Spis treści
W piątek 23 maja członkowie zarządu trzech giełdowych spółek energetycznych – PGE, Enei i Tauronu – spotkali z się z wiceministrem klimatu Miłoszem Motyką. W spotkaniu wziął udział także prezes PSE Grzegorz Onichimowski.
Dyskutowali tym co robić z starymi blokami węglowymi, którym w 2025 r. kończy się rynek mocy czyli mechanizm zapewniający im rentowność. Elektrownie węglowe pracują coraz mniej godzin w roku, bo ich miejsce zajmują tańsze wiatraki i panele PV oraz import prądu. Opłata mocowa pokrywa im koszty stałe, aby mogły pracować gdy są potrzebne.
Zegar tyka dla starych bloków
Koniec rynku mocy dla węglówek to efekt unijnego rozporządzenia rynkowego – elektrownie emitujące więcej niż 550 g CO2 na kilowatogodzinę nie mogą korzystać z tego typu pomocy publicznej po 2025 r.
Dla polskiego systemu energetycznego to spory kłopot. Większość starych elektrowni węglowych będzie nierentowna (niektóre mają jeszcze kontrakty mocowe do 2028 r.), ale PSE obawia się, że wciąż będą potrzebne nawet do połowy lat 30.
Czytaj również: Zmarnowaliśmy lata zamiast zająć się starymi elektrowniami
Z naszych informacji wynika, że najchętniej operator nie pozwoliłby na zamknięcie żadnego bloku, ale nie wiadomo kto za to zapłaci. Prezes Tauronu Grzegorz Lot zapowiedział podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego, że jeśli nie uda się wydzielić elektrowni węglowych do osobnej spółki (o czym piszemy niżej), to chciałby z końcem 2025 r. zamknąć te, które kontraktów mocowych nie mają.
Poprzedniemu rządowi udało się rzutem na taśmę wynegocjować możliwość przedłużenia rynku mocy dla starych węglówek do 2028 r. Ale są warunki – Polska musi przedstawić Brukseli ocenę wystarczalności mocy, z której będzie wynikać, ile dokładnie bloków powinno zostać w systemie. Kontrakty mocowe zostaną przyznane w drodze rocznych aukcji, co oznacza, że powinny być co najmniej dwie firmy startujących a tych aukcjach. Powrót do koncepcji NABE skupiającej wszystkie bloki węglowe przynajmniej na razie nie wchodzi w grę.
Ile z tego będzie potrzebne?
I to jest wielkie wyzwanie, bo nikt nie jest w stanie tego przewidzieć. Bloki węglowe powinny być wycofywane w miarę pojawiania się nowych dużych jednostek gazowych oraz magazynów energii, które PSE kontraktowało w kolejnych aukcjach rynku mocy. Ale na budowach gazówek ciągle zdarzają się poślizgi, trudno więc powiedzieć, czy terminy określone w umowach mocowych będą dotrzymane.
Najprościej byłoby przenosić po kolei węglówki do rezerwy – nie sprzedawałyby energii na rynku, lecz stałyby i czekały na wezwanie PSE.
Ale tu znowu nie pomagają unijne przepisy – zgodnie z rozporządzeniem o rynku energii elektrownie stojące w rezerwie mogą emitować 350 kg CO2 na KW na rok. Oznacza to, że elektrownie, które przeszłyby do rezerwy, mogłyby pracować tylko ok. 200 godzin w roku. To o wiele za mało aby mówić o skutecznej rezerwie – w końcu od listopada do lutego czyli miesięcy w których pożytek z fotowoltaiki jest niewielki, mija prawie 3000 godzin.
Nieubłaganie nadchodzi moment, w którym bloki węglowe przestaną dostawać pieniądze na podstawie istniejących kontraktów. Trzeba się więc zastanowić co dalej i temu była poświęcona piątkowa narada.
Jak przekonać Brukselę?
Na razie wiadomo tylko tyle, że PSE opracuje zręby projektu ustawy, który określi zasady aukcji mocowych na lata 2026-2028. Do tego trzeba jeszcze dołożyć analizę wystarczalności mocy dla Polski, z której będzie wynikać, ile elektrowni węglowych trzeba utrzymać w systemie po 2025 r.
PSE zapytało spółki energetyczne kiedy jak długo zamierzają utrzymywać elektrownie węglowe i wyniki tych ankiet znalazły się w Planie Rozwoju Sieci Przesyłowej na lata 2025-2034.
Bilans nie jest optymistyczny – wynika z niego, że tzw. wskaźnik LOLE czyli godziny w których może pojawić się problem z wystarczającą ilością mocy w systemie będzie rósł. Ale na naradzie w Ministerstwie Klimatu zaprezentowano wyniki nowszych ankiet, z których wynika, że ubytki elektrowni węglowych mogą być nawet dwukrotnie większe, jeśli nie pojawi się jakaś finansowa zachęta do ich utrzymania. W grę wchodzi ok 7 GW mocy do „wycięcia” już po 2025 r. Reszta starych bloków węglowych ma kontrakty mocowe zawierane na 7 lat, co oznacza tylko rozłożenie problemu na kilka następnych lat.
