polska energetyka jutra: negawaty czy...
TRANSCRIPT
Polska energetyka jutra:
negawaty czy megawaty?
Raport przygotowali:
Natalia Cieś lewicz, Mateusz Czerwiński, Joanna Dziedzic,
Tomasz Kopka, Igor Markowski, Wojciech Milewski, Arkadiusz Sułek
Giełda Papierów Warto ściowych w Warszawie
30 stycznia 2014
Spis treści
Wstęp ......................................................................................................................... 3
1. Planowane i realizowane inwestycje w infrastrukturę wytwórczą ......................... 4
1.1. Mapa projektów inwestycyjnych wraz z nazwą inwestora i zakładaną mocą uwzględniająca moce wyłączone w latach 2014-2016 ............................................ 5
2. Czynniki wpływające na wstrzymywanie projektów inwestycyjnych ..................... 7
2.1. Ryzyka sektorowe ......................................................................................... 7
2.1.1. Niestabilność cen energii elektrycznych oraz surowców ......................... 7
2.1.2. Brak modelu finansowania inwestycji ...................................................... 8
2.1.3. Problemy finansowe koncernów budowlanych...................................... 10
2.2. Ryzyka prawne - analiza obecnego stanu prawnego i rekomendacje ......... 11
2.2.1. Ryzyko wynikające z prawa UE ............................................................ 13
2.2.2. Nieelastyczne prawo zamówień publicznych ........................................ 14
2.2.3. Uprzywilejowanie spółek Skarbu Państwa ............................................ 14
2.2.4. Niestabilne otoczenie regulacyjne w kontekście liberalizacji przepisów 15
2.3. Ryzyka polityczne ........................................................................................ 18
3. Prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną i prognoza zainstalowanej mocy w Polsce do 2030 roku .................................................................................... 19
3.1. Określenie punktu nierównowagi ................................................................. 19
3.2. Alternatywna prognoza zapotrzebowania na energię w Polsce ................... 23
4. Strategia energetyczna bez inwestycji w moce wytwórcze. Jak zabezpieczyć się przed ryzykiem blackoutu? ....................................................................................... 28
4.1. Zarządzanie stroną popytową za pomocą rozwiązań smart grid i smart metering ................................................................................................................ 28
4.2. Model rynku mocy dla Polski ....................................................................... 30
4.3. Większa energooszczędność i mniejsza energochłonność gospodarki ....... 32
5. Podsumowanie .................................................................................................. 35
3
Wstęp
Zdecydowana większość osób na świecie nie wyobraża sobie dziś życia bez energii,
a szczególnie bez dostępu do energii elektrycznej. Niejako za pierwsze przykazanie
laickiego dekalogu, o którym mówił były prezydent Lech Wałęsa podczas Szczytu
Noblistów w 2013 roku w Warszawie, można by uznać stwierdzenie, że
obowiązkiem państwa jest zagwarantować obywatelom prąd w gniazdku o każdej
porze dnia i bez względu na porę roku. A co jeżeli pewnego dnia „zabraknie” prądu
w gniazdku, a rozwiązanie problemu potrwa dłużej niż dzień lub dwa. W najgorszym
przypadku, czeka nas scenariusz zaprezentowany w serii filmów Mad Max gdzie
społeczności gangów toczą regularne bitwy o dostęp do zasobów energetycznych.
Czy jednak naprawdę grożą nam sceny rodem z science fiction? Co w ogóle czeka
polski sektor energetyczny jutro?
Chcąc włączyć się w krajową dyskusję nad powyższymi kwestiami oddajemy
w Państwa ręce raport pt. Polska energetyka jutra: negawaty czy megawaty?
Raport został przygotowany w związku z podsumowaniem IV edycji Akademii
Mediów organizowanej przez Fundację im. Lesława Pagi, w której brali udział
autorzy. Zgodnie z powyższymi zapowiedziami raport koncentruje się na
zagadnieniach związanych z przyszłością sektora energii elektrycznej w Polsce
w perspektywie roku 2030. Celem opracowania jest zwrócenie uwagi na kluczowe
aspekty związane z rynkiem energii elektrycznej w Polsce, a w szczególności na
wyzwania jakie wiążą się z zagwarantowaniem odpowiedniej mocy w systemie przy
perspektywie koniecznej likwidacji lub modernizacji dużej części krajowych
elektrowni.
Tytułowe negawaty stanowią alternatywę dla megawatów, których w polskich
systemie energetycznym będzie w najbliższych latach coraz mniej. Efektywność
energetyczna jest jedną z wielkich szans a jednocześnie „desek ratunkowych”
polskiej energetyki, natomiast w samym opracowaniu staramy się jedynie
zaprezentować Państwu ogólny lecz szeroki zarys problem, z którym będzie dane
zderzyć się wszystkim, bo jak zauważono na początku – ciężko dziś wyobrazić sobie
życie bez prądu.
4
1. Planowane i realizowane inwestycje w infrastrukturę wytwórczą
W ciągu ostatnich kilku lat uwarunkowania rynkowe i regulacyjne kształtujące sektor
elektroenergetyczny w Polsce podlegały dynamicznym zmianom. Zmiany te obejmują
m.in. wolniejsze niż zakładano tempo wzrostu zapotrzebowania na energię
elektryczną i niższy poziom cen energii, istotne zmniejszenie planów inwestycyjnych
w obszarze wytwarzania i zmianę ich struktury paliwowej, otwartą kwestię regulacji
w zakresie OZE, potencjał wydobycia gazu ze złóż niekonwencjonalnych w kraju
oraz wyzwania stojące przed segmentem dystrybucji sprzedaży energii.
Problemem polskiej energetyki jest wysoki poziom wykorzystania mocy
wytwórczych. Dodatkowo sytuację pogarsza konieczność stopniowego odłączania
przestarzałych bloków bądź ich czasowe wyłączenia w okresie remontów. Obecnie
średni wiek bloków energetycznych w Polsce to około 40 lat. Prawie 75% aktywnych
bloków ma ponad 30 lat, a tylko około 10% poniżej dekady. W latach 2002–2008
obserwowany był znaczący spadek średniej rocznej rezerwy mocy w elektrowniach
zawodowych ze szczytu wieczornego dni roboczych, która spadła z 7,5 GW (23,9%)
do 4,5 GW (13,9%). W 2009 r. w efekcie mniejszego zapotrzebowania na energię
oraz krótszego czasu remontów rezerwa wyniosła 5,9 GW (18,0%), natomiast
w 2010 roku ponownie spadła do poziomu 4,5 GW (13,5%).
Wykres nr 1. Struktura wiekowa infrastruktury energetycznej w Polsce, 2013
Źródło: Opracowanie własne na podstawie raportu PMR, „Budownictwo energetyczne w Polsce w
2013 r.”
>40 lat; 23%
<10 lat; 10%
11-20 lat; 6%
21-30 lat; 13%
31-40 lat; 48%
5
Niekorzystna struktura wiekowa wpłynie w najbliższym czasie na zamknięcie wielu
bloków. Powodem tego będzie ich niewystarczająca wydajność oraz fakt, iż nie będą
one spełniały norm dotyczących emisji gazów cieplarnianych i dwutlenku węgla.
W obliczu braku spełnienia wymogów środowiskowych w zakresie emisji tlenków
azotu (NOx), dwutlenku siarki (SO2) i pyłów oraz zakończenie cyklu życia, znaczna
część istniejącej bazy wytwórczej w Polsce musi przejść proces dogłębnej
modernizacji lub musi zostać wyłączona i zastąpiona przez nowe bloki. Powyższa
przesłanka była podstawą ogłoszenia planów inwestycyjnych w zakresie rozwoju
nowych źródeł wytwórczych na poziomie 21,5 GW w 2008 r. Jednakże z powodu
m.in. niższego niż zakładano tempa wycofywania starych jednostek oraz
wolniejszego tempa wzrostu zapotrzebowania na energię, a pośrednio także
niższego poziomu cen energii, pierwotne plany inwestycyjne zostały istotnie
zredukowane.
1.1. Mapa projektów inwestycyjnych wraz z nazwą inwestora i zakładaną
mocą uwzględniająca moce wyłączone w latach 2014-2016
Obecnie w fazie budowy znajduje się kilka znaczących projektów o łącznej mocy
ponad 2.000 MWe i wartości 10 mld zł. Jest to dopiero początek tendencji wzrostowej
na rynku budownictwa energetycznego. Największą inwestycją w realizacji jest blok
węglowy „ENEA Wytwarzanie” w elektrowni Kozienice (moc 1.075 MWe), a także
bloki gazowe w Stalowej Woli (Tauron 450 MWe) i Włocławku (Orlen 470 MWe).
Na początku lutego 2014 r. planowane jest rozpoczęcie realizacji inwestycji w Opolu.
Budowa dwóch bloków na węgiel kamienny o mocy po 900 MW, ma kosztować PGE
11,5 mld zł. Dodatkowo, w fazie realizacji znajduje się kilka projektów
modernizacyjnych o wartości kilkuset milionów złotych.
Inwestycje znajdujące się w zaawansowanej fazie przetargowej obejmują ponad 37
mld zł, spośród których największy projekt to budowa Elektrowni Północ, szacowana
na 12 mld zł. Inne ważne inwestycje wciąż znajdujące się w fazie przetargowej,
jednak bliskie rozpoczęcia realizacji, to budowa bloku w Elektrowni Jaworzno
(Tauron 900 MWe), budowa bloku kogeneracyjnego w Elektrociepłowni Tychy
(Tauron 50 MWe), a także bloki gazowe w Bydgoszczy, Szczecinie i Gorzowie
(PGE).
6
Rys. 1 Mapa największych projektów inwestycyjnych oraz planowanych wycofań bloków elektroenergetycznych wg stanu na 31.12.2013r
Źródło: opracowanie własne.
Mapa (Rys. 1) pokazuje największe projekty energetyczne, których budowa już się
rozpoczęła lub jest planowana. Dodatkowo pokazane zostały moce przeznaczone do
wycofania do połowy roku 2016. Ujęte na mapie budowy, w większości są jednak
w początkowych stadiach, przez co do roku 2015, planowane jest uruchomienie
jedynie dwóch dużych jednostek wytwórczych (Włocławek i Stalowa Wola). Długi
czas realizacji inwestycji powoduje, że dopiero w drugiej połowie roku 2017 i latach
późniejszych oddane do użytku zostaną elektrownie, które obecnie są w fazie planów
lub wczesnej realizacji. Na przestrzeni tych lat oddawane będą również do użytku
mniejsze jednostki wytwórcze oraz będzie miała miejsce modernizacja części
istniejących już bloków. Działania te nie są jednak w stanie zrekompensować
z nawiązką wycofań dużych jednostek wytwórczych oraz spadku sprawności
pozostałych w użytku. Powoduje to, że w latach 2016 – 2017 moc jednostek
wytwórczych, będzie ograniczona. Również powstające farmy wiatrowe, z powodu
swojej nieprzewidywalności, mogą nie być w stanie zastąpić powstałych niedoborów.
