poważnie zreformowano dotyczące go prawo. Przepisy w tej materii już się zmieniają, ale to dopiero początek drogi.

@RY1@i02/2010/224/i02.2010.224.050.0001.001.jpg@RY2@

Największe polskie firmy energetyczne

Jacek Krzemiński