Gdzie dziś zarabia się w elektroenergetyce?

8 marca 2013

W ostatnich miesiącach bardzo zmieniły się warunki działania przedsiębiorstw elektroenergetycznych. Przyczynił się do tego szereg czynników – na giełdzie spadają ceny „czarnej” energii, jeszcze wyższe spadki dotyczą zielonych certyfikatów. Co więcej, przedłużające się prace nad projektem ustawy OZE zwiększają ryzyko regulacyjne. Stabilizacji na próżno szukać również w Europie – Komisja Europejska opracowuje właśnie zmiany systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2. Wszystko to można sprowadzić do konstatacji, że w energetyce zapanował chaos. Warto poddać go analizie, gdyż jest on zapowiedzią głębokich, strukturalnych zmian.

Kto zyskuje, kto traci? – segmenty energetyki

Jeszcze 3-4 lata temu największe zyski w branży elektroenergetycznej generowało wytwarzanie – tylko własna produkcja była drogą do osiągnięcia stałego, długofalowego przypływu gotówki. W dzisiejszych realiach sytuacja ta traci na aktualności. Spowolnienie, które dotknęło w ostatnim czasie polską gospodarkę, istotnie wpłynęło na sytuację krajowej energetyki. Jedną z jego konsekwencji jest spadek popytu na energię elektryczną. Niższy popyt spowodował z kolei nasilenie konkurencji w sektorze wytwarzania. Rywalizację na rynku producentów energii spotęgował także rozwój mocy wytwórczych, jaki miał miejsce w ostatnich dwóch latach – wzrosły dostawy z OZE, a w Bełchatowie został uruchomiony potężny, tani blok na węgiel brunatny. Moce te na trwałe zaistniały na rynku, gdyż OZE mają to ustawowo zagwarantowane, a Bełchatów wszedł do pracy w podstawie.[1]

Jeszcze 3-4 lata temu największe zyski w sektorze elektroenergetyki generowało wytwarzanie – tylko własna produkcja była drogą do osiągnięcia stałego, długofalowego przypływu gotówki. W dzisiejszych realiach sytuacja ta traci na aktualności.

Zmiany w różnym stopniu dotknęły wszystkich segmentów elektroenergetycznego łańcucha wartości (wydobycie surowców energetycznych, wytwarzanie, przesył, dystrybucja, sprzedaż energii elektrycznej). Generalnie, gotówka przesuwa się od wydobycia węgla kamiennego i wytwarzania energii do obrotu energią elektryczną. Niniejszego trendu nie należy traktować przejściowo – będzie on zapewne trwały i nieodwracalny. Sytuacja poszczególnych segmentów omawianego łańcucha wartości przedstawia się następująco:

1. Wydobycie surowców energetycznych
Zmniejsza się zapotrzebowanie na węgiel kamienny, który jest używany przez przedsiębiorstwa wytwórcze. Zatem w ciągu najbliższych 2-3 lat, a jeśli gospodarka nie wróci na ścieżkę dynamicznego wzrostu to jeszcze dłużej, górnictwo będzie pod presją – spadnie wydobycie, przychody i ceny. Stąd też rentowność górnictwa węgla kamiennego będzie w najbliższym czasie spadała.

2. Wytwarzanie
Rywalizacja rynkowa po stronie wytwarzania wzrosła. Zatem rentowność segmentu wytwarzania spada. Droższe elektrownie systemowe są mało konkurencyjne, więc muszą chodzić na „pół gwizdka”, z kolei w OZE mocno uderza głęboki spadek cen zielonych certyfikatów. Tracą na tym zarówno biogazownie (w gruncie rzeczy nieistotne z punktu widzenia bilansu energii pierwotnej całego kraju czy poszczególnych koncernów elektroenergetycznych), farmy wiatrowe (bolesne dla tych, którzy ostatnio oddawali bądź właśnie oddają nowe moce), elektrownie stosujące współspalanie (z jednej strony niższe przychody z zielonych certyfikatów, z drugiej zaś rosnące ceny dostaw biomasy), jak i nawet stare elektrownie wodne (choć w tym przypadku jest to najmniej dotkliwe, bo koszty operacyjne są z pewnością wciąż pokrywane, a aktywa się już zamortyzowały).

Spowolnienie, które dotknęło w ostatnim czasie polską gospodarkę, istotnie wpłynęło na sytuację krajowej energetyki. Jedną z jego konsekwencji jest spadek popytu na energię elektryczną. Niższy popyt spowodował z kolei nasilenie konkurencji w sektorze wytwarzania. Rywalizację na rynku producentów energii spotęgował także wzrost mocy wytwórczych, jaki miał miejsce w ostatnich dwóch latach.

3. Przesył i dystrybucja
Wpływ wzrostu podaży mocy wytwórczych na niniejsze sektory dotyczy przede wszystkim konieczności zachowania jakości dostaw energii elektrycznej w obliczu wprowadzania jej do sieci ze źródeł niestabilnych oraz zmian geografii jej wytwarzania. Dochody przesyłu i dystrybucji nie ulegną znaczącym zmianom, gdyż są to naturalne monopole, poddane ścisłym regulacjom. Z tego też względu są one odporne na zmiany wywołane wahaniami popytu na energię elektryczną.