7
2. Czynniki wpływające na wstrzymywanie projektów inwestycyjnych
Opublikowane niedawno przez Ministerstwo Gospodarki sprawozdanie wyników
monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w latach 2014-2017
wskazuje, iż na skutek naszego członkostwa w Unii Europejskiej będziemy
zobowiązani do wyłączenia infrastruktury generującej ok. 4,4 GW mocy. Niemożność
automatycznego zastąpienia tej infrastruktury nową spowoduje powstanie deficytów
energii elektrycznej: w roku 2015 ok. 95 MW, w 2016 800 MW, a w 2017 aż 1.100
MW. Już w 2011 roku ze względu na unijne regulacje prawne oraz polską
infrastrukturę sektora energetycznego, szacowane koszty potrzebnych inwestycji
przekraczają 170 mld zł w perspektywie 10-letniej.
Obecny stan polskiego sektora elektroenergetycznego jest wynikiem jednoczesnego
zaistnienia szeregu zróżnicowanych czynników, które powstrzymują przedsiębiorstwa
od rozpoczęcia długoletnich i kosztownych projektów inwestycyjnych. Postanowiono
podzielić je na trzy grupy: czynniki sektorowe, prawne oraz polityczne.
2.1. Ryzyka sektorowe
2.1.1. Niestabilność cen energii elektrycznych oraz surowców
Wstrzymywanie projektów inwestycyjnych w sektorze energetycznym bardzo często
związane jest z aktualną sytuacją na giełdach energii czy surowców. Ostatnie lata
charakteryzowały się bardzo dużą zmiennością na rynkach, co dziś przekłada się na
podwyższony poziom ryzyka a tym samym większą niepewność co do opłacalności
długoterminowych inwestycji (nawet pomimo stosowania instrumentów pochodnych).
Utrzymująca się niestabilność cen surowców, czyli ropy, gazu i węgla w kontekście
oferowanych przez przedsiębiorstwa z sektora energoelektrycznego produktów może
być negatywnie odbierana. Przedstawiona poniżej prognoza struktury koszyka
energetycznego dla świata na rok 2030 potwierdza kluczowe znaczenie dóbr
kopalnianych. Ropa, gaz i węgiel stanowią w niej łącznie 80%.
8
Wykres nr 2. Struktura energii pierwotnej według ExxonMobil na 2030 r.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie prezentacji PKN Orlen, „Jaki rozwój dla przyszłości? Recenzja priorytetów +Europy 2020+”
Takie perspektywy struktury energii w połączeniu z ciągłą niepewnością inwestycyjną
dotyczącą głównych surowców ograniczają rozpoczynanie nowych projektów
inwestycyjnych ukierunkowanych na OZE czy energię atomową. Wahania cen
surowców podyktowane są również przez nową rzeczywistość amerykańskiej
gospodarki, która z pomocą niesamowitego boomu na gaz łupkowy osiągnęła
autonomiczność energetyczną i zaczęła eksportować dobra energetyczne.
Inwestycjom w sektorze elektroenergetycznym nie pomagają niepewne perspektywy
co do kształtowania się cen energii elektrycznej. Przedsiębiorstwa borykają się
ponadto z wolniejszym tempem wzrostu zapotrzebowania na energię oraz rynkową
ceną energii elektrycznej, która jest niższa niż koszt jej wytworzenia za pomocą
stosowanej obecnie infrastruktury. Były prezes Polskiej Grupy Energetycznej (PGE)
Krzysztof Kilian w rozmowie z Rzeczpospolitą powiedział, że „cena energii powinna
być o 60-70 zł wyższa niż na rynku hurtowym, by dało się bezpiecznie planować
budowę nowych bloków”.
2.1.2. Brak modelu finansowania inwestycji
Jednym z argumentów wymienianych przy wstrzymywaniu lub nierozpoczynaniu
projektów inwestycyjnych jest trudność w znalezieniu odpowiedniego modelu
finansowania inwestycji. Wycofanie się strategicznego kapitałodawcy prowadzi co
najmniej do wstrzymania inwestycji.
Ropa (32%) Gaz (23%) Węgiel (25%) E. jądrowa (8%) OZE (10%)
9
Kapitał dominujący wykorzystywany jest we właściwej fazie inwestycyjnej – z reguły
bardzo rozbudowanej i długoterminowej. Wspiera projekty przy pokrywaniu
zapotrzebowań na zasoby rzeczowe, ludzkie i finansowe. Może być wykorzystywany
do powstrzymywania problemów organizacyjno-technicznych, społecznych
i ekonomicznych.
Główną bolączką przedsiębiorstw z polskiego sektora elektroenergetycznego jest
znalezienie odpowiedniego źródła kapitału dominującego oraz stworzenie takiej
kombinacji kapitałów (dominującego oraz jednego lub więcej uzupełniających), która
będzie możliwie jak najbardziej ograniczać trudności w realizacji projektu i ryzyko
inwestycyjne.
Niestety, brakuje regulacji, które w jakikolwiek sposób określałyby model
finansowania, strategicznych z punktu widzenia polskiej gospodarki, projektów
inwestycyjnych w sektorze elektroenergetycznym. Choć znaczącym akcjonariuszem
większości spółek energetycznych jest Skarb Państwa, nadwyrężona kondycja
polskiej gospodarki po ogólnoświatowym kryzysie finansowym nie zachęca do
pieniężnego wspierania wielomilionowych, długoterminowych inwestycji. Warto tu
wspomnieć choćby o pierwszym programie detalicznej emisji obligacji przez PKN
Orlen. Koncern planuje w ten sposób pozyskać ok. 1 mld zł. Podobne drogi
pozyskiwania kapitału, czyli poprzez emisję obligacji, wybrały w ostatnim czasie
grupy energetyczne PGE, ENEA oraz Tauron.
Inną możliwością pozyskiwania niezbędnego kapitału do realizacji projektu
inwestycyjnego jest skorzystanie z kredytu bankowego. Ogólnoświatowy kryzys
finansowy, symbolicznie rozpoczęty przez upadek banku inwestycyjnego Lehman
Brothers, skutkował ograniczoną chęcią banków komercyjnych do udzielania
kredytów na finansowanie inwestycji. Niosło to ze sobą wyższe wymagania
dotyczące wkładu własnego, wyższe marże oraz krótsze okresy dofinansowania.
Lata 2010 i 2011 przyniosły lekkie ocieplenie w rozmowach pomiędzy bankami
a przedsiębiorstwami z sektora energetycznego. Jednak już następny rok, czyli rok
rozgrywanych w Polsce i na Ukrainie mistrzostw Europy w piłce nożnej mężczyzn,
zakończył się poważnym tąpnięciem w branży deweloperskiej i ponownym,
szczelnym zamknięciem się banków przed wielomilionowym finansowaniem
długoterminowych, niepewnych inwestycji m.in. w sektorze elektroenergetycznym.
10
Duże nadzieje w sprawie finansowania inwestycji elektroenergetycznych upatruje się
w założonej przez Ministerstwo Skarbu Państwa spółce celowej Polskie Inwestycje
Rozwojowe (PIR), która będzie odpowiedzialna za realizację programu „Inwestycje
Polskie”.
2.1.3. Problemy finansowe koncernów budowlanych
Innym czynnikiem sektorowym odpowiadającym za wstrzymywanie projektów
inwestycyjnych jest kiepska sytuacja finansowa koncernów budowlanych w Polsce.
Cały sektor budowlany ucierpiał na skutek olbrzymiego przesiewu spółek, który
nastąpił w latach 2011-2012. Choćby spektakularne bankructwo grupy PBG czy
żmudna restrukturyzacja Polimex-Mostostalu skutecznie zatrzymały dopływ kapitału
wspierającego inwestycje spółek branży budowlanej. Blokada polskiego sektora
budowlanego przekłada się negatywnie na spółki sektora elektroenergetycznego,
które są zmuszone do poszukiwania spółek budowlanych do realizacji swoich
projektów za granicą albo tworzenia spółek celowych. Oczywiście niesie to ze sobą
dodatkowe ryzyko, wydłuża procedury tym samym przesuwając termin rozpoczęcia
lub ponownej realizacji projektu.
Rachunek ekonomiczny projektów inwestycyjnych w sektorze elektroenergetycznym
jest długi i skomplikowany. W systemie naczyń połączonych znajdują się ceny energii
elektrycznej, surowców, koszty finansowania, sytuacja makro- i mikroekonomiczna
mające wpływ na kondycje finansowe gospodarek, przedsiębiorstw oraz gospodarstw
domowych. Polskie przedsiębiorstwa przy małej pomocy państwa zmuszone są do
poszukiwania kapitału dominującego na rynkach pierwotnych w ramach emisji akcji,
obligacji lub zaciągając drogi kredyt bankowy.
W dalszej części zaprezentujemy inne grupy czynników (prawne oraz polityczne),
które w równie mocnym stopniu wpływają na to, że spółki elektroenergetyczne
wstrzymują się z podejmowaniem decyzji o strategicznych projektach, a firmom
i gospodarstwom domowym w Polsce w niedalekiej przyszłości grozi niedobór
energii.
11
2.2. Ryzyka prawne - analiza obecnego stanu prawnego i rekomendacje
Istotny wpływ prawa na realizowane inwestycje w ene rgetyk ę
Gwarantem bezpieczeństwa realizacji inwestycji powinno być stabilne prawo, służące
wspieraniu rozwoju gospodarki. Praktyka gospodarcza pokazuje jednak często
zupełnie inny obraz systemu prawnego. Okazuje się bowiem, że istotnym ryzykiem
towarzyszącym planowanym inwestycjom w sektorze energetycznym są ryzyka
wiążące się z regulacjami prawnymi, które w znacznym stopniu ograniczają
możliwości inwestycyjne. Stanowi to niezwykle istotny problem dla polskiego sektora
energetycznego, a dotyczy w szczególności elektroenergetyki, ale także górnictwa,
kwestii środowiskowych, procedur administracyjnych oraz danin publicznych i wielu
innych dziedzin prawa.
Proces podejmowania decyzji przez przedsiębiorstwa opiera się na założeniu zasady
ostrożności. Przezorność firm energetycznych polega na tym, że ważniejsze jest dla
nich zachowanie obecnego kapitału niż podjęcie ryzyka, nawet wówczas, gdy istnieje
szansa na zyskanie wielu korzyści. Profesjonalne podmioty tym bardziej kierują się
kalkulacją zysków i strat oraz próbują przewidzieć potencjalne ryzyka. Kluczowe jest
planowanie nakładów finansowych i okresu, w jakim spodziewamy się zakładanych
przychodów.
Podobnie jak każdy proces inwestycyjny, realizacja projektów energetycznych może
pociągać za sobą ryzyka, które są wspólne dla całego systemu polskiego prawa
w związku ze sposobem jego tworzenia i działaniem administracji, ale pojawia się
także wiele nowych wyzwań, z którymi musi się zmierzyć legislacja. Szczególnie
istotne są ryzyka wynikające z niespójności prawa, stopnia jego skomplikowania oraz
dużej ilości obowiązków, jakie są nakładane na inwestorów w sektorze
energetycznym. Skomplikowane regulacje prawne sytuują Polskę w gronie państw
najbardziej nieprzychylnych inwestorom i odbiorcom energii elektrycznej1.
