Subskrybuj nas na Youtube
Rynek kuleje. Letni rekord zapotrzebowania na energię elektryczną już padł, a to dopiero początek ciepłych miesięcy. Zimą ledwo wystarczyło. Do tego dochodzi awantura z rozbudową elektrowni w Opolu.
To wciąż może być największa inwestycja węglowa w Europie. Na razie jednak nie ma żadnej pewności, że warta ponad 11,5 mld zł budowa w ogóle wystartuje. Polska Grupa Energetyczna, do której należy elektrownia Opole, w kwietniu zawiesiła projekt. Uznała, że gigantyczna budowa nie gwarantuje satysfakcjonującej stopy zwrotu z zainwestowanego kapitału, więc angażowanie się w ryzykowny biznes może obniżyć wartość notowanej na giełdzie spółki. Decyzji przyklasnęli analitycy. Argumentują, że cena energii, po jakiej sprzedają ją elektrownie na hurtowym rynku, jest zbyt niska. Zwrot z zainwestowanego kapitału możliwy jest dopiero powyżej 220 zł za MWh dla węgla kamiennego i 170 zł za MWh w przypadku węgla brunatnego. Analiza danych z Towarowej Giełdy Energii pokazuje, że na tyle dziś nie można liczyć, bo za MWh energii producent dostaje 150–160 zł i nic nie wskazuje, że stawka pójdzie w górę.
Problem w tym, że PGE została powołana do życia w wyniku konsolidacji elektroenergetyki zaledwie w połowie ubiegłej dekady jako najsilniejszy podmiot na rynku i na giełdę szła właśnie z zamiarem zebrania funduszy na realizację strategicznych dla państwa inwestycji. Jej głównym akcjonariuszem pozostaje Skarb Państwa, a spółka znajduje się na szczycie listy podmiotów kluczowych dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego państwa. Spośród wszystkich inwestycji wpisanych do prospektu emisyjnego PGE numerem jeden było szykowane od blisko dwóch dekad Opole. Koronnym argumentem za stawianiem 1800 MW nowych mocy na węgiel kamienny miało być zastąpienie najstarszych elektrowni przeznaczonych do zamknięcia.
Dziś jednak nie ma już żadnej pewności, czy dwa nowe bloki bardziej potrzebne są do zapewnienia gospodarce nieprzerwanych dostaw energii, czy może stały się przedmiotem polityczno-urzędniczej rozgrywki. Polityka energetyczna państwa do 2030 r. poddawana jest właśnie liftingowi, bo w ciągu zaledwie kilku lat w wyniku kryzysu wszelkie prognozy dotyczące cen energii, surowców czy wreszcie zapotrzebowania na energię elektryczną straciły jakąkolwiek wartość.
Ratunek nie tylko dla Opola
Zapewnienia Donalda Tuska, który obiecał, że projekt będzie kontynuowany, odczytywane są więc jako doraźne działania nastawione na zatrzymanie spadku poparcia dla rządu. Decyzja PGE wzbudziła bowiem gorące protesty w Opolu i regionie. W powołanie miasteczka protestacyjnego zaangażowali się związkowcy, naukowcy i politycy.
Za reanimacją inwestycji lobbuje także śląska branża górnicza mająca szerokie wpływy w nadzorującym energetykę Ministerstwie Gospodarki, bo większe Opole oznaczałoby podwojenie zamówień z tamtego kierunku na węgiel wydobywany przez Kompanię Węglową. Największa spółka górnicza w Unii Europejskiej ogłosiła właśnie, że negocjuje z dostawcami maszyn i urządzeń wydłużenie terminu płatności. To pierwsza jaskółka utraty płynności finansowej, wynikająca z dołka na rynku. W wyniku spowolnienia spadło zapotrzebowanie na energię, a za nim zamówienia na węgiel energetyczny. Efekt – z okien zarządu Kompanii widać już coraz mniej, bo na zwałach leży ponad 6 mln ton węgla. Tak źle nie było jeszcze nigdy.