Menedżerowie w energetyce już teraz głowią jak skonstruować aukcje, tak żeby wolumen na 2028 r. nie był mniejszy niż na 2026 i 2027 r. Ale najgorsze będzie zaplanowanie remontów i modernizacji – decyzje o nich trzeba planować już dziś, nie mając gwarancji, czy to się opłaci.
Tymczasem w PGE wytwarzanie energii z węgla po raz pierwszy w historii przyniosło ujemny wynik EBITDA – strata wyniosła prawie 500 mln zł. Prawie 2 GW elektrowni węglowych w PGE wypadło z rynku mocy już w tym roku. Taki był rezultat aukcji mocy w 2019 r. (moc kontraktuje się pięć lat do przodu).
PGE przyjęła taką strategię świadomie, skupiając się na kontraktach mocowych dla innych bloków. Nie dostają więc pieniędzy z rynku mocy, przynoszą straty a mimo to spółka nie podjęła decyzji o ich zamknięciu i pewnie nie podejmie dopóki nie będzie wiadomo co dalej.
Czasu zostało coraz mniej. Opracowanie i przepchnięcie przez rząd i parlament projektu ustawy będzie stosunkowo proste. Znacznie trudniejsze będzie przekonanie Brukseli – przede wszystkim trzeba będzie wreszcie opracować prognozę zapotrzebowania na moc, która okaże się wiarygodna dla Brukseli.
Może to zająć wiele miesięcy, a przez ten czas oczywiście rząd będzie używał „łagodnej perswazji”, nakłaniając szefów spółek energetycznych aby nie zamykali żadnej elektrowni węglowej.
Rozwiązaniem problemu mogłoby być wydzielenie elektrowni do osobnych podmiotów, nad czym usilnie pracują spółki. Fiasko projektu Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego, nad którym pracował poprzedni rząd, oznacza, że trzeba przygotować nowy model, uwzględniający także unijne rozporządzenie. Zamiast NABE będzie zapewne kilka podmiotów, tak aby mogły startować w aukcjach mocowych, ale szczegółowych rozwiązań nie ma.
Na razie wiadomo, że PGE wybrała już firmę doradczą, która pomoże jej taki model przygotować oraz sporządzi wycenę. Wybranym szczęśliwcem jest PWC. Prezes PGE Dariusz Marzec powiedział na ostatniej konferencji wynikowej, że doradcy powinni skończyć prace w trzecim kwartale.
Według naszych informacji Tauron nie zamierza na razie wybierać doradcy i model opracuje „własnymi siłami”. Doradca będzie potrzebny dopiero na etapie wyceny. Enea zaś prawdopodobnie doradcę wybierze, ale nie wiadomo kiedy.
Najważniejsze decyzje należą oczywiście do resortu aktywów państwowych. Tutaj jednak nie należy oczekiwać jakiegoś wybitnego przyspieszenia prac. Powołano zespół międzyresortowy, który ma się tym zająć, zapewne będzie też wybrany jakiś doradca, ale na razie nie wystartowała żadna procedura jego wyłonienia.
Cały proces wydzielania aktywów węglowych oznacza zresztą gigantyczne żniwa dla firm konsultingowych. Za doradztwo przy nieszczęsnym projekcie NABE firma KPMG otrzymała od resortu Jacka Sasina 3 mln zł. Do tego doszli jeszcze prawnicy – kancelaria White&Case za obsługę prawną całego przedsięwzięcia otrzymała 1,4 mln zł.
Ale inne firmy doradcze też krzywdy nie miały – spółki energetyczne wynajęły swoich własnych doradców, którzy zapewne zarobili podobne kwoty.
Zanosi się więc na powtórkę z rozrywki, oby tym razem z lepszym skutkiem. – Obawiam się scenariusza, w którym każdy doradca sporządzi inny model, a potem pół roku będą sobie udowadniać czyj model jest najlepszy – mówi z przekąsem jeden z prezesów spółek energetycznych. Ale zastrzega, że mimo wszystko jest optymistą. – Ze spotkania wyszedłem z wrażeniem, że resort rozumie, że trzeba działać szybko.
Pytanie czy to „zrozumienie” nie skończy się w momencie, gdy okaże się, że w zamian za zgodę Brukseli na nowy rynek mocy dla bloków węglowych kilka z nich trzeba będzie nieodwołalnie zamknąć. Wówczas zacznie się typowa dla polityków „strategia Scarlett O’Hara” – pomyślę o tym jutro…
Zobacz też: Zmarnowaliśmy lata zamiast zająć się starymi elektrowniami