Warto także nadmienić, że część niepewności prawnej wynika również ze
spoglądania na nastroje panujące w organach decyzyjnych i ciałach opiniodawczych
Unii Europejskiej, która zdaje się wywierać coraz większy wpływ na sektor
energetyczny w państwach członkowskich.
1 http://www.doingbusiness.org/~/media/giawb/doing%20business/documents/profiles/country/POL.pdf
12
Przykładowe obszary ryzyka prawnego
Poniżej wskazujemy na przykładowe, naszym zdaniem najbardziej istotne ryzyka,
które wpływają na ograniczenie procesów inwestycyjnych w sektorze energetycznym:
− Dostosowanie przepisów prawa budowlanego w zakresie budowy sieci,
− roszczenia osób trzecich, które w efekcie mogą opóźnić lub nawet zatrzymać
proces inwestycyjny (np. organizacje społeczne i ekologiczne),
− ryzyko opóźnienia inwestycji spowodowane przez zagrożenie dla środowiska
(brak zgodności projektów inwestycyjnych z normami dot. ochrony środowiska),
− prawo unijne (ryzyko niezgodności polskich norm prawnych z prawem
i polityką Unii Europejskiej),
− prawo regulujące zagospodarowanie przestrzenne,
− prawo administracyjne: zablokowanie procesu inwestycyjnego spowodowane
brakiem zabezpieczenia niezbędnych pozwoleń administracyjnych,
− ryzyko legislacyjne: bardzo powolny i skomplikowany proces legislacyjny,
− problem konfliktu interesów pomiędzy nadzorem właścicielskim a nadzorem
regulacyjnym sprawowanym przez Państwo Polskie (konflikt kompetencji pomiędzy
Ministrem Gospodarki, Ministrem Skarbu Państwa i Urzędem Regulacji Energetyki),
− warunki finansowania inwestycji, kredyty,
− ubezpieczenie projektów inwestycyjnych,
− prawo zamówień publicznych – brak elastyczności PZP, handel referencjami,
ogromne koszty odwoływania się od rozstrzygnięć decyzji przetargowych do Krajowej
Izby Odwoławczej (5% wartości przedmiotu zamówienia),
− ryzyko powrotu do kontraktów długoterminowych, znanych już w przeszłości,
które naruszałyby ochronę konkurencji,
− koncepcja unbundlingu (dalszego rozdzielania usług) w prawie
energetycznym,
− procedury bezpieczeństwa.
Katalog potencjalnych zagrożeń jest bardzo szeroki. Kluczową negatywną cechą jest
jednak niestabilność. Z perspektywy inwestora lepsze jest niedoskonałe, ale pewne
prawo, niż niepewna perspektywa, uniemożliwiająca planowanie. W dalszej części
naszej pracy zdecydowaliśmy się wyodrębnić kluczowe i najbardziej interesujące
zagadnienia prawne i omówić je nieco szerzej.
13
2.2.1. Ryzyko wynikające z prawa UE
Istotnym aspektem jest kwestia restrykcyjnego prawa Unii Europejskiej
w zakresie funkcjonowania restrykcyjnych kryteriów dopuszczalności pomocy
publicznej, co skutecznie często blokuje plany inwestycyjne przedsiębiorstw
energetycznych.
Ryzyko niezgodno ści prawa polskiego z prawem Unii Europejskiej
Polskie prawo w zakresie prawa energetycznego często odbiegają od prawa
europejskiego, co często wiązało się z wysokimi kosztami wynikające z wyroków
Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej oraz kar nakładanych przez Komisję
Europejską. Utrudnione jest podejmowanie decyzji na poziomie krajowym bez
jasnego zakomunikowania swojej polityki w danym zakresie przez Unię Europejską.
Pomoc publiczna
Regulacje UE dotyczące zakazu pomocy publicznej wymagają, aby prawo krajowe
było sformułowane w taki sposób, aby uniknąć zarzutów o stosowanie niedozwolonej
pomocy publicznej stosowanej przez państwo. Zatem ciężar finansowania powinien
spoczywać po stronie nabywców i konsumentów, a nie państwa. Pomimo, że to
państwo ponosi odpowiedzialność za stanowione przepisy. Stosowane przez
Komisję Europejską szerokie interpretacji zasad dot. pomocy państwa prowadzą do
unieważnienia wielu krajowych programów pomocowych z powodu ich niezgodności
z prawem UE. KE, będąc coraz bardziej restrykcyjna doszukuje się niedozwolonej
pomocy państwa wszędzie tam, gdzie jest choć jakiś element działania państwa,
nawet jeśli pieniądze nie pochodzą bezpośrednio z budżetu publicznego.
Pomimo, że chcemy uniknąć niedozwolonej pomocy publicznej, to niewątpliwie
sektor energetyczny będzie potrzebował zachęt w postaci bardziej korzystnego
prawa oraz wsparcia prawnego ze strony państwa.
Dyrektywy UE
Dla rozwoju mocy wytwórczych w Polsce szczególnie istotne są regulacje unijne:
dyrektywy LCP oraz IED. Decydują o poziomie wymagań technologicznych i
środowiskowych. W zależności od wielkości mocy zainstalowanej w danej instalacji
wytwórczej i zastosowanej technologii różny jest poziom obciążeń fiskalnych dla
istniejących i nowych instalacji wytwórczych.
14
W tym zakresie Prawo UE pozostawia niewielką swobodę implementacji
ustawodawcy krajowemu, jednakże w zakresie, w jakim to możliwe, prawo polskie
powinno ustanawiać obowiązki możliwie jak najmniej restrykcyjne dla polskiej
elektroenergetyki i przemysłu.
2.2.2. Nieelastyczne prawo zamówień publicznych
Podobnie jak w przypadku budownictwa drogowego (np. autostrad) dużym
zagrożeniem dla realizacji projektów inwestycyjnych w infrastrukturę wytwórczą
i przesyłową, może być często dominujące w przetargach publicznych – kryterium
ceny, jako najważniejszego czynnika decydującego o ich rozstrzygnięciu.
Problemy istniejące w prawie zamówień publicznych (np. brak mowy o dialogu
konkurencyjnym, wysokie stawki wpisowe przy odwołaniu do KIO, handel
referencjami, praktyka unikania stosowania sztywnego prawa zamówień publicznych,
chociażby poprzez specustawy).
2.2.3. Uprzywilejowanie spółek Skarbu Państwa
Z punktu widzenia rozwoju inwestycji w źródła wytwórcze szczególnie istotne jest
zaangażowanie kapitału zagranicznego i dużych inwestorów sektorowych
z kapitałem zagranicznym. Jednakże w ostatnich latach można zauważyć tendencję
odwrotną, tj. przedsiębiorstwa energetyczne z kapitałem zagranicznym często
podejmują decyzję o wycofaniu się z Polski i sprzedaży swoich polskich aktywów, co
prowadzi do konsolidacji sektora energetycznego w ramach funkcjonujących
już krajowych grup energetycznych. Z punktu widzenia możliwości inwestycyjnych,
powstałe podmioty są większe i dysponują większymi środkami inwestycyjnymi,
dzięki czemu są lepiej finansowo przygotowane do inwestycji w nowe źródła
wytwórcze (posiadają większą zdolność inwestycyjną). Jednak cierpi na tym
konkurencyjność rynku, który w efekcie konsolidacji jest mniej konkurencyjny
z punktu widzenia konsumentów.
Są różne powody sprzedaży aktywów wytwórczych przez inwestorów zagranicznych.
Jednym z wielu powodów jest niewątpliwie kryzys gospodarczy i konieczność
koncentracji przedsiębiorstw energetycznych na rynkach strategicznych, na których
pozycja tych firm jest już ugruntowana. Jednakże decyzje te mogą być również
uwarunkowane nierówną pozycją inwestorów zagranicznych względem krajowych
15
grup energetycznych, które mają lepszy wpływ na stanowienie prawa ich
dotyczącego.
Z punktu widzenia prywatnych inwestorów energetycznych (spółek bez udziału
Skarbu Państwa) bardzo istotną barierą jest także faworyzowanie w zakresie
rozwiązań prawnych spółek z udziałem Skarbu Państwa. Jest to efektem tego, że
branża energetyczna, jako szczególnie istotna z punktu widzenia strategii państwa
nie podlega pełnej prywatyzacji, a główne grupy energetyczne mają duży wpływ na
stanowione prawo na etapie konsultacji społecznych w toku prac legislacyjnych.
Rekomendacja
Dlatego naszym zdaniem dalszym kierunkiem zmian w energetyce powinna być
dalsza prywatyzacja lub co najmniej zapewnienie transparentnych standardów
w zakresie stanowienia prawa, mających na celu aktywny udział wszystkich
interesariuszy sektora energetycznego (bez względu na charakter własnościowy,
pochodzenie, wielkość czy charakterystykę produkowanej energii). Z prawnego
punktu widzenia teoretycznie każdy uczestnik rynku (bez względu na rodzaj
własności i udział w rynku) ma równy dostęp do wyrażenia opinii na etapie konsultacji
społecznych w toku prac legislacyjnych. Jednak w praktyce głos największych
państwowych spółek energetycznych ma największy wpływ na wynik prac
legislacyjnych.
2.2.4. Niestabilne otoczenie regulacyjne w kontekście liberalizacji przepisów
Inwestorzy często wskazują brak stabilności prawa jako najważniejsze ryzyko
regulacyjne i przyczynę braku realizacji projektów inwestycyjnych2. Regulacje prawne
stanowią główną podstawę obciążeń i od nich uzależniona jest wysokość kosztów
stałych i zmiennych.
Raport IFC z grupy Banku Światowego dowodzi, że Polska w zakresie liberalizacji
sektora energetycznego (łatwości dostępu do energii elektrycznej) jest
2 „Niepewność regulacyjna jest czymś najgorszym z punktu widzenia możliwości finansowania inwestycji, które mają kilkunasto- lub kilkudziesięcioletni horyzont zwrotu. Trudno jest ocenić, czy dana inwestycja jest opłacalna, jeżeli nie wiadomo, jakie będą regulacje za 2-3 lata”, wypowiedź Pawła Borysa – Dyrektora Zarządzającego ds. Strategii i inwestycji w PKO BP, podczas debaty PAP w dniu 27 stycznia 2014 r. http://www.wnp.pl/wiadomosci/216903.html?fb_action_ids=10152132511534376&fb_action_types=og.likes&fb_source=feed_opengraph&action_object_map=%7B%2210152132511534376%22%3A1456895041196484%7D&action_type_map=%7B%2210152132511534376%22%3A%22og.likes%22%7D&action_ref_map=%5B%5D
16
sklasyfikowana na 134 miejscu pośród 189 przebadanych gospodarek Świata3.