Premier zapewnił więc, że bloki energetyczne będą budowane, ale nie powiedział, jak, za ile i przez kogo, wzbudzając fale spekulacji na temat zaangażowania w projekt Kompanii, KGHM czy Polskich Inwestycji Rozwojowych, rządowego wehikułu do wspomagania projektów infrastrukturalnych. Ocenę tej deklaracji utrudnia jeszcze to, że jednym z głównych wykonawców rozbudowy Opola jest Polimex-Mostostal. W ratowanie zatrudniającego kilkanaście tysięcy pracowników kolosa, który z powodu zaangażowania w realizację nierentownych projektów infrastrukturalnych nieomal zbankrutował, zaangażowała się państwowa Agencja Rozwoju Przemysłu. Projekt PGE może pomóc przetrwać spółce, której wciąż wiele brakuje do finansowej stabilizacji. Bez niego może się okazać, że rząd poniesie kolejną spektakularną porażkę. Upadek koncernu budowlanego oznaczałby stratę milionów wpompowanych w jego ratowanie.
Groźba ciemności wciąż aktualna
W gąszczu domysłów nad motywami kierującymi premierem na dalszy plan zeszła dyskusja dotycząca zagrożenia black-outem. A krąży pogłoska o nigdzie nieopublikowanym jeszcze raporcie dla rządu wykonanym przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne. To państwowa spółka, która pilnuje, by w naszych gniazdkach nie zabrakło prądu, a jego dostawy odbywały się bez przeszkód. Spółka miała napisać w raporcie, że niewybudowanie dwóch bloków na węgiel o łącznej mocy 1800 MW zagraża bezpieczeństwu energetycznemu Polski. Jak jest naprawdę, nikt jednak nie wiadomo, bo przewidywanie cen energii, paliw czy wzrostu PKB przypomina wróżenie z fusów.
Wojciech Myślecki, były szef PSE, a dziś doradca banku BZ WBK, mówi jednak, że niewybudowanie opolskich bloków może zaowocować ograniczeniami w dostawach prądu. Problem w tym, że dziś wcale nie jest pewne, ile najstarszych bloków zostanie wyłączonych. Jeszcze trzy lata temu panowało przekonanie, że bez nowych inwestycji żarówki zgasną w ciągu kilku lat, bo w odstawkę pójdzie tak duża liczba elektrowni.
Funkcjonująca przy ministrze gospodarki Społeczna Rada Narodowego Programu Redukcji Emisji w 2009 r. podawała, że mocy w systemie będzie ubywać w zastraszającym tempie. Na podstawie danych zebranych przez ekspertów wynikało, że do 2015 r. elektrownie wyłączą bloki o mocy ponad 6 tys. MW. To blisko 20 proc. zainstalowanej obecnie mocy. Efekt miał być porównywalny do zamknięcia największej w Polsce Elektrowni Bełchatów. W następnych latach znikać miały kolejne megawaty. Do 2020 r. – 3,1 tys. MW. Do 2030 r. w sumie ponad 22 tys. MW. To więcej niż 60 proc. potencjału polskich siłowni.
Dziś wiadomo już, że te szacunki były mocno na wyrost, bo po raz kolejny okazało się, że polscy energetycy ze starzejących się elektrowni są w stanie wycisnąć znacznie więcej, niż sądzono. I to pomimo że, jak obliczają eksperci, poziom dekapitalizacji technicznej polskich elektrowni wynosi już 73 proc., ponad 40 proc. bloków pracuje od ponad 40 lat, ale wśród nich zdarzają się też takie – ok. 15 proc. – których wiek przekroczył już 50 lat. Kolejna fala modernizacji starych bloków ma spowodować jednak, że według najnowszych szacunków w latach 2017–2022 trzeba będzie wyłączyć już tylko ok. 3 tys. MW. Różnica w rachunkach jest więc olbrzymia. Na dodatek analiza już rozpoczętych inwestycji pokazuje, że lukę są w stanie wypełnić już trwające projekty. Przede wszystkim 1000 MW w elektrowni Kozienice, 400 MW w Stalowej Woli, 450 MW we Włocławku. Jeszcze w lipcu Tauron może podpisać kontrakt na wybudowanie 850 MW w Jaworznie. Gdy dodamy do tego 450 MW, które wybudować chce w Turowie PGE, luka po najstarszych elektrowniach zostaje zasypana.
