W Polsce mamy coraz lepsze warunki do inwestowania w nowe moce wytwórcze. Niedługo skończy się problem kontraktów długoterminowych (KDT), które były antyrynkowym sposobem na odbudowę potencjału krajowej elektroenergetyki. Projekty realizowane w ramach KDT cechował brak presji na producentów energii w kierunku poprawy efektywności jej wytwarzania. Warunki działania elektrowni i elektrociepłowni określono z kilkunastoletnim wyprzedzeniem, a stopień zablokowania hurtowego rynku za sprawą KDT sięgnął 70 proc. W wyniku decyzji Adama Szafrańskiego, prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE), sprzedawcy energii nie będą musieli zatwierdzać swoich cenników. Będziemy więc mieli pełną konkurencję w tym zakresie.

Kontrakty długoterminowe

Podstawą zawierania kontraktów długoterminowych były projekcje finansowe. W wielu przypadkach były one niepoprawne z punktu widzenia rachunku ekonomicznego. Mimo tego strony - Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) i wytwórcy energii - podpisywali wieloletnie zobowiązania, za które ciągle płacą odbiorcy energii.

Rozwiązanie kontraktów długoterminowych nastąpi już wkrótce (od 1 kwietnia 2008 r.) i w polskiej energetyce pojawią się wreszcie rynkowe impulsy inwestycyjne. Tak jak na każdym innym rynku jest nimi wzrost cen wynikający z niedoboru podaży w stosunku do popytu. Wiele osób obawia się, że w związku z tym ceny wzrosną. Tak działa rynek. Jednak równie pewne jest, że po zaspokojeniu popytu ceny spadną. Co więcej, z pewnością wydatki odbiorców energii związane z takimi wahaniami będą niższe, niż w przypadku urzędowo ustalanych taryf.

Gospodarstwa domowe w Polsce zużywają rocznie średnio ok. 1950 kWh energii elektrycznej. Według tegorocznych urzędowo zatwierdzonych stawek taryfowych zapłacą za finansowanie KDT-ów niemal 60 zł brutto, czy tego chcą czy nie (w ubiegłym roku było to 76 zł, a po rozwiązaniu KDT i wprowadzeniu nowego systemu rozliczeń będzie to bez mała 88 zł rocznie). Na finansowanie projektów przygotowanych niepoprawnie z punktu widzenia rachunku ekonomicznego, za tworzenie kosztów i brak efektywności oddajemy 10 proc. naszych łącznych wydatków na prąd, czyli 20 proc. cen energii brutto. Takie są koszty administracyjnych decyzji inwestycyjnych z połowy lat 90.

Giełda energii

Rynkowe impulsy inwestycyjne będą wyraźne wtedy, gdy poprawnie będzie funkcjonował hurtowy rynek energii, a w szczególności jego najbardziej przejrzysta i miarodajna forma - giełda energii. Obecnie Towarowa Giełda Energii (TGE) działa w ograniczonym zakresie. Funkcjonuje jedynie rynek dnia następnego i w niewielkim zakresie oddziałuje na hurtowe ceny energii. Obrót giełdowy stanowi znikomy odsetek (1-2 proc.) krajowego zapotrzebowania na energię. O rozwoju giełdy eksperci mówią od lat. Potrzebny jest rynek dnia bieżącego i rynki terminowe, które pozwolą wycenić energię z dużym wyprzedzeniem czasowym (np. dwa, trzy lata). Tak działają giełdy na rozwiniętych rynkach w Europie i tak też powinno być w Polsce. Żeby jednak tak się stało, potrzebne są zmiany nie tylko na samej giełdzie, ale również u operatora systemu przesyłowego (PSE-Operator).

Kłopot z giełdą polega również na tym, że w efekcie rządowej konsolidacji państwowych firm sektora elektroenergetycznego nie dość, że zmniejszyła się liczba podmiotów, które mogą uczestniczyć w hurtowym obrocie, to na dodatek zostały połączone w grupy. Może to prowadzić do faworyzowania jednych przedsiębiorstw (z tej samej grupy) kosztem innych, co z kolei doprowadzi do zaburzenia konkurencji. Niekorzystny dla rynku mechanizm jest bardzo prosty: wytwórcy tanio sprzedają energię tzw. swoim sprzedawcom, a wyższe ceny stosują dla zewnętrznych kontrahentów. O zmianie sprzedawcy w takiej sytuacji nie może być mowy, klienci sprzedawców, którzy nie działają w grupach, płacą za energię więcej niż pozostali.