Z pośród 11 przebadanych wskaźników ten współczynnik nie ulega poprawie na
przestrzeni ostatnich lat i stanowi o bardzo słabym rozwoju polskiego sektora
elektroenergetycznego. Tak odległe miejsce w kategorii Getting Electicity rankingu
Doing Business Report stanowi o tym, że Polski sektor elektroenergetyczny jest mało
przyjazny dla rozwoju biznesu i nowych odbiorców (wymaga spełnienia wielu
procedur, jest bardzo kosztowny i długotrwały). Przyczyną jest biurokracja i bardzo
skomplikowany system uzyskania przyłączenia energetycznego u Operatorów
Systemów Dystrybucyjnych, nieprzychylnych klientom. Pośrednią przyczyną może
być także słaba pozycja regulatora energetyki oraz polityka legislacyjna zorientowana
raczej na państwowe przedsiębiorstwa pełniące role Operatorów Systemów
Dystrybucyjnych, aniżeli na nowych potencjalnych odbiorców zainteresowanych
przyłączeniem do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.
Zgodnie z danymi wynikającymi z raportu, przedsiębiorca chcący uzyskać
przyłączenie do systemu elektroenergetycznego musi dopełnić 6 procedur, podczas
gdy w Niemczech wystarczy jedynie wypełnienie 3 procedur. Proces ten zajmuje
średnio w Polsce około 170 dni, podczas, gdy w Niemczech wystarczy na to tylko 17
dni. Koszt przyłączenia w Polsce stanowi ponad dwukrotność średnich przychodów
PKB per capita, natomiast w Niemczech stanowi to mniej niż połowę analogicznej
wartości4.
Prawo ochrony środowiskowa
Organizacje społeczne w procesach inwestycyjnych
Częstym problemem w toku procesu inwestycyjnego jest nadmiernie
uprzywilejowana pozycja niektórych organizacji społecznych. Z założenia,
uprawnienie do wyrażenia swojego stanowiska w procesie inwestycyjnym daje prawo
do wysłuchania wszystkim zainteresowanym stronom. Jednakże tak silna pozycja
niektórych organizacji jest przez nie nadużywane w celu osiągnięcia innych korzyści.
3 “World Bank. 2013. Doing Business 2014: Understanding Regulations for Small and Medium-Size Enterprises. Washington, DC: World Bank Group.”, International Financial Corporation, World Bank Group, Economy Profile: Poland, Raport dostępny pod adresem: http://www.doingbusiness.org/~/media/giawb/doing%20business/documents/profiles/country/POL.pdf 4 Uwzględniając wyższy PKB/per capita w Niemczech jest to koszt porównywalny nominalnie, jednak stanowi on znaczną barierę finansową w uzyskaniu dostępu do elektryczności dla przedsiębiorstw zaczynających funkcjonować.
17
Jako zasadne należy ocenić wprowadzone wymagania względem organizacji
ekologiczna, która musi działać co najmniej rok, aby jej stanowisko było brane pod
uwagę. Niestety jest to zabezpieczenie raczej iluzoryczne i niewystarczające. Prawo
powinno w większym stopniu zapobiegać blokowaniu inwestycji przez niektóre
organizacje (np. proekologiczne), które starają się zyskać na opóźnieniu procesu
inwestycyjnego.
Unijny system handlu uprawnieniami CO 2
Istotnym ryzykiem wynikającym ze środowiskowego prawa UE jest obowiązujący
system handlu uprawnieniami do emisji dwutlenkiem węgla. Komisja Europejska,
mając na celu rozwój niskoemisyjnej gospodarki wprowadziła zasadę tzw.
„Backloading’u”, która polega na wycofaniu z obrotu pewnej ilości uprawnień do
emisji, w celu podniesienia wartości praw majątkowym już będących w posiadaniu
uczestników rynku, a także przyszłych, w celu zwiększenia rentowności projektów
inwestycyjnych mających zostać zrealizowanych. Takie rozwiązania są jednak
bardzo niekorzystne dla wysokoemisyjnego polskiego sektora energetycznego,
dlatego istotna jest silna reprezentacja polskich interesów w instytucjach Unii
Europejskiej; zarówno na etapie tworzenia prawa, jak i w codziennej obecności
polskiego przemysłu w Brukseli, w celu wyrażenia polskiego interesu i oczekiwań
sektora.
Brak innych istotnych regulacji
− należy stwierdzić istnienie wielu innych istotnych ryzyk, takich jak:
− ryzyko związane z pozyskiwaniem tytułu prawnego do działek, na których ma
być prowadzona jest inwestycja w sieci przesyłowe i dystrybucyjne. Problemy
te ma rozwiązać projekt tzw. „ustawy korytarzowej”.
− brak regulacji dotyczących ewentualnego funkcjonowania rynku mocy niesie
ze sobą konieczność wprowadzenia dodatkowych regulacji w obliczu
niedoborów energii.
− opóźniające się prace nad projektem tzw.: Dużego Trójpaku Energetycznego,
który ostatecznie został zarzucony, a kluczowe postanowienia i braki w
zakresie implementacji trzeciego pakietu energetycznego zostały zastąpione
przez tzw. Mały Trójpak.
18
− brak ustawy o Odnawialnych Źródłach Energii (OZE), która miała zostać
uchwalona w ramach prac nad Dużym Trójpakiem Energetycznym. Branża
OZE oczekuje reformy systemu wsparcia. Obecnie jest kilka różnych wersji
projektu ustawy o OZE.
− brak Dużego Trójpaku, w szczególności w zakresie, który ma dotyczyć branży
OZE,
− brak przedłużenia systemu wsparcia dla kogeneracji (systemu współspalania),
− brak ustaw ułatwiających proces inwestycyjny w linie przesyłowe (tzw.
„Ustawa korytarzowa”).
2.3. Ryzyka polityczne
Istotnym ryzykiem jest silne upolitycznienie sektora energetycznego, czego efektem
jest faktyczny brak stabilnej, długofalowej polityki energetycznej. Brak zdecydowania
się na określony energy mix, ścieranie się grup interesów związanych z różnymi
działami energetyki. Istnieje silne lobby branżowych grup interesów, a brakuje
wypracowanej jednolitej wizji i długofalowej strategii rozwoju energetyki w Polsce.
19
3. Prognoza zapotrzebowania na energię elektryczną i prognoza zainstalowanej mocy w Polsce do 2030 roku
3.1. Określenie punktu nierównowagi
Na koniec roku 2013 dysponowaliśmy zainstalowaną mocą w okolicach 38,5 GW,
z czego 25,5 GW w jednostkach centralnie dysponowanych, 3,4 GW w elektrowniach
wiatrowych, oraz 9,6 GW w pozostałych jednostkach wytwórczych. Po uwzględnieniu
ubytków, planowanych remontów oraz przy założeniu 10% generacji ze źródeł
wiatrowych, Polski system wyposażony jest w 29,5 GW dyspozycyjnej mocy.
Maksymalne dotychczas zaobserwowane zapotrzebowanie w krajowym szczycie
wyniosło natomiast niewiele ponad 25,5 GW. Wydawać by się mogło, że występuje
duży zapas mocy. Poprawne funkcjonowanie systemu wymaga jednak, oprócz
pokrycia zapotrzebowania, utrzymywania odpowiedniej wysokości rezerw. Mogą one
być wykorzystane w przypadku awarii pracującej już elektrowni lub
nieprzewidzianego wzrostu zapotrzebowania.
Ministerstwo Gospodarki przewiduje, że do końca 2017 roku z krajowego systemu
zostanie wycofanych ok. 4,4 GW mocy wytwórczych, a wielkość ta w 2030 roku
sięgnie łącznie 12,26 GW. Blisko 96% całej wycofywanej mocy będą stanowiły
elektrownie i elektrociepłownie zawodowe opalane węglem kamiennym i brunatnym.
Porównując te wielkości z harmonogramem wielkości przyrostów mocy wytwórczych
w kraju można zauważyć istotne zagrożenie dla funkcjonowania polskiego systemu
elektroenergetycznego.
Przede wszystkim w najbliższych latach ilość mocy wycofanej z systemu będzie
zbliżona do „szacunkowej” (jak zaznacza Ministerstwo Gospodarki) ilości nowej
mocy. Zważając na historię realizacji krajowych dużych inwestycji infrastrukturalnych
można spodziewać się opóźnień w oddawaniu nowych mocy, a więc bardzo
prawdopodobny jest deficyt w bilansie nowych mocy. Oczywiście Polski system
energetyczny posiada obecnie ok. 20 procentową rezerwę (stosunek
zapotrzebowania na moc do mocy dyspozycyjnej w 2012 roku wyniósł 81,7%), ale po
wycofaniu z niego ponad 3.200 MW bufor bezpieczeństwa zmniejszy się do
niecałych 10% (przy niezmienionym poziomie zapotrzebowania na energię). Dla
porównania w latach 2000-2005 stosunek zapotrzebowania na moc do mocy
dyspozycyjnej był na stabilnym poziomie i wynosił 70% a głównym czynnikiem
20
hamującym wzrost tego wskaźnika po 2006 roku był kryzys finansowy i wywołane
przez niego spowolnienie gospodarcze w Europie, co ostudziło aktywność
inwestycyjną przedsiębiorstw. Tym samym największym zagrożeniem dla krajowego
systemu energetycznego Polski w drugiej połowie obecnej dekady jest „wybuch”
wzrostu gospodarczego oraz inwestycji przedsiębiorstw, co należy uznać za sytuację
kuriozalną z perspektywy potrzeb Polskiej gospodarki i rynku pracy – właśnie takich
zjawisk.
Wykres nr 3. Prognoza Ministerstwa Gospodarki odnośnie nowych i wycofywanych mocy wytwórczy w polskim systemie energetycznym w latach 2014-2030 [MW]
Źródło: Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektryczny za okres od dnia
1 stycznia 2011r. do dnia 31 grudnia 2012r., Ministerstwo Gospodarki, Warszawa 2013.
W kolejnych latach sytuacja prawdopodobnie ulegnie poprawie. Rok 2018
i późniejsze, przyniosą oddanie dużych projektów będących obecnie w fazie
przygotowań i budowy, natomiast spadnie tempo wycofywania jednostek
wytwórczych. Do roku 2020 wycofanych zostanie dodatkowo jedynie 2 GW,
natomiast zostanie oddane kolejne 7 GW mocy wytwórczych. Przy uwzględnieniu
planowego uruchomienia elektrowni jądrowej, wzrost dostępnej mocy, trwale
przekroczy wzrost zapotrzebowania. Dzięki temu, w roku 2030, szacuje się, że
dyspozycyjne będzie ponad 37 GW mocy, podczas gdy zapotrzebowanie, wraz z
rezerwą, nieznacznie przekroczy 36 GW.
0
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
do 2015 roku do 2020 roku do 2025 roku do 2030 roku
Mo
c [M
W]
Rok
Nowe moce wytwórcze narastająco
Moce wycofywane ogółem narastająco
21
Rok Prognoza maksymalnego
zapotrzebowania (MW)
Prognoza zapotrzebowania z rezerw ą 9% (MW)
Prognoza mocy dyspozycyjnej (MW)
Różnica
2014 25 823 28 147 28 758 611
2015 26 313 28 681 28 586 -95
2016 26 644 29 042 28 239 -803
2017 26 976 29 404 28 303 -1 101
2018 27 308 29 766 29 880 114
2020 27 972 30 489 33 168 2 678
2030 33 124 36 105 37 295 1 190
Źródło: Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektryczny za okres od dnia 1 stycznia 2011r. do dnia 31 grudnia 2012r., Ministerstwo Gospodarki, Warszawa 2013.
