Kolejne miliardy na inwestycje

Wyceny akcji nie uwzględniają dziś wszystkich kosztów dostosowania bloków do nowych norm.

Prawie 240 mld zł ma kosztować zredukowanie o 30 proc. do 2030 r. emisji CO2 wytwarzanego przez polską energetykę. Koszt wzrósłby do 395 mld zł, gdyby założyć 50-proc. redukcję – wskazuje Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie. Ale tylko część tych wydatków spadłaby na energetyczne czy ciepłownicze spółki. Bo szacunki uwzględniają znaczny wzrost nakładów na odnawialne źródła, w które inwestują też prywatni przedsiębiorcy oraz instytucje finansowe.

Niejasne kryteria

Joanna Maćkowiak-Pandera, szefowa Forum Analiz Energetycznych, twierdzi, że przedstawione koszty transformacji naszej energetyki są oszacowane według niejasnych kryteriów. – Nie wskazano, ile z tych środków trzeba byłoby i tak wydać, by utrzymać funkcjonalność i sprawność elektrowni, z których część ma 50 lat – tłumaczy ekspertka FAE. TGPE w kalkulacjach bierze pod uwagę dostosowanie najstarszych instalacji, których efektywność ekonomiczna jest coraz mniejsza w obecnych warunkach rynkowych. Zdaniem ekspertki przy tak wysokich szacunkowych kosztach transformacji należy się poważnie zastanowić, czy należy odtwarzać moce według dotychczasowego miksu, czy go przebudować. Zwłaszcza w kontekście prognozowanych przez TGPE cen wytwarzania energii z węgla w 2018 r. – na 250–310 zł/MWh (bez kosztu uprawnień do emisji CO2).

Niewycenione ryzyka

Dla naszych spółek największym wyzwaniem nadchodzących lat jest dostosowanie istniejących bloków do zmieniających się wymagań środowiskowych wynikających z tzw. konkluzji BAT (o stosowaniu najnowszych dostępnych technologii – red.). Według najnowszych szacunków TGPE pójdzie na to 12 mld zł. Ta kwota, jak się dowiedzieliśmy, uwzględnia tylko bloki energetyczne i ciepłownicze, którym opłaca się przedłużać życie. Część mocy będzie wyłączana.

Spółki na razie nie mówią o własnych wydatkach na ten cel, raczej posługują się obliczeniami dla sektora. Te zresztą też są rozbieżne (patrz: „Pytania do... ").

Zdaniem analityków spore zagrożenia dla inwestorów wynikające z konieczności dostosowania naszych siłowni do konkluzji BAT nie są jeszcze uwzględniane w wycenach. Rynek patrzy na razie tylko na budżety modernizacji odtworzeniowych oraz nakłady na nowe bloki. – Jeśli faktycznie dla całego polskiego rynku koszt takich modernizacji wyceniany jest na 12 mld zł, to relatywnie największe nakłady widać w ZE PAK, PGE i Tauronie. W wartościach nominalnych największe wydatki jednoznacznie poniesie PGE – wskazuje Paweł Puchalski z DM BZ WBK.

Teoretycznie najmniej z powodu wejścia w życie nowych norm ucierpią Enea, której flota już jest dostosowana do dyrektywy, a także Energa, bo jej nowy projekt ostrołęckiej siłowni już będzie spełniał nowe normy.

Bartłomiej Kubicki z Societe Generale zauważa, że sektor może mieć problem z finansowaniem kolejnych inwestycji. Zwłaszcza jeśli rząd obciąży go kosztami naprawy sytuacji w górnictwie oraz biorąc pod uwagę obecne programy inwestycyjne i dalszą odbudowę mocy po 2020 r.

Sytuacji nie poprawia fakt, że coraz więcej instytucji odwraca się od finansowania węgla. Samo TGPE też nie jest już tak przekonane, że uda się wykorzystać do tego środki funduszu modernizacyjnego UE, bo zarządza nim niechętny projektom węglowym EBI.

Kubicki zakłada jednak, że nasza energetyka udźwignie ciężar wydatków po wprowadzeniu jakiejś formy wsparcia, np. rynku mocy lub kontraktów różnicowych. Podrożeć może jednak finansowanie długu. – Bankom w Polsce może się bardziej opłacać inwestowanie w obligacje skarbowe (nieobarczone podatkiem od aktywów) niż dług spółek energetycznych – uważa Kubicki.

[email protected]

Pytania do Jarosława Brody, wiceprezesa Tauronu ds. strategii

Energetyka musi dostosować elektrownie do zaostrzających się norm środowiskowych wynikających z tzw. konkluzji BAT (o stosowaniu najlepszych dostępnych technologii). Czy opłaca się modernizować stare, czy lepiej budować nowe bloki?

Bilans mocy się zmniejsza, dlatego odstawienie większej ilości mocy stanowi wyzwanie dla stabilnej pracy systemu. Jednocześnie ceny energii i regulacje nie sprzyjają podejmowaniu decyzji o budowie nowych mocy. Zachętą dla inwestorów byłoby wprowadzenie rynku dwutowarowego (na moc i energię) lub kontraktów różnicowych (państwowe gwarancje stałej ceny przewidujące dopłaty do ustalonego poziomu, gdy cena rynkowa jest poniżej – red.).

Według analiz dla całego sektora nakłady na dostosowanie do nowych norm istniejących jednostek mogą wynieść od 9 do 17 mld zł. Nawet w przypadku skorzystania z art. 15 ust. 4 dyrektywy o emisjach przemysłowych (wyłączenie obowiązku dostosowania się wybranych bloków do wymogów, jeśli koszty są wyższe od korzyści środowiskowych) i pewnego obniżenia tych wydatków, skala niezbędnych nakładów będzie ogromna.

Trzeba też zabiegać o wydłużenie okresu dostosowawczego z uwagi na techniczną możliwość odstawień bloków dla przeprowadzenia wymaganych modernizacji.

Jakie moce musi odstawić Tauron?

Większość bloków, które posiadamy, wymaga modernizacji. Równocześnie trzeba podkreślić, że nasze przygotowania do przystosowania jednostek wytwórczych trwają od kilku lat. W naszym interesie, podobnie jak w przypadku innych grup energetycznych opierających się na węglu, będzie wynegocjowanie jak najkorzystniejszych warunków okresu przejściowego dla starszych jednostek, aby mogły one być eksploatowane po 2020 r.

Co do budowanych teraz bloków, niezbędne jest zapewnienie im jak najszybszego przyznania pozwoleń zintegrowanych (obejmujących kompleksowe oddziaływanie jednostki na środowisko – red.), tak aby znalazły się w przewidzianej w konkluzjach BAT kategorii jednostek istniejących.