4. Sprzedaż
Najbardziej złożona sytuacja dotyczy sektora sprzedaży. Energię kupują bowiem podmioty o zróżnicowanej wielkości, zapotrzebowaniu energetycznym i stopniu regulacji rynku, na którym funkcjonują. Można je podzielić na trzy grupy: dużych i średnich przedsiębiorstw, małych firm oraz indywidualnych gospodarstw domowych.

Duzi i średni przedsiębiorcy posiadają silną pozycję negocjacyjną, wynikającą z rozmiarów swojego zapotrzebowania oraz tworzenia grup zakupowych. Zmniejszyli oni ilość gotówki w branży elektroenergetycznej, „wysysając” z niej znaczną część marży.

Segment małych przedsiębiorstw jest z kolei jedynym, w którym wysokie marże utrzymują się pomimo otwarcia go na konkurencję. Wynika to z wysokich kosztów transakcyjnych zmiany operatora (im mniejsze przedsiębiorstwo, tym większe koszty), rozproszenia popytu (czyli korzyść ze zmiany po stronie małej firmy jest znikoma wobec sumy korzyści firmy obrotu z dostaw do wszystkich odbiorców) i niedoskonałej informacji (brak wiedzy dotyczącej wysokości marży w cenie za energię elektryczną). Przedsiębiorstwa obrotu zarabiają bardzo dużo na małych przedsiębiorcach, gdyż już wcześniej mieli w tym segmencie wysokie marże. Małe firmy ani nie mają dostępu do rynku hurtowego, ani nie posiadają odpowiedniej siły rynkowej do renegocjacji stawek.

Duzi i średni przedsiębiorcy posiadają silną pozycję negocjacyjną, wynikającą z rozmiarów swojego zapotrzebowania oraz tworzenia grup zakupowych. Zmniejszyli oni ilość gotówki w branży elektroenergetycznej, „wysysając” z niej znaczącą część marży.

Ciekawa sytuacja zachodzi w kontekście gospodarstw domowych, gdzie taryfa G jest aktualnie stabilizatorem przychodów dla przedsiębiorstw elektroenergetycznych. Jej istnienie całkowicie odizolowuje ten znaczący segment rynku od sił rynkowych. Można się spodziewać, że taryfa G nie pójdzie w dół w ślad za spadkami cen na rynku hurtowym. Jeżeli nawet to nastąpi, to spadek ten będzie nieproporcjonalny. Taryfa G jest aktualnie swoistą poduszką bezpieczeństwa dla polskiej energetyki.

Kto zyskuje, kto traci? – koncerny elektroenergetyczne

Zyskują te koncerny elektroenergetyczne, które bądź mają najtańsze źródła wytwarzania energii elektrycznej, bądź też nie mają ich wcale. Tracą ci, którzy mają droższe elektrownie systemowe. Ustala się pewna hierarchia, ze względu na koszty krańcowe wytwarzania, przez co elektroenergetyczni potentaci muszą ze sobą rywalizować. W efekcie, dojść może do restrukturyzacji poszczególnych koncernów i do poprawy efektywności wytwarzania. W gruncie rzeczy dopiero teraz zacznie działać „niewidzialna ręka rynku”.

Zyskują te koncerny elektroenergetyczne, które bądź mają najtańsze źródła wytwarzania energii elektrycznej, bądź też nie mają ich wcale. Tracą ci, którzy mają droższe elektrownie systemowe. Ustala się pewna hierarchia, ze względu na koszty krańcowe wytwarzania, przez co elektroenergetyczni potentaci muszą ze sobą rywalizować. W efekcie, dojść może do restrukturyzacji poszczególnych koncernów i do poprawy efektywności wytwarzania. W gruncie rzeczy dopiero teraz zacznie działać „niewidzialna ręka rynku.

Bardzo ciekawe jest to, jak zostaną uplasowane elektrownie, które są dopiero w budowie bądź też są przygotowywane do realizacji. Obecna sytuacja stawia w trudnym położeniu koncerny, które rozpoczęły budowę bloków gazowych. Rywalizacja toczy się przecież pomiędzy blokami na węgiel brunatny a blokami na węgiel kamienny, a więc technologiami nieporównywalnie tańszymi od bloku gazowego dopóty, dopóki ceny uprawnień do emisji CO2 będą utrzymywały się na niskich poziomach.

Polityka regulacyjna

Można przypuszczać, że regulacja cen dla segmentu gospodarstw domowych nie zostanie zniesiona, bo koncerny elektroenergetyczne na to nie pozwolą. Poszczególne grupy interesów będą szukały wyważonego rozwiązania, przez co prawdopodobnie taryfa G zostanie utrzymana w wyrazie nominalnym na przestrzeni najbliższych paru lat. Gospodarstwa domowe odczują zatem lekki spadek cen w wymiarze realnym (biorąc pod uwagę inflację). Utrzymanie taryfy G jest, szczególnie przed wyborami, na korzyść polityków obawiających się liberalizacji w tym segmencie. Zniesienie taryfy mogłoby spowodować wzrost cen.