W perspektywie wieloletniej z polskim systemem mocy energetycznych związane
jest ryzyko strukturalne związane z rozbudową odnawialnych źródeł energii (OZE).
To z OZE ma pochodzić blisko 10 GW nowej energii w latach 2012-2030,
a dodatkowo zaplanowano, że ten rodzaj energetyki jako jedyny będzie cechował się
liniowym wzrostem przez cały okres prognozy. Produkcja energii ze źródeł
odnawialnych wg GUS rzeczywiście notuje imponujący wzrost z 4,3 TWh w 2006
roku do 16,9 TWh w 2012 roku, ale w kwestii zainstalowanych mocy wygląda to
trochę słabiej 2,5 GW i 5,0 GW odpowiednio w latach 2006 – 2012. Innymi słowy,
średnioroczne tempo przyrostu mocy w OZE w latach 2006-2012 wynosiło 357 MW,
podczas gdy prognozy na lata 2012-2030 przewidują roczny wzrost o 549 MW, tj.
o 53% więcej niż w ostatnich latach. Jeśli przyjąć by do prognozy historyczne
średnioroczne tempo wzrostu mocy OZE to do 2030 roku przybędzie „jedyne” 6,43
GW mocy, a nie zakładane 9,88 GW5.
Jedną z zachęt resortu gospodarki dla OZE ma być wprowadzenie nowego systemu
wsparcia gwarantującego minimalną rentowność takich inwestycji odpowiadającej
poziomowi rentowności 10-letnich obligacji skarbowych. Otwartym pozostaje pytanie
o którą „rentowność” martwi się resort gospodarki, ponieważ do wyboru są
rentowność sprzedaży, aktywów operacyjnych, kapitału własnego etc. Dodatkowo nie
sposób nie zgodzić się Rafałem Hajdukiem (partner w kancelarii Norton Rose Piotr
Strawa i Wspólnicy), który zauważa, że jeśli już to minimalna rentowność powinna
być określona jako rentowność obligacji skarbowych powiększona o określoną liczbę
5 Gdyby uwzględnić jeszcze fakt, że 6 GW z prognozowanych nowych mocy ma pochodzić z energii jądrowej, to istnieje realne zagrożenie, że łącznym przyrost mocy wyniesie nie 28 GW a 18 GW.
22
punktów bazowych. Minimalna rentowność musi uwzględniać stopę ryzyka inwestycji
w OZE, która nawet przy korzystnym systemie wsparcia jest bez wątpienia większa
od ryzyka inwestowania w obligacje skarbowe Państwa polskiego6. Taki punkt
widzenia jest słuszny z perspektywy oceny opłacalności projektu inwestycyjnego,
gdzie inwestorzy szacując koszt kapitału uwzględniają oczekiwania odnośnie premii
za ryzyko rynkowe, natomiast jak dotychczas brak jest wiarygodnych i rzetelnych
statystyk w tej materii, a posługiwanie się „ogólnymi” premiami w sektorze
energetycznym ustalonych na podstawie danych dla dużych firm byłoby
nieadekwatne. Nie można bowiem wykluczyć, że producent OZE, który ma
zagwarantowany odbiór wytworzonej energii oczkuje zwrotu na kapitale nawet
niższym niż to wynika z rentowności obligacji.
Bez wątpienia jednak wąskim gardłem Polskiej elektroenergetyki pozostają lata
2016-2017. Na ich przestrzeni, nadwyżka szacowanej dostępnej mocy dla
Operatorów Systemu Przesyłowego w newralgicznych momentach wyniesie niecałe
5% w miejsce wymaganych minimalnych 9%.
Z punktu widzenia popytu na energię, kluczową wartością są maksymalne szczyty
zapotrzebowania, które wyznaczają minimalny margines mocy dyspozycyjnej nad
wymaganą. Szczyty te, uwzględniając wymaganą rezerwę, przekroczą wartości
dostępne w systemie pod koniec roku 2015 oraz w latach 2016 i 2017.
Zapotrzebowanie na energię w zimie przewyższa zapotrzebowanie letnie o około 3,5
GW, jednak w okresie letnim realizowana jest duża ilość remontów, co ogranicza
dostępne moce o podobne wartości. Powoduje to, że brak gwarancji odpowiedniej
ilości rezerw odnosi się zarówno do okresu letniego jak i zimowego.
Działaniami mającymi na celu zabezpieczenie bezpieczeństwa Polski w tym okresie
musi się zająć operator systemu. Zostały podjęte działania zmierzające do
utrzymania w stanie gotowości części jednostek, których ciągłe funkcjonowanie jest
nieopłacalne oraz niemożliwe w świetle unijnej dyrektywy o emisjach przemysłowych
2010/75/UE. Jednym z nich jest usługa rezerwy mocy zimnej, która docelowo, ma
zapewnić gotowość utrzymywania przez wytwórców w rezerwie (zamiast wycofania)
1 GW mocy. Jednostki te uruchamiane byłyby momencie zwiększonego
6 Rentowność inwestycji w OZE jak w 10-letnich obligacjach? http://gramwzielone.pl/trendy/2674/rentownosc-inwestycji-w-oze-jak-w-10-letnich-obligacjach
23
zapotrzebowania lub awarii funkcjonujących jednostek. W pierwszym przetargu na tę
usługę wygrały przeznaczone do wycofania bloki elektrowni Dolna Odra o mocy 454
MW.
Realizowany jest również program zakupu usługi redukcji obciążenia przez
odbiorców, tzw. negawatów. Tym sposobem planowane jest uzyskanie kolejnych 200
MW rezerwy. Usługa polega na możliwości wysłania do dużego odbiorcy żądania
obniżenia poboru mocy elektrycznej. Jej zaletą jest krótszy, niż przy uruchamianiu
nowych jednostek, czas niezbędny do osiągnięcia efektów. Zwycięzcą dotychczas
rozstrzygniętego przetargu została spółka PGE, która jest znacznym odbiorcą mocy
w swojej działalności wydobywczej. Dotychczas zakontraktowano 25-30 MW,
a każda godzina takiego wymuszonego postoju części urządzeń będzie warta 750 zł
za MW netto.
Rozpisane zostały już przetargi kolejne przetargi zarówno na rezerwę mocy zimnej,
jak i negawaty. W celu uchronienia się przed koniecznością podejmowania
podobnych, nieefektywnych z punktu widzenia ekonomicznego działań w przyszłości,
istotne jest opracowanie mechanizmów, które pozwolą zachować elektrowniom
rentowność, pomimo uwarunkowań społeczno-gospodarczych.
3.2. Alternatywna prognoza zapotrzebowania na energię w Polsce
Najbardziej wiarygodną, aktualną i rzetelną prognozą zapotrzebowania na energię
elektryczną w Polsce jest opracowanie pt. „Aktualizacja Prognozy zapotrzebowania
na paliwa i energię do roku 2030” wykonane przez Agencję Rynku Energii we
wrześniu 2011 roku. Prognozami sporządzonymi przez ARE posługuje się m.in.
Ministerstwo Gospodarki w swoich raportach o stanie sektora energetycznego.
Autorzy Prognozy wzięli pod uwagę takie czynniki makroekonomiczne jak: zakładana
dynamika PKB, przyszły poziom cen nośników energii, oczekiwana wartość dodana
brutto poszczególnych gałęzi gospodarki oraz prognozowane ceny uprawnień do
emisji CO2.
Przykładowo wg szacunków ARE zapotrzebowanie na finalną energię elektryczną
w 2030 roku wyniesie 167,6 TWh, co w przeliczeniu na jednego mieszkańca (per
capita) będzie stanowiło 4.554,85 kWh7. Jak wynika z danych Banku Światowego
7 Główny Urząd Statystyczny prognozuje liczbę ludności Polski w 2030 roku na 36.795.930 osób.
24
w 2011 roku było to 3.832,13 kWh, a więc ARE przewiduje, że w najbliższych
18 latach wzrost w tym zakresie „jedynie” o 19% podczas gdy taki wzrost nastąpił
w Polsce w ostatnich 9 latach (tj. w okresie 2002-2011), a od 1992 roku konsumpcja
energii na mieszkańca zwiększyła się o 29%. Dla porównania przeciętny
Portugalczyk zużył w 2011 roku 4.848 kWh energii, Grek 5.296 kWh, Hiszpan 5.597
kWh a Irlandczyk 5.701 kWh.
Wykres nr 4. Historyczne i prognozowane zużycie energii elektrycznej na mieszkańca w Polsce w okresie 1992-2030 [kWh]
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Banku Światowego.
Prognoza ARE pokazuje więc, że nawet w 2030 roku Polska nie osiągnie obecnego
poziomu rozwoju gospodarczego państw z grupy PIGS, co jest wątpliwe jeśli weźmie
się pod uwagę, że Polska jest największym beneficjentem środków z UE
w najbliższej perspektywie budżetowej i prawdopodobnie będzie nim również
w kolejnej rundzie zaplanowanej na lata 2022-2029.
L.P. Kategoria 2013 2014 2015 2020 2025 2030
1 Szczytowe zapotrzebowanie na moc zimą (MW)
25.333 25.823 26.313 27.972 30.042 33.124
2 Szczytowe zapotrzebowanie na moc zimą z rezerwą mocy 9% (MW)
27.613 28.147 28.681 30.489 32.746 36.105
3 Moc dyspozycyjna KSE w szczycie zapotrzebowania zimą (MW)
29.076 28.758 28.586 33.168 34.125 37.295
4 Nadwyżka/niedobór mocy dyspozycyjnej zimą (MW) [poz. 3 – poz. 2]
1.463 611 -95 2.679 1.379 1.190
5 Szczytowe zapotrzebowanie na moc latem (MW)
21.836 22.481 22.908 24.352 26.155 28.838
6 Szczytowe zapotrzebowanie na moc latem z rezerwą mocy 9% (MW)
23.802 24.504 24.969 26.544 28.509 31.433
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
5 000
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Ko
nsu
mp
cja
[k
Wh
]
Rok
Zapotrzebowanie na energię elektryczną na mieszkańca w Polsce w latach 1992-2011 (CAGR = 1,37%)
Prognoza zużycia energii elektrycznej na mieszkańca w Polsce na podstawie wskaźnika CAGR za okres 1992-2011
25
L.P. Kategoria 2013 2014 2015 2020 2025 2030
7 Moc dyspozycyjna KSE w szczycie zapotrzebowania latem (MW)
25.507 25.175 25.170 28.566 29.645 32.673
8 Nadwyżka/niedobór mocy dyspozycyjnej latem (MW) [poz. 7 – poz. 6]
1.705 671 201 2.022 1.136 1.240
9 Zużycie energii przez odbiorców finalnych (TWh)
123,8 126,6 129,4 139,4 151,9 167,6
10 Mnożnik szczytowego zapotrzebowania na moc zimą [poz. 9 / poz. 1 * 1.000]
4,89 4,90 4,92 4,98 5,06 5,06
11 Mnożnik szczytowego zapotrzebowania na moc zimą z rezerwą mocy 9% [poz. 9 / poz. 2 * 1.000]
4,48 4,50 4,51 4,57 4,64 4,64
12 Mnożnik szczytowego zapotrzebowania na moc latem [poz. 9 / poz. 5 * 1.000]
5,67 5,63 5,65 5,72 5,81 5,81
13 Mnożnik szczytowego zapotrzebowania na moc latem z rezerwą mocy 9% [poz. 9 / poz. 6 * 1.000]
5,20 5,17 5,18 5,25 5,33 5,33
14 Własna prognoza zużycia energii elektrycznej na podstawie danych z wykresu nr 4 oraz prognozy liczby ludności GUS (TWh)
149,7 149,7 149,7 163,8 173,5 182,5
15 Własna prognoza szczytowego zapotrzebowania na moc zimą (MW) [poz. 14 / poz. 10 * 1.000]
30.630 30.949 31.276 32.868 34.311 36.065
16 Własna prognoza szczytowego zapotrzebowania na moc zimą z rezerwą mocy 9% (MW) [poz. 14 / poz. 11 * 1.000]
33.387 33.734 34.090 35.825 37.399 39.310
18 Własna prognoza szczytowego zapotrzebowania na moc latem (MW) [poz. 14 / poz. 12 * 1.000]
26.402 26.944 27.228 28.614 29.871 31.398
19 Własna prognoza szczytowego zapotrzebowania na moc zimą z rezerwą mocy 9% (MW) [poz. 14 / poz. 13 * 1.000]
28.779 29.368 29.678 31.190 32.560 34.223
20 Nadwyżka/niedobór mocy dyspozycyjnej zimą (MW) [poz. 7 – poz. 16]
-4.311 -4.976 -5.504 -2.657 -3.274 -2.015
21 Nadwyżka/niedobór mocy dyspozycyjnej latem (MW) [poz. 7 – poz. 19]
297 -610 -1.092 1.978 1.565 3.072
Źródło: Opracowanie własne na podstawie wcześniejszych wyliczeń (poz. od 14 do 21) oraz „Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektryczny za okres od dnia
1 stycznia 2011r. do dnia 31 grudnia 2012r.” (poz. od 1 do 13).