Nie brakuje głosów, aby tę sytuację rozwiązać za pomocą obowiązkowych transakcji giełdowych - dzięki temu faworyzowanie kogokolwiek będzie bardzo trudne. Orędownikiem takiego rozwiązania jest m.in. prof. Krzysztof Żmijewski, były prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych.

Nowe i modernizowane

Dziś wytwórcy energii mówią o ogromnych potrzebach inwestycyjnych w zakresie budowy nowych mocy. Na ich pesymistyczne wizje zagrożeń dla bezpieczeństwa energetycznego trzeba patrzeć przez okulary z mocnym filtrem. Energetycy straszą nas po to, byśmy łatwiej przełknęli podwyżki, którymi chcieliby nas uraczyć. Od połowy lat 90. znaczna część wytwórców energii żyła jak pączki w maśle. Mając gwarancje w postaci kontraktów długoterminowych, nie musieli martwić się o efektywność ani o kolejne inwestycje. Stabilizacja uśpiła ich aktywność do tego stopnia, że nie są w stanie zrealizować żadnego projektu indywidualnie. Do wszystkiego potrzebne są rządowe strategie, ministerialne decyzje i polityczne poparcie. Tymczasem, jak pokazują dane publikowane przez PSE-Operator, zapotrzebowanie na moc z roku na rok rośnie. Rośnie jednak również moc osiągalna polskich elektrowni. Niestety, przestała rosnąć w ostatnich latach moc dyspozycyjna.

Nie oznacza to jednak, że z inwestycjami nic się nie dzieje. Wyraźnie widać, że na rynku energii idzie ku lepszemu, pojawiają się coraz poważniejsze deklaracje odnośnie do budowy nowych elektrowni czy modernizacji starych instalacji. Budowane są nowe bloki w Bełchatowie (850 MW) i Łagiszy (460 MW). Te inwestycje prowadzą państwowi potentaci elektroenergetyczni - Polska Grupa Energetyczna (PGE) oraz Południowy Koncern Energetyczny (PKE).

Sprywatyzowany Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin finalizuje budowę nowego bloku o mocy 464 MW. Inni inwestorzy również planują nowe inwestycje.

- Naszym celem jest roczna produkcja energii na poziomie 20 TWh. Trwa obecnie analiza możliwości zbudowania w Polsce nowych elektrowni. W ciągu najbliższych lat chcielibyśmy zbudować obiekty o łącznej mocy 1,5-2 tys. MW - mówi Łukasz Zimnoch z Vattenfalla. Firma prowadzi już proces inwestycyjny w Elektrociepłowni Siekierki, należącej do Vattenfall Heat Poland (VHP). Powstanie tam blok o mocy prawie 480 MW wytwarzający zarówno ciepło i energię elektryczną.

Budowę elektrowni o mocy 800 MW planuje w Polsce RWE. Obiekt ma powstać na Górnym Śląsku. Za to na Dolnym Śląsku, dzięki współpracy firmy Tauron Polska Energia (d. Grupa Energetyczna Południe) z KGHM Polska Miedź, ma powstać elektrownia o mocy do 1100 MW. Electrabel Polska w Elektrowni Połaniec 12 przekazuje do eksploatacji rozbudowaną instalację odsiarczania spalin oraz nowy komin. Wartość inwestycji to ok. 105 mln zł (28,6 mln euro).

W elektroenergetyce buduje się nie tylko nowe elektrownie. Potrzebne są różnego rodzaju inwestycje sieciowe i infrastrukturalne. Te jednak, z uwagi na charakter działalności dystrybucyjnej i przesyłowej (tzw. naturalny monopol), zawsze będą rozliczane poprzez uwzględnianie ich w taryfach przedsiębiorstw sieciowych. Dlatego też duża odpowiedzialność spoczywa w tym zakresie na regulatorze rynku. On musi ocenić, czy wymiana przestarzałych kabli i izolatorów, budowa siedziby operatora systemu przesyłowego czy remont rejonowej stacji zasilania jest niezbędny.

Elektrownie i elektrociepłownie inwestują wreszcie na własne ryzyko. Ich wydatki nie będą uwzględniane w żadnych taryfach, więc za ewentualne błędne decyzje zapłacą stratami. Jeśli natomiast dobrze zaplanowały swoje projekty i trafiają w zapotrzebowanie rynku, to dobrze zarobią i będą miały pieniądze na kolejne przedsięwzięcia.

Krzysztof Golachowski

krzysztof.golachowski@infor.pl