Można przypuszczać, że regulacja cen dla segmentu gospodarstw domowych nie zostanie zniesiona, bo koncerny elektroenergetyczne na to nie pozwolą. Poszczególne grupy interesów będą szukały wyważonego rozwiązania, przez co prawdopodobnie taryfa G zostanie utrzymana w wyrazie nominalnym na przestrzeni najbliższych paru lat.

Obecna sytuacja na rynku energii elektrycznej wzmacnia przeciwników wsparcia OZE. Twierdzą oni, że skoro rynek się kurczy, a OZE są uprzywilejowane, to dalsze wsparcie dla OZE pogłębia problemy biznesowe słabszych koncernów. Nie jest to jednak rzetelna analiza, gdyż przechodzi do porządku dziennego nad tym, że nadmiar energii z OZE jest generowany we współspalaniu, w efekcie czego 2/3 przychodów z zielonych certyfikatów trafia z powrotem do dużych koncernów. Dla nich przecież nie ma znaczenia, czy generują przychody ze spalania węgla, czy ze spalania biomasy – jest to substytucja, zmiana struktury paliwowej.

Reasumując, trudna sytuacja rynkowa sprzyja zachowawczości w obszarze regulacji. Prawdopodobnie z jednej strony zostanie utrzymana taryfa G, a z drugiej istnienie obecnego systemu wsparcia OZE może zostać – z niewielkimi modyfikacjami – przedłużone na kolejne lata.

Prognozy na przyszłość

Generalnie, w najbliższych 2-3 latach koncerny elektroenergetyczne będą z dużą rezerwą podchodziły do nowych inwestycji w wytwarzanie. Niektóre z nich już zapowiedziały – póki co przejściowe – zamrożenia projektów dotyczących budowy nowych bloków. Jest mało prawdopodobne, żeby zmieniły one swoje nastawienie w ciągu nadchodzących kilku lat, o ile istotnie nie zmienią się warunki rynkowe. Zapewne inne koncerny także uważnie przyglądają się swoim planom inwestycyjnym. Nie należy się również spodziewać inwestycji w nowe farmy wiatrowe i biogazownie, a w zasadzie – w żadną technologię OZE. Ze względu na oczekiwane dalsze spadki cen zielonych certyfikatów, elektroenergetyczni potentaci zrezygnują prawdopodobnie z rozwijania współspalania. Wątpliwe, by w tej sytuacji można było przedstawić sensowny biznesplan dla elektrowni jądrowej. Projekt ten także zostanie odłożony na później bądź zostanie całkowicie anulowany.

Generalnie, w najbliższych 2-3 latach koncerny elektroenergetyczne będą z dużą rezerwą podchodziły do nowych inwestycji w wytwarzanie. Niektóre z nich już zapowiedziały – póki co przejściowe – zamrożenia projektów dotyczących budowy nowych bloków. Jest mało prawdopodobne, żeby zmieniły one swoje nastawienie w ciągu nadchodzących kilku lat, o ile istotnie nie zmienią się warunki rynkowe. Nie należy się również spodziewać inwestycji w nowe farmy wiatrowe i biogazownie, a w zasadzie – w żadną technologię OZE.

——————————-
[1] „Praca w podstawie” odnosi się do najtańszych elektrowni systemowych w kraju. Elektrownie są uporządkowane od najtańszej do najdroższej (z angielskiego merit order). Te, które są tanie, pracują większą liczbę godzin. Bełchatów jest najtańszy, więc pracuje najwięcej godzin w roku ze wszystkich polskich elektrowni.

O autorze:

dr Jan Rączka
ekspert, Regulatory Assistance Project

Partner Forum Analiz Energetycznych oraz doradca Regulatory Assistance Project - międzynarodowej organizacji non-profit, świadczącej wyspecjalizowaną pomoc jednostkom administracji publicznej w obszarze energetyki oraz pomagającej przy wypracowywaniu rozwiązań poprawiających efektywność ekonomiczną szeroko rozumianego rynku energii. Doktor nauk ekonomicznych. W latach 2008-12 pełnił funkcję Prezesa Zarządu Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Warszawie. Wcześniej był adiunktem na Wydziale Nauk Ekonomicznych Uniwersytetu Warszawskiego. Pracował także w Europejskim Banku Odbudowy i Rozwoju oraz w Forum Europy Środkowo Wschodniej w Fundacji Batorego. W 2009 r. był członkiem rządowego zespołu, który wynegocjował pierwsze transakcje sprzedaży uprawnień do emisji CO2 w ramach protokołu z Kioto. Promotor i współautor dopłat do kapitału kredytów na kolektory słoneczne dla klientów indywidualnych. Pracował nad instrumentami wsparcia poprawy efektywności energetycznej, inteligentnych sieci energetycznych i nowych technologii w ochronie środowiska.

Inne artykuły tego autora:
18/03/2016 OZE – lepsze własne niż obce 21/06/2013 Skąd pat inwestycyjny w energetyce? 01/02/2013 Nowe regulacje OZE - mapa rzeczywistych interesów 14/12/2012 Efekt domina