Ministerstwo Gospodarki posługując się prognozą ARE pisze, iż jest to „scenariusz
realistycznego zapotrzebowania na energię”, a „dwa pozostałe scenariusze niskiego
zapotrzebowania, zakładające wolniejsze tempo wychodzenia gospodarki krajowej
z recesji oraz długotrwały i większy wpływ globalnego kryzysu na gospodarkę polską,
uznane zostały za mniej prawdopodobne ”. Na podstawie powyższych wyliczeń
warte jest rozważenie opcji, w której zapotrzebowanie na energię elektryczną przez
26
odbiorców finalnych per capita w 2030 roku osiąga poziom Portugali z 2011 roku (tj.
5.701 kWh). Wówczas łączne zapotrzebowanie osiągnie poziom 209,77 TWh, co
w porównaniu z prognozowaną przez ARE produkcją energii w tym roku (211,6 TWh)
pokazuje praktycznie zerowy nominalny zapas, a więc niezwykle duże ryzyko
częstych blackout`ów.
Na potrzeby niniejszego raportu przygotowano więc alternatywną prognozę zużycia
energii elektrycznej w Polsce do 2030 roku oraz prognozę szczytowego
zapotrzebowania na moc w okresie letnim i zimowym. Wykorzystując współczynnik
średniorocznego skumulowanego tempa wzrostu (CAGR) zużycia energii na
mieszkańca w Polsce w okresie 1992-2011 (1,37%) ustalono projekcję tego czynnika
na lata 2012-2030 (wykres nr 3). Po przemnożeniu konsumpcji energii elektrycznej
per capita przez prognozowaną przez GUS liczbę mieszkańców Polski uzyskano
łączną prognozę zużycia energii elektrycznej w kraju dla wybranych lat. Następnie
prognozę zużycia podzielono przez „mnożniki” szczytowego zużycia, aby przejść
w każdym roku z TWh na MW. Mnożniki te ustalono na podstawie analizy
Ministerstwa Gospodarki.
Wykres nr 5. Zestawienie szacunku nadwyżki/niedoboru mocy dyspozycyjnych wg wyliczeń własnych oraz Ministerstwa Gospodarki [MW]
Źródło: Opracowanie własne.
Ministerstwo w swoich analizach ocenia, że niedobory w mocy dyspozycyjnej mogą
pojawić się w tylko wybranych latach w okresie 2015-2018 i maksymalnie osiągną
1,1 GW. Wyliczenia autorów niniejszego raportu nie są tak optymistyczne,
szczególnie dla okresu zimowego. Jeśli tempo wzrostu konsumpcji energii
elektrycznej w Polsce będzie cechowało się w kolejnych latach dynamiką na
poziomie zbliżonym do ostatnich dwóch dekad, to istnieje ryzyko deficytu energii
-6 000
-4 000
-2 000
0
2 000
4 000
2013 2014 2015 2020 2025 2030
Na
dw
yżk
a/n
ied
ob
ór
[MW
]
Rok
Nadwyżka/niedobór mocy dyspozycyjnej zimą wg własnych wyliczeń (MW)
Nadwyżka/niedobór mocy dyspozycyjnej zimą wg Ministerstwa Gospodarki (MW)
-2 000
0
2 000
4 000
2013 2014 2015 2020 2025 2030Rok
Nadwyżka/niedobór mocy dyspozycyjnej latem wg własnych wyliczeń (MW)
Nadwyżka/niedobór mocy dyspozycyjnej latem wg Ministerstwa Gospodarki (MW)
27
nawet na poziomie 5,5 GW w 2015 roku. W przypadku sezonu letniego deficyt nie
powinien wynieść „więcej niż” 1 GW. Obserwacje te potwierdzaj ą jednak, że dla
bezpiecze ństwa energetycznego Polski kluczowe b ędą najbli ższe lata,
a sytuacja powinna si ę poprawi ć po 2020 roku.
Powyższą analizę można w pewnym sensie traktowa ć jak stress-test polskiego
systemu mocy energetycznych, któremu nale ży wystawi ć ocenę negatywn ą.
Tym bardziej zastanawiaj ący jest brak tego typu analiz ryzyka ze strony agen cji
i odpowiedzialnych urz ędów.
28
4. Strategia energetyczna bez inwestycji w moce wytwórcze. Jak zabezpieczyć się przed ryzykiem blackoutu?
Konieczność wycofania znacznej część infrastruktury wytwórczej w połączeniu
z brakiem pewności terminowej realizacji inwestycji w nowe źródła mocy stanowi
poważne zagrożenie wystąpienia deficytu energii w latach 2017-2022. To ryzyko
będzie wzrastać wraz ze zwiększającym się zapotrzebowaniem gospodarstw
domowych na energię zasilającą dodatkowe urządzenia AGD, RTV lub klimatyzatory.
W celu zbilansowania systemu i uniknięcia przymusowych wyłączeń należy
wprowadzić mechanizmy harmonizujące popyt na energię z jej podażą. Wśród
rozwiązań, które pozwolą na realizację tego celu są: technologie smart grid i smart
metering umożliwiające funkcjonowanie energetyki rozproszonej i reagowanie
odbiorców na zmienne ceny energii, rynek mocy, a także kształtowanie kultury
korzystania z energii przez gospodarstwa domowe opartej na energooszczędności.
4.1. Zarządzanie stroną popytową za pomocą rozwiązań smart grid i smart
metering
Wykorzystanie technologii informacyjnych do zarządzania systemem
elektroenergetycznym pozwoli polskiej energetyce na bardziej efektywne
zarządzanie systemem i zmniejszenie ryzyka niedoboru mocy. Powyższe cele mogą
być realizowane w ramach Zintegrowanego Planowania Zasobów Energetycznych
(Integrated Resource Planning – IRP) ukierunkowanego na zbilansowaniu strony
podażowej i popytowej w sposób dopasowany do prognozowanego zapotrzebowania
na energię oraz wypełnienia wymagań najniższych kosztów całkowitych i ograniczeń
środowiskowych8. W przeciwieństwie do tradycyjnych metod, zastosowanie
nowoczesnych technologii pozwala w przypadku zintegrowanego planowania na
uwzględnienie poza źródłami wytwarzania energii, także poziomu poboru mocy przez
odbiorców końcowych. Za zarządzanie stroną popytową będą mogły odpowiadać
m.in. inteligentne sieci (smart grid) oraz inteligentne opomiarowanie (smart metering),
które mogą umożliwić koordynację aktywnością odbiorców poprzez dostarczanie im
informacji o cenie energii w danym momencie. Wprowadzenie dynamicznego
8 Zob. F. Krawiec, Koncepcja i metody planowania rozwoju elektroenergetyki [w:]A. Chochowski, F. Krawiec (red.), Zarządzanie w energetyce. Koncepcje, zasoby, strategie, struktury, procesy i technologie energetyki odnawialnej, Wyd, Diffin, Warszawa 2008.
29
systemu taryf spowoduje złagodzenie ryzyka cenowego, gdyż ceny detaliczne będą
pochodną bieżących warunków na rynku energii9. Zoptymalizowane zostanie również
ryzyko ilościowe, gdyż w wyniku dwukierunkowej komunikacji między operatem
a odbiorcą, konsumenci będą mogli planować zapotrzebowanie na energię w oparciu
systemy prognoz, wiedzę na temat ograniczeń regulacyjnych, informacje o cenie
energii z ostatnich dni etc. Wyposażenie odbiorców w inteligentne opomiarowanie
połączone z inteligentną siecią dystrybucyjną i przesyłową przyniesie uczestnikom
rynku realne korzyści finansowe w postaci oszczędności wynikających
z przesunięcia popytu na energię ze strefy wysokiej stawki do strefy niskiej stawki
(np. w godzinach nocnych lub w weekendy) oraz z możliwości odsprzedaży
wytworzonej lub zamagazynowanej energii w sytuacji, gdy wystąpi niedobór mocy
w systemie. Rozproszeni wytwórcy (prosumenci) będą mogli wspierać tradycyjne
źródła wytwarzania poprzez wprowadzenie do systemu nadwyżek energii
wytworzonej w mikroinstalacjach (przydomowe wiatraki, panele PV), co nie tylko
zwiększy podaż dostępnej na rynku energii, ale również doprowadzi do ogólnego
wzrostu energii wytwarzanej w oparciu o odnawialne źródła. Natomiast do
technologii pozwalających na natychmiastowe bilansowanie systemu
i odsprzedawanie wcześniej pobranej mocy należą magazyny energii (np.
akumulatory samochodów elektrycznych, baterie zasilające domy), które na sygnał
użytkownika mogą ponownie wprowadzić energię do systemu. Funkcjonowanie
mechanizmu opartego na rozwiązaniach pozwalających na zarządzanie reakcją
strony popytowej (Demand Side Response – DSR) przedstawia poniższy schemat:
9 Polskie Sieci Energoelektryczne Operator S.A., Opracowanie modelu stosowania mechanizmów DSR na rynku energii w Polsce, Konstancin-Jeziorna 2009, http://www.piio.pl/dok/DSR_Etap_I_przeglad_mechanizmow_DSR.pdf, s. 38-39, stan na: 26.01.2014.
