Skąd pat inwestycyjny w energetyce?

21 czerwca 2013

Niekorzystny splot

Polska elektroenergetyka wymaga inwestycji w nowe moce, gdyż jej majątek wytwórczy jest w dużej mierze zdekapitalizowany. Dodatkowo, do końca 2015 r. – ze względu na wejście w życie ostrzejszych standardów środowiskowych zawartych w unijnych dyrektywach – odłączone zostaną bloki o mocy 4–5 GW. Póki co niedobór energii elektrycznej na polskim rynku nie jest odczuwalny, ze względu na spowolnienie gospodarcze i spadek popytu. Jednakże w perspektywie paru lat koniunktura gospodarcza się poprawi, a popyt na energię elektryczną wzrośnie. Możemy wtedy odczuć niedobór mocy wytwórczych.

Póki co niedobór energii elektrycznej na polskim rynku nie jest odczuwalny, ze względu na spowolnienie gospodarcze i spadek popytu. Jednakże w perspektywie paru lat koniunktura gospodarcza się poprawi, a popyt na energię elektryczną wzrośnie. Możemy wtedy odczuć niedobór mocy wytwórczych.

Sytuacja nie byłaby poważna, gdyby realizowane były wszystkie zapowiedziane przez koncerny energetyczne i rząd projekty inwestycyjne. Niestety, kolejne podmioty zawieszają lub całkowicie rezygnują z budowy nowych mocy wytwórczych. Grupa Energa zawiesiła projekt w Ostrołęce, EdF – w Rybniku, PGE – w Opolu. Co więcej, ten rok jest wyjątkowo trudny także dla deweloperów odnawialnych źródeł energii i nie należy spodziewać się znaczącego przyrostu mocy w tym podsektorze.

Przyczyn opisywanego marazmu inwestycyjnego jest co najmniej kilka i to różnej natury. Składają się na nie czynniki rynkowe, regulacyjne i polityczne. Ich analiza prowadzi do konkluzji, że nagromadzenie niekorzystnych zjawisk podnosi poziom ryzyka do tego stopnia, że uniemożliwia ono rozpoczęcie kapitałochłonnych inwestycji w majątek wytwórczy, charakteryzujących się długim czasem zwrotu. Rząd – w zakresie swoich instrumentów – powinien dołożyć wszelkich starań, by ułatwić podejmowanie inwestycji w energetyce. Sektor oczekuje aktualizacji polityki energetycznej, spójnej z nią polityki właścicielskiej i uporządkowanego, stabilnego prawa.

Przyczyn opisywanego marazmu inwestycyjnego jest co najmniej kilka i to różnej natury. Składają się na nie czynniki rynkowe, regulacyjne i polityczne. Ich analiza prowadzi do konkluzji, że nagromadzenie niekorzystnych zjawisk podnosi poziom ryzyka do tego stopnia, że uniemożliwia ono rozpoczęcie kapitałochłonnych inwestycji w majątek wytwórczy, charakteryzujących się długim czasem zwrotu. Rząd – w zakresie swoich instrumentów – powinien dołożyć wszelkich starań, by ułatwić podejmowanie inwestycji w energetyce. Sektor oczekuje aktualizacji polityki energetycznej, spójnej z nią polityki właścicielskiej i uporządkowanego, stabilnego prawa.