Sytuacja napięta latem i zimą
Marek Woszczyk, prezes Urzędu Regulacji Energetyki, ostrzega jednak przed prostymi obliczeniami. Jego zdaniem ważny jest średnioterminowy bilans mocy w systemie elektroenergetycznym, czyli stosunku podaży mocy do zapotrzebowania szczytowego, tj. zimą lub latem. – Już od kilku lat widać, że sytuacja jest napięta. Po decyzji dotyczącej Opola stała się napięta jeszcze bardziej – uważa Woszczyk. Wtóruje mu Ireneusz Łazor, prezes Towarowej Giełdy Energii. Obaj powołują się na jeszcze inne analizy, według których w latach 2016–2019 na kłódkę zamknięte zostaną elektrownie o łącznej mocy ok. 6,5 tys. MW. Wówczas do zapewnienia nieprzerwanych dostaw energii elektrycznej może zabraknąć mocy.
Już dzisiaj system niekiedy trzeszczy w szwach. Zaledwie kilka dni temu Polskie Sieci Elektroenergetyczne podały, że padł rekord zapotrzebowania na moc elektryczną dla okresu letniego, a przecież lipiec i sierpień, dwa najgorętsze miesiące roku, dopiero przed nami. Już zimą, kiedy również potrzeba wiele energii, rezerwa niezbędna do zapobiegania przerwom w dostawach prądu niebezpiecznie topniała w okolice minimum określonego na ok. 1000 MW. Jeśli z powodu inwestycyjnej przepychanki za kilka lat faktycznie zacznie brakować prądu, dziury trzeba będzie łatać energią kupowaną z zagranicy. Taki scenariusz ma jednak dwie poważne wady. Astronomiczną cenę i ograniczone możliwości przesyłu, bo Polskę łączy ze światem zaledwie kilka kabli. Politycy takimi sprawami zdają się nie zawracać sobie głowy. Rachunek za energię i tak wystawią klientom elektrownie.
Trudno też kupować energię za granicą. Mamy za mało kabli
Jest miejsce na nowe bloki
Zdaniem PwC i ING, autorów trzeciej edycji raportu o finansowaniu energetyki pt. „Nie tylko wytwarzanie”, przy dzisiejszych cenach uprawnień do emisji CO2 (europejskie elektrownie muszą płacić za trucie atmosfery) oraz węgla progiem dla opłacalności inwestycji jest cena energii elektrycznej na poziomie co najmniej 200 zł za MWh. Zdaniem obu instytucji zestawienie nawet zmodyfikowanej prognozy zapotrzebowania na energię z harmonogramem wycofań starych jednostek oraz przyrostu nowych pozwala wnioskować, że do 2020 r. jest miejsce na 6–9 nowych bloków o mocy ok. 900 MW. „Biorąc pod uwagę to, że jedynie trzy projekty budowy nowych jednostek węglowych są w wysokim stopniu zaawansowane (Kozienice, Jaworzno i Turów – red.), nadal jest miejsce na realizację kilku kolejnych” – piszą Piotr Łuba z PwC i Kazimierz Rajczyk z ING. I przypominają, że energetyka funkcjonuje w dynamicznym otoczeniu biznesowym. „Obserwacja aktualnych planów inwestycyjnych graczy rynkowych w segmencie wytwarzania energii oraz zmian, jakie zaszły w sektorze, nakreśla nieco inną wizję przyszłości w stosunku do tej z 2008 r., kiedy powstała polityka energetyczna Polski do 2030 r. Przede wszystkim nastąpiła redukcja planów w zakresie mocy wytwórczych. Z deklarowanych w 2008 r. planów budowy 21,5 GW nowych mocy dzisiejsze plany zmniejszyły się do 12,1 GW. Gracze rynkowi, obserwując realne zmiany zapotrzebowania rok do roku, zrewidowali swoje prognozy dotyczące jego wzrostu w przyszłości – wzrost będzie następował, jednak nie w tempie 2,2 proc., jak pierwotnie przyjmowano” – czytamy w raporcie.