30
Rys. nr 2. Zarządzanie stroną popytową w oparciu o rozwiązania smart grid i smart metering
Źródło: Waldemar Skomudek, Smart Grid Building in Poland, Politechnika Opolska, Bruksela 2011,
http://www.polsca.be/ppt/110505/WS.pdf, stan na: 26.01.2014, za: SCD Analysis.
Podsumowując, wdrożenie technologii smart grid i smart metering do polskiego
systemu energoelektrycznego spowoduje w krótkim horyzoncie czasowym
zbilansowanie mocy w systemie, co będzie możliwie dzięki ujawnieniu się
elastyczności cenowej popytu na energię wśród odbiorców końcowych. Ta
ekonomiczna optymalizacja zapotrzebowania na energię w dłuższej perspektywie
powinna przełożyć się na oszczędność energii. Ponadto, nowe rozwiązania
technologiczne spowodują dwukierunkowy przepływ energii, a tym samym pozwolą
na funkcjonowanie energetyki rozproszonej bazującej na działalności prosumentów,
którzy nadwyżki energii powstałej w przydomowych mikroinstalacjach będą mogli
przekazywać do sieci. W konsekwencji wzrośnie udział energii wytwarzanej z OZE,
a tym samym jakość realizowanej przez Polskę polityki klimatycznej.
4.2. Model rynku mocy dla Polski
W związku z kształtującymi się od dłuższego czasu cenami energii elektrycznej na
rynku hurtowym, uniemożliwiające większości uczestnikom pokrywanie kosztów
zmiennych i stałych oraz braku przesłanek ekonomicznych dla podejmowania
inwestycji w nowe moce wytwórcze, trwają prace nad możliwością wprowadzenia
rynków mocy i mechanizmów mocowych w Polsce.
31
Mając na uwadze obecną sytuację zagrożenia bezpieczeństwa dostaw konieczne
jest podejmowanie działań interwencyjnych. Operator systemu przesyłowego
podejmuje obecnie tylko działania doraźne poprzez wykorzystanie operacyjnej
i strategicznej rezerwy mocy. Jako długoterminowe rozwiązanie systemowe można
przyjąć reformę rynku energii z dwoma głównymi instrumentami - rynek mocy
i kontrakty różnicowe. Kontrakty różnicowe, jako mechanizm dodatkowy, mogą dać
impuls inwestycyjny i urentownić zawieszone projekty budowy nowych mocy.
Głównym celem rynku mocy jest zapewnienie mocy dyspozycyjnej w krajowym
systemie elektroenergetycznym w ilości zapewniającej bezpieczeństwo dostaw
energii niezależnie od poziomu generacji w jednostkach zależnych od pogody. Rynek
mocy stabilizuje przychody operatorów jednostek wytwórczych o małym stopniu
wykorzystania mocy, których jest coraz więcej z tytułu priorytetów dla energii z OZE.
Drugim celem rynku mocy jest wzmocnienie sygnałów inwestycyjnych.
Kontraktowanie mocy z kilkuletnim wyprzedzeniem, bezpośrednio ujawnia niedobory
i niskie poziomy rezerw mocy. Zmniejsza się dzięki temu ryzyko inwestorów w nowe
moce.
Rynek mocy może polegać np. na obligatoryjnym obowiązku zakupu mocy
dyspozycyjnej od wytwórców na kilka lat przed dostawą energii przez podmioty
zobowiązane do zakupu mocy, którymi są dostawcy handlowi lub odbiorcy końcowi.
W przypadku gdy rynek mocy nie zagwarantuje bezpieczeństwa energetycznego
i nie będzie rynkowych impulsów do budowy nowych mocy można zastosować
instrument kontraktów różnicowych.
Kontrakty różnicowe w sektorze energetycznym zostały wykorzystane m.in. przy
urynkowieniu angielskiej elektroenergetyki w latach dziewięćdziesiątych ubiegłego
stulecia w celu stabilizacji sytuacji finansowej podmiotów, które były zobowiązane do
uczestniczenia w zorganizowanym rynku energii. Kontrakty różnicowe między
wytwórcami a spółkami dystrybucyjnymi zapewniały przychody ze sprzedaży energii
elektrycznej na poziomie ustalonym w kontraktach średnioterminowych, niezależnie
od poziomu cen energii kształtowanych na rynku. W przypadku wyższej rynkowej
ceny energii wyższej od kontraktowej, wytwórca zwracał spółce dystrybucyjnej
nadwyżkę, przy niższej spółka dystrybucyjna dopłacała wytwórcy różnicę w cenach.
W drugiej połowie lat dziewięćdziesiątych kontrakty różnicowe były wykorzystane
32
w Anglii w niektórych pakietach kontraktów zabezpieczających finansowanie budowy
nowych jednostek wytwórczych. W przypadkach powiązania z inwestycjami okres
obowiązywania kontraktów różnicowych wynosił kilkanaście lat.
Pozytywne doświadczenia z wykorzystywania kontraktów różnicowych doprowadziły
do wprowadzenia ich jako jednego z głównych elementów, obecnie wdrażanej
reformy rynku energii w Wielkiej Brytanii. Powyższe rozwiązania ma na celu
przerwanie trwającego już kilka lat impasu inwestycyjnego i być narzędziem do
zmiany struktury wytwarzania energii elektrycznej w Anglii, tak by w 2050 roku niemal
całkowicie wyeliminować emisję gazów cieplarnianych w procesach jej produkcji.
Podstawowo mają być zawierane z inwestorami źródeł zeroemisyjnych (OZE,
energetyka jądrowa, węglowe lub gazowe z CCS), jednakże należy rozważyć
rozwiązanie także dla wysokosprawnych nowych jednostek wytwórczych, np.
węglowych. Pierwszy kontrakt z inwestorem elektrowni jądrowej został już zawarty,
ale trwają jeszcze uzgodnienia z Komisją Europejską, czy powyższy mechanizm nie
będzie postrzegany jako pomoc publiczna. Stroną gwarantującą poziom cen ma być
specjalnie utworzona spółka skarbu państwa, dysponująca środkami finansowymi
z opłat pobieranych od odbiorców końcowych (konsumentów) energii elektrycznej.
W ten sposób obniża się ryzyko inwestorów, a tym samym koszt pozyskania kapitału
na budowę niezbędnych mocy.
W Polsce występują podobnie jak w Anglii zagrożenia związanie z utratą
bezpieczeństwa energetycznego oraz impas inwestycyjny. Odpowiednio
dostosowane kontrakty różnicowe mogą pomóc w rozwiązywaniu tych problemów.
4.3. Większa energooszczędność i mniejsza energochłonność gospodarki
Według danych Ministerstwa Gospodarki na rok 2013 Polska efektywność
energetyczna jest trzykrotnie mniejsza, niż w przypadku gospodarek najbardziej
rozwiniętych państw Unii Europejskiej. Ten obszar powinniśmy, jak najszybciej
zmodernizować w celu zrównania z europejskimi standardami w zakresie
oszczędności energii. Aby osiągnąć wymagane założenia, wprowadzono
mechanizmy regulacyjne, w tym Ustawę o efektywności energetycznej z dnia 15
33
kwietnia 2011 r. (Dz.U. Nr 94, poz. 551 z późn. zm)10. Poza systemowymi
rozwiązaniami w zakresie przedsięwzięć termomodernizacyjnych, optymalizacji
procesów przemysłowych oraz wprowadzeniem systemu wsparcia w postaci białych
certyfikatów, należy uwzględnić także indywidualnych odbiorców energii, wobec
których dotychczas nie stosowano zachęt do podejmowania działań proefektywnych.
Według ostatniego badania zużycia energii w gospodarstwach domowych
wykonanego przez Główny Urząd Statystyczny, aż 27 proc. w podaży energii
w Polsce w 2009 roku zajmuje energia skonsumowana przez odbiorców
indywidualnych11. W porównaniu z rokiem 2002 nastąpił jedynie niewielki wzrost
w zakresie poprawy efektywności energetycznej gospodarstw domowych, który po
uwzględnieniu zmian klimatycznych wynosi obecnie 4,9 proc12.
Wykres nr 6. Zużycie energii w gospodarstwach domowych w przeliczeniu na jednego mieszkańca
Źródło: GUS, Zużycie energii w gospodarstwach domowych w 2009 roku, Warszawa 2013, http://www.stat.gov.pl/cps/rde/xbcr/gus/SE_zuzycie_energii_gosp_dom_2009.pdf, s. 81, stan na: 26.01.2014.
10 Ministerstwo Gospodarki, Efektywność energetyczna, 18.04.2013, http://www.mg.gov.pl/bezpieczenstwo+gospodarcze/Energetyka/Efektywnosc+energetyczna, stan na: 26.01.2014. 11 GUS, Zużycie energii w gospodarstwach domowych w 2009 roku, Warszawa 2013, http://www.stat.gov.pl/cps/rde/xbcr/gus/SE_zuzycie_energii_gosp_dom_2009.pdf, s. 74, stan na: 26.01.2014. 12 GUS, op. cit, s. 81.
34
Należy zauważyć, że w analizowanym okresie doszło do znaczących zmian
technologicznych w zakresie zwiększenia energoefektywności urządzeń AGD, RTV
oraz oświetlenia, których stosowanie w połączeniu z racjonalnym korzystaniem
z energii powinno przynieść zdecydowanie większe oszczędności w konsumpcji.
Jedną z przyczyn braku postępów w tym obszarze jest stosunkowo niska
świadomość Polaków na temat korzyści wynikających z podejmowania działań
proefektywnościowych oraz niewiedza na temat sposobów optymalizowania zużycia
energii przez urządzenia domowe oraz systemy grzewcze budynków. Rozwiązaniem
tego problemu powinna być przede wszystkim rzetelna i długofalowa edukacja
Polaków ukierunkowana na zmianę ich postaw i zachowań wobec konsumpcji
energii. Za realizację kampanii edukacyjnej powinny odpowiadać nie tylko
organizacje rządowe oraz przedsiębiorstwa energetyczne, ale również media.
Z przeprowadzonych badań własnych na celowej próbie 80 artykułów prasowych
wyselekcjonowanych spośród wszystkich artykułów prasowych poświeconych
rynkowi energii elektrycznej w 2012 roku13, wynika, że blisko 25 proc. z nich
poruszało tematykę energooszczędności. Świadczy to o zaangażowaniu
dziennikarzy prasowych w podnoszenie społecznego poziomu świadomości na temat
przeobrażeń ekonomicznych i technologicznych zachodzących w polskiej energetyce
oraz kształtowania odpowiedniej kultury korzystania z energii. Jednak, aby te
działania były bardziej skuteczne i znajdywały swoje odzwierciedlenie w zmianie
wskaźników energooszczędności gospodarki, do promocji pożądanych postaw
i zachowań konsumentów energii należy podejść z jeszcze zwiększą determinacją
i kompleksowością.