Czynniki rynkowe

W 2012 r. zużycie energii elektrycznej było o 2% mniejsze w porównaniu do roku poprzedniego. W roku bieżącym możemy spodziewać się stabilizacji, ale na pewno nie wzrostu popytu. W kolejnych latach, wraz z powrotem koniunktury gospodarczej, popyt będzie się odbudowywał, ale mniej proporcjonalnie niż dynamika wzrostu gospodarczego. Jest to wynik przejścia gospodarki przez proces restrukturyzacji wywołany spowolnieniem gospodarczym w Polsce i kryzysem na świecie. Przedsiębiorstwa mniej konkurencyjne (lub chociażby produkty mniej atrakcyjne, bo wytwarzane na starych liniach produkcyjnych) są wypychane z rynku, a przedsiębiorstwa, które na nim zostają albo dysponują najnowszymi technologiami, które siłą rzeczy są bardziej energooszczędne, albo modernizują stare linie produkcyjne przy okazji zmniejszając ich energochłonność. Zarówno przedsiębiorstwa energetyczne, jak i instytucje finansowe biorą pod uwagę konserwatywne prognozy popytu na energię elektryczną. Oznacza to, że niedobór energii bardzo odsuwa się w czasie, a zapotrzebowanie na nowe (drogie) moce wytwórcze nie jest pewne.

Spadek cen energii elektrycznej jest ściśle powiązany ze spadkiem popytu, jak również z kilkoma innymi czynnikami. Najważniejszym z nich jest zmiana struktury paliwowej wytwarzania energii elektrycznej. W 2012 r. udział energii elektrycznej wytwarzanej z węgla brunatnego wzrósł o 5 punktów procentowych, co przy jednoczesnym wzroście produkcji z OZE oznacza trwały spadek udziału węgla kamiennego. Wystąpiła strukturalna, trwała zmiana po stronie podaży skutkująca spadkiem cen energii elektrycznej – generowanie energii z węgla brunatnego jest tańsze od wytwarzania z węgla kamiennego (ceny energii elektrycznej z OZE są ustalane przez URE i tylko pośrednio wpływają na ceny rynkowe).

Spowolnienie gospodarcze w Europie, spadek produkcji przemysłowej oraz popytu na energię elektryczną spowodowały głęboką obniżkę cen uprawnień do emisji CO2 w ramach Europejskiego Systemu Handlu Emisjami (EU ETS). Obecnie kształtują się one w przedziale 3–4 euro za tonę CO2. Przy takim poziomie cen opłacalne są tańsze i bardziej emisyjne technologie wytwarzania energii elektrycznej (a więc węglowe), rentowna nie jest natomiast relatywnie czysta technologia wytwarzania elektryczności z gazu ziemnego. Nie wiadomo jednak, jak ceny te ukształtują się w przyszłości. Może się okazać, że za 5–6 lat, kiedy oddany do użytku zostanie nowy blok węglowy, ceny CO2 skoczą do 30–40 euro – wówczas bardziej konkurencyjna będzie elektryczność z bloku gazowego. Zasadniczy problem związany z cenami uprawnień do emisji CO2 nie tkwi w tym, że mogą być one bardzo wysokie, lecz w tym, że nie wiadomo, jakie one będą. Różne poziomy cen implikują opłacalność różnych technologii. Oznacza to, że przedsiębiorstwa energetyczne nie wiedzą w jaką technologię zainwestować, więc wolą odłożyć decyzję inwestycyjną na później.

Zasadniczy problem związany z cenami uprawnień do emisji CO2 nie tkwi w tym, że mogą być one bardzo wysokie, lecz w tym, że nie wiadomo, jakie one będą. Różne poziomy cen implikują opłacalność różnych technologii. Oznacza to, że przedsiębiorstwa energetyczne nie wiedzą w jaką technologię zainwestować, więc wolą odłożyć decyzję inwestycyjną na później.

Ryzyko inwestycyjne zwiększają również niestabilne ceny zielonych certyfikatów. Przy obecnym poziomie cen (czyli około 170–180 zł/MWh) opłacalne jest jedynie inwestowanie we współspalanie. Nie wymaga ono jednak budowy nowych bloków, lecz przerobienia starych bloków węglowych. System zielonych certyfikatów nie przyczyni się zatem w bieżącym roku do budowy jakichkolwiek nowych mocy wytwórczych. Nie należy się również spodziewać, że współspalanie będzie się dalej rozwijać – ceny biomasy znacznie wzrosły i nie jest to już tak dochodowy biznes jak w latach ubiegłych.