13 Spośród populacji liczącej 16 401 artykułów, które ukazały się w 2012 roku i dotyczyły rynku energii elektrycznej wybrano materiały opublikowane w październiku, gdyż w tym miesiącu zamieszczono najwięcej artykułów w 2012 roku. Artykuły zakwalifikowane do badania z miesiąca października (1871 jednostek badawczych) stanowią 11, 4 proc. całej populacji, przy medianie równej 1316 artykułów miesięcznie. Wybrane materiały zostały następnie poddane selekcji uwzględniającej kryterium treści oraz zasięg medium. Postanowiono zbadać tylko te jednostki, które miały szansę dotarcia do wszystkich odbiorców i konsumentów, dlatego też do badania zakwalifikowano wyłącznie tytuły o zasięgu ogólnopolskim. Drugie zastosowane kryterium dotyczyło treści artykułu – włączono do badania wyłącznie te, które zawierały wartość poznawczą i informacyjną dla czytelnika, konsumenta rynku energii. J. Dziedzic, Komunikacja sektora energetycznego w obliczu zmian rynkowych, niepublikowana praca magisterska, Uniwersytet Warszawski 2013, http://www.proto.pl/biblioteczka/praca_dyplomowa1/info?itemId=126004&rob=Komunikacja_sektora_energetycznego_w_obliczu_zmian_rynkowych, stan na: 26.01.2014.
35
5. Podsumowanie
W 2011 roku szacowane koszty strategicznych 10-letnich inwestycji w sektorze
elektroenergetycznym wynosiły ponad 170 mld zł. Koszty tej wielkości bądź większe
będą musiały zostać poniesione, gdyż w perspektywie kilku, kilkunastu lat w Polsce
może wystąpić sytuacja nazywana blackoutem, czyli krótko- albo długoterminowe
przerwy w dostawie energii elektrycznej.
Zagrożenie wspomnianą wyżej sytuacją pojawiło się na skutek wystąpienia szeregu
znaczących czynników:
− większość wykorzystywanej obecnie w sektorze elektroenergetycznym
infrastruktury jest eksploatowana od 30-tu lub więcej lat co bezpośrednio przekłada
się na jej słabszą efektywność, wyższe koszty oraz częstsze
i dłuższe przerwy w użytkowaniu z racji prowadzonych remontów,
− unijna polityka energetyczna wymusi na nas zamknięcie infrastruktury
wytwarzającej 4,4 GW mocy,
− spowolnienie tempa wzrostu zapotrzebowania na energię oraz niski poziom
cen energii na rynku skutkują tym, iż spółki mają problemy z osiągnięciem
rentowności biznesu,
− przedłużające się rozmowy odnośnie rozwoju odnawialnych źródeł energii
oraz energii atomowej.
Brak automatycznej zastępowalności starej, wysłużonej infrastruktury nową wymusił
zaplanowanie drogich, długoletnich projektów inwestycyjnych, które miałyby na celu
postawienie polskiego sektora elektroenergetycznego na pewnych fundamentach
i uchronienie go przed zagrożeniem gospodarowania zbyt małymi mocami
wytwórczymi.
Spółki działające w sektorze, będące już w trakcie realizacji projektów albo na
wstępnych etapach rozmów, natrafiają na problemy, które – delikatnie mówiąc – nie
zachęcają do kontynuowania działań lub nawet ich rozpoczynania. Wśród czynników
ekonomicznych ograniczających projekty inwestycyjne wskazano między innymi na
długoletnią niestabilność cen energii elektrycznej oraz surowców, która zwiększa
niepewność co do opłacalności inwestycji. Koncernom nie pomaga również brak
jakichkolwiek rozporządzeń jasno określających to jaki model finansowania inwestycji
36
powinien zostać przyjęty przez spółkę. Dodatkowo problem jest podkreślany
trudnościami w pozyskaniu finansowania dla projektu, którym może być kredyt
bankowym (raczej krótkoterminowym i drogim) albo kapitał pozyskany na drodze
emisji obligacji lub akcji. Rozwojowi sektora elektroenergetycznego nie służy sytuacja
sektora budowlanego, który próbuje odzyskać swoją kondycję po upadłościach
ogłaszanych w latach 2011-2012.
Na wstrzymywanie projektów inwestycyjnych wpływ mają również czynniki prawne.
Niewątpliwie są nimi europejskie ograniczenia w zakresie dopuszczalności pomocy
publicznej przy tego typu inwestycjach oraz restrykcyjne prawo zamówień
publicznych. Takie praktyki prawne wydłużają okres przygotowawczy, gdyż wymusza
się wykorzystanie kapitału prywatnego oraz zwiększają się koszty z racji korzystania
z usług prawnych. W nawiązaniu do niestabilności cen energii oraz surowców, sektor
elektroenergetyczny boryka się z ciągłymi zmianami regulacji prawnych oraz brakiem
kluczowych aktów prawnych regulujących jego działanie – zwłaszcza przyszłe. Warto
choćby wspomnieć o takich aktach prawnych jak Ustawa o OZE, Trójpak
energetyczny czy Ustawa korytarzowa. W kwestiach politycznych możemy również
wskazać na pewnego rodzaju uprzywilejowanie spółek Skarbu Państwa przy tych
projektach.
Obecnie w resortach gospodarki oraz finansów trwają żmudne prace nad długoletnim
planem inwestycyjnym oraz rozwojowym polskiego sektora elektroenergetycznego.
Pod uwagę brane są rachunek ekonomiczny, kwestie prawne, dywersyfikacja źródeł
energii w oparciu o OZE oraz energię z atomu i gazu z łupków. Ostatnie miesiące
przyniosły nam również komunikaty o dokonanym lub możliwym pozytywnym
zakończeniu rozmów w kontekście inwestycji elektroenergetycznych przy wsparciu
spółki celowej Skarbu Państwa, tj. Polskich Inwestycji Rozwojowych S.A.
Warto pamiętać, że o tym jakie będzie jutro decyduje dzień dzisiejszy, a więc
wszelkie działania podejmowane dziś przez Państwo mogą okazać się kluczowe dla
przyszłości polskiego sektora energetycznego. A jak wskazują zapisy raportu
przyszłość wciąż jest mocno niepewna.
37
AUTORZY
Natalia Cie ślewicz
Studentka Międzyobszarowych Indywidualnych Studiów Humanistycznych i Społecznych na Uniwersytecie Warszawskim Wydziale Prawa i Administracji na kierunku prawo, dodatkowo ukończyła kurs prawa niemieckiego zorganizowany przez Uniwersytet Warszawski i Uniwersytet w Bonn oraz kurs prawa energetycznego pod patronatem Urzędu Regulacji Energetyki. Uczestniczka seminariów w ramach Collegium Nobilium, Organizatorka British-Polish Investment Alliance, wiceprezes Interdyscyplinarnego Koła Naukowego Energetyka i Prawo na UW oraz SKN-u Energetyki na SGH. Szczególnie zainteresowana prawem geologicznym i górniczym, energetycznym i finansowym, a także strategią przedsiębiorstw, inwestowaniem i przemysłem.
Mateusz Czerwi ński
Pracownik naukowo-dydaktyczny w Katedrze Inwestycji i Wyceny Przedsiębiorstw na Uniwersytecie Szczecińskim. Autor publikacji, wykładowca i specjalista z zakresu oceny efektywności projektów inwestycyjnych, testu na utratę wartości, planowania finansowego oraz wyceny, a w szczególności wyceny pakietów akcji i udziałów cechujących się ograniczoną płynnością lub kontrolą. Dotychczasowe doświadczenie zawodowe poza uczelniane zdobywał jako główny analityk w Stoczni Szczecińskiej Nowa Sp. z o.o. w upadłości likwidacyjnej oraz w firmie Zarzecki, Lasota & Wspólnicy Sp. z o.o. realizując projekty konsultingowe z zakresu badania płynności, wyceny aktywów niematerialnych oraz prognoz finansowych.
Joanna Dziedzic
Studentka studiów magisterskich na kierunku zarządzanie w Szkole Głównej Handlowej w Warszawie oraz absolwentka Wydziału Dziennikarstwa i Nauk Politycznych Uniwersytetu Warszawskiego. Stypendystka Ministra Nauki i Szkolnictwa Wyższego oraz była prezes Koła Naukowego Obserwacji Polskich Mediów im. S. Kisielewskiego działającego przy Instytucie Dziennikarstwa UW. Interesuje się komunikacją i marketingiem sektora energetycznego oraz zarządzaniem wartością przedsiębiorstwa poprzez społeczną odpowiedzialność biznesu. Zawodowo związana z Biurem Komunikacji Korporacyjnej GAZ-SYSTEM S.A., a wcześniej z Wydziałem Komunikacji Korporacyjnej PKP Energetyka S.A.
Tomasz Kopka
Absolwent Prawa na UAM, Biznesu Międzynarodowego na UEP. Stypendium Erasmus w Brukseli oraz wymiana studencka na SGH (Ekonomiczna Analiza Prawa). Stypendysta MSZ w College of Europe w Natolinie (MA in European Interdisciplinary Studies). Doświadczenie zawodowe: Prawnik specjalizujący się w prawie energetycznym w kancelarii prawnej Wawrzynowicz & Wspólnicy. Wcześniej pracował w zespołach prawa energetycznego w międzynarodowych kancelariach prawnych: Dentons, Clifford Chance, Baker&McKenzie. Doświadczenie w sektorze energetycznym zdobywał odbywając staże w Ministerstwie Skarbu Państwa
38
(Departament Projektów Strategicznych), a także w Parlamencie Europejskim (proces legislacyjny dot. rozporządzenia w sprawie bezpieczeństwa dostaw gazu).
Igor Markowski
Student I roku studiów magisterskich na specjalności Inżynieria finansowa na Uniwersytecie Ekonomicznym w Poznaniu. Osoba zainteresowana bankowością korporacyjną, inwestycyjną, funduszami inwestycyjnymi oraz hedge. Dodatkowo rozwija swoją wiedzę o inwestycjach alternatywnych i sektorze energetycznym. Już od ponad roku związany z organizacją studencką zajmującą się consultingiem PBDA Consulting. Od maja 2013 roku Prezes Studenckiego Koła Naukowego Inżynierii Finansowej na Uniwersytecie Ekonomicznym w Poznaniu. Finalista konkursu „Praktyka Inżynierii Finansowej” EY odbywającego się wiosną 2013 roku.
Wojciech Milewski
Student III roku Wydziału Nauk Ekonomicznych Uniwersytetu Warszawskiego, stypendysta rektora UW, członek zarządu Koła Naukowego Strategii Gospodarczej UW. Redaktor magazynu studenckiego o tematyce ekonomicznej To Zależy. Aktywny członek Fundacji Rozwoju Zawodowego "Quantitative Finance", zainteresowany obszarami ryzyka oraz finansów ilościowych.
Arkadiusz Sułek
Absolwent Wydziału Nauk Ekonomicznych oraz Wydziału Zarządzania Uniwersytetu Warszawskiego. Studiował także w Leuven School of Business and Economics na Katholieke Universiteit Leuven w Belgii. Makler Giełd Towarowych. Związany z grupą kapitałową ENEA, w której koordynuje realizację strategii w obszarze wytwarzania. Wcześniej odpowiedzialny za nowe rynki w spółce ENEA Trading. Pracował także w Mennicy Polskiej, w której odpowiadał za rozwój rynku złota inwestycyjnego.