Poważnym ryzykiem inwestycyjnym, z perspektywy przedsiębiorstw energetycznych, jest kondycja największych firm budowlanych w Polsce. Aby mogło dojść do podpisania kontraktu na budowę nowego bloku węglowego w Kozienicach, w ubiegłym roku Agencja Rozwoju Przemysłu musiała ratować Polimex-Mostostal. Również inne firmy budowlane, które poniosły straty związane z budową dróg i autostrad, nie są w pełni wiarygodne. Może się zdarzyć, że w kolejnym przetargu na budowę elektrowni, walcząc o duże zlecenie, zaoferują one atrakcyjne (dumpingowe) ceny, a w trakcie realizacji inwestycji okaże się, że kontrakt jest nierentowny i zejdą z placu budowy. Oznaczać to będzie dodatkowe koszty dla inwestora. Reasumując, słaba kondycja sektora budowlanego powoduje ryzyko opóźnienia i podrożenia wykonania nowych bloków energetycznych.

Może się zdarzyć, że w kolejnym przetargu na budowę elektrowni firmy budowlane, walcząc o duże zlecenie, zaoferują atrakcyjne (dumpingowe) ceny, a w trakcie realizacji inwestycji okaże się, że kontrakt jest nierentowny i zejdą z placu budowy. Oznaczać to będzie dodatkowe koszty dla inwestora. Słaba kondycja sektora budowlanego powoduje ryzyko opóźnienia i podrożenia wykonania nowych bloków energetycznych.

Czynniki regulacyjne

Reżim regulacyjny energetyki jest kształtowany w Unii Europejskiej i w Polsce. Komisja Europejska wpływa na przedsiębiorstwa energetyczne, między innymi poprzez EU ETS i trzeci pakiet liberalizacyjny. W kraju bardzo oczekiwanymi regulacjami są ustawa o OZE i (lub) mały trójpak energetyczny.

Komisja Europejska jest niezadowolona z niskiego poziomu cen uprawnień do emisji CO2 pomimo tego, że w zeszłym roku jego emisja w UE spadła o 2%. W związku z tym podjęła ona próbę interwencji na rynku CO2 przy użyciu tzw. backloadingu, czyli wycofania części uprawnień z rynku. Próba ta się nie powiodła, ale po raz kolejny podcięła wiarę w stabilność zasad funkcjonowania EU ETS.

Trzeci pakiet liberalizacyjny bardzo mocno akcentuje połączenia transgraniczne. Z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego UE jest to działanie pożądane. Natomiast patrząc okiem krajowych inwestorów, oznacza ono wzrost konkurencji na rynku krajowym – przy odpowiednio dużej przepustowości połączeń transgranicznych istotna część popytu krajowego będzie mogła być zaspokojona przez wytwórców zlokalizowanych poza granicami Polski. Inwestor badający wykonalność projektu inwestycyjnego musi de facto wziąć pod uwagę strategie i ceny europejskich wytwórców.

Ustawa o OZE warunkuje rozwój generacji rozproszonej. Niedługo upłyną 2 lata od czasu, kiedy został przedstawiony pierwszy projekt tego dokumentu. Żmudna praca Ministerstwa Gospodarki w celu odzwierciedlenia postulatów zgłaszanych w trakcie konsultacji społecznych nie została doceniona przez Komitet Stały Rady Ministrów, który pod koniec zeszłego roku skrytykował ten dokument i zatrzymał procedurę legislacyjną wewnątrz rządu. Brak ustawy jest podwójnie szkodliwy. Gdyby projekt ustawy nie był rozważany w ogóle, a obecny, niedoskonały lecz znany i stabilny system wsparcia zostałby wydłużony w czasie, wówczas branża mogłaby oprzeć na nim swój rachunek ekonomiczny. Obecnie deweloperzy nie mogą oprzeć się ani na systemie dotychczasowym (bo ma być zastąpiony), ani na nowym (bo nie wiadomo, jaki ostatecznie będzie i kiedy wejdzie w życie).

Brak ustawy jest podwójnie szkodliwy. Gdyby projekt ustawy nie był rozważany w ogóle, a obecny, niedoskonały lecz znany i stabilny system wsparcia zostałby wydłużony w czasie, wówczas branża mogłaby oprzeć na nim swój rachunek ekonomiczny. Obecnie deweloperzy nie mogą oprzeć się ani na systemie dotychczasowym (bo ma być zastąpiony), ani na nowym (bo nie wiadomo, jaki ostatecznie będzie i kiedy wejdzie w życie).

Mały trójpak energetyczny miałbyć szybkim rozwiązaniem legislacyjnym, które wypełniłoby lukę w postaci braku ustawy o OZE i zapewniłoby zgodność polskich przepisów prawnych z szeregiem unijnych dyrektyw dotyczących energetyki. Wiele wskazuje na to, że będzie on rozpatrywany w takim tempie jak projekt ustawy o OZE. Został on zgłoszony w grudniu zeszłego roku, po pół roku wychodzi z podkomisji do spraw energetyki w bardzo zmienionej, rozbudowanej wersji. Cały czas nie jest jasne, czy zostanie uchwalony w tym roku – ze względu na złożoności i wagę tej regulacji trudno będzie wypracować konsensus nawet w obozie koalicyjnym.

Czynniki polityczne

W energetyce zarówno procesy inwestycyjne, jak i czas zwrotu z inwestycji są długie. Dlatego kontekst polityczny, dokumenty strategiczne, oficjalne stanowisko rządu i jego rzeczywiste działania są ważne i mają duży wpływ na decyzje inwestycyjne przedsiębiorstw energetycznych. W ostatnich latach nie można dostrzec spójności w tym obszarze – z jednej strony padają deklaracje, a z drugiej podejmowane są działania, które stoją z nimi w sprzeczności.

„Polityka energetyczna Polski do 2030 roku” jest dokumentem, który mógłby ukierunkować działanie i myślenie przedsiębiorstw energetycznych. Nie można się jednak oprzeć wrażeniu, że wiele celów strategicznych w nim zawartych pozostało na papierze (np. wzorcowa rola sektora publicznego w promowaniu efektywności energetycznej, rozwój kogeneracji, budowa biogazowni w każdej gminie), a różne spektakularne działania rządu (np. ogromna aktywność w dziedzinie poszukiwań gazu łupkowego) w ogóle nie są w nim uwzględnione. Polska potrzebuje debaty i decyzji strategicznych w obszarze polityki energetycznej – nowej jakości oraz wyznaczenia realnych i wykonalnych celów.

Niespójna z celami „Polityki energetycznej…” jest również polityka właścicielska. Bardzo ambitne plany modernizacji i rozwoju polskiej energetyki wymagają ogromnych nakładów. Jeżeli gros zysków przedsiębiorstw energetycznych z udziałem Skarbu Państwa jest przekazywane do kasy państwowej w formie dywidendy, to rodzi się pytanie, jak przedsiębiorstwa energetyczne mają sfinansować te inwestycje oraz czy inwestycje w energetyce są rzeczywistym priorytetem rządu?

Bardzo ambitne plany modernizacji i rozwoju polskiej energetyki wymagają ogromnych nakładów. Jeżeli gros zysków przedsiębiorstw energetycznych z udziałem Skarbu Państwa jest przekazywane do kasy państwowej w formie dywidendy, to rodzi się pytanie, jak przedsiębiorstwa energetyczne mają sfinansować te inwestycje oraz czy inwestycje w energetyce są rzeczywistym priorytetem rządu?

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 08/03/2013 Gdzie dziś zarabia się w elektroenergetyce? 01/02/2013 Nowe regulacje OZE - mapa rzeczywistych interesów 14/12/2012 Efekt domina