PGE chce być mniej węglowa

PGE chce być mniej węglowa

Polska Grupa Energetyczna nie tylko przeszacowała wartość swoich kluczowych elektrowni o ok. 9 mld zł w dół, ale też zapowiada rewizję strategii biznesowej. Będzie ograniczenie inwestycji, próby cięcia kosztów i większy nacisk na dywersyfikację miksu paliwowego.

Dwie bazujące na węglu brunatnym elektrownie w Bełchatowie i Turowie przez długi czas były biznesowymi asami w rękawie Polskiej Grupy Energetycznej. Nadal jeszcze generują solidne wyniki finansowe, ale ich przyszłość zaczyna przyprawiać zarząd PGE o coraz większy ból głowy.

Coraz słabsze oczekiwania co do tego jak grupa poradzi sobie w zmieniającym się na niekorzyść otoczeniu rynkowym sprawiają, że mocno spadła szacowana wartość bloków wytwórczych w elektrowniach spalających węgiel brunatny. Audytorzy stwierdzili, że wycenę elektrowni w Turowie wraz kopalnią węgla brunatnego trzeba obniżyć o 5,1 mld zł, do 445 mln zł. Odpis na aktywach Elektrowni Bełchatów wyniósł 3,1 mld i obniżył wycenę do 14 mld zł. Problemy dotyczą też elektrociepłowni. Na straty spisano Elektrociepłownię Bydgoszcz i EC Kielce (łączna wielkość odpisu to 577 mln zł). Dołączyły do EC Zgierz i Zespołu Elektrowni Dolna Odra (ZEDO), które na 0 zł wyceniono już wcześniej. Podsumowując – łączna wycena aktywów wytwórczych spadła z 29,3 do 20,5 mld zł.

Co sprawia, że PGE dokonuje odpisów na aktywach? W skrócie można powiedzieć – nie sprawdziły się oczekiwania, że polski rząd, bądź sama PGE, będą w stanie skutecznie lobbować na poziomie UE i krajowym za przepisami, które utrzymywałyby opłacalność produkcji z węgla na stałym poziomie. Marże będą spadać.

Bruksela konsekwentnie realizuje politykę redukcji emisji CO2. Sprawia ona, że w I półroczu 2015 r. ceny uprawnień do emisji zdrożały o 10%, do 7,7 euro i będą kosztować jeszcze więcej i drożeć jeszcze szybciej. Spalanie wysokoemisyjnego węgla brunatnego staje się mniej konkurencyjne kosztowo w stosunku do innych technologii. Nie tylko do wiatraków, które np. w nocy coraz mocniej wypierają z systemu część bloków konwencjonalnych.

Węgiel brunatny traci też przewagę konkurencyjna nad taniejącym i w Polsce, i na świecie węglem kamiennym. Do spadku cen tego drugiego na krajowym rynku doprowadził kryzys w górnictwie i będąca ich pokłosiem wojna cenowa. Jednak według zarządu PGE, utrata dotychczasowej przewagi w stosunku do węgla kamiennego to nie tylko efekt tegorocznych zawirowań. Ma charakter trwały. Na to wszystko nakłada się też spadek cen energii na rynkach hurtowych w Polsce i za granicą.

To jeszcze nie koniec odpisów?

Na tym odpisy aktywów konwencjonalnych PGE może się nie skończyć. Niektóre założenia, które PGE przyjmuje jako podstawę do przeceny aktywów i tak są bardzo optymistyczne, a przynajmniej trudne do spełnienia. Na dzisiaj nic nie wskazuje np. na oczekiwany przez PGE wzrost cen prądu o 20% do 2020 roku. Również założenie o utrzymaniu się cen węgla kamiennego na obecnym poziomie do końca 2018 r. jest ryzykowne, bo niektórzy eksperci prognozują ceny na świecie na poziomie ok. 35-40 dolarów za tonę (przy obecnych 51 USD/t). Można też dyskutować, czy Komisja Europejska zgodzi się na zakładane przez PGE wprowadzenie rynku mocy na zasadach podobnych do rynku brytyjskiego (wspierającego producentów energii oraz odbiorców gotowych do redukcji zużycia) oraz czy w całym okresie prognozy utrzymane zostanie wsparcie dla elektrociepłowni.

Jak wyjaśniła Magdalena Bartoś dyrektor finansowa PGE, brak rynku mocy w Polsce po 2023 r. skutkowałby zwiększeniem odpisów na aktywach spółki o kolejne 5,2 mld zł. Wzrost ceny energii w całym prognozowanym okresie zmniejszy odpisy o 1 mld zł. Spadek – zwiększy je o 1,1 mld zł.

Rewizja strategii

Zauważając to, że polski rynek energii zachowuje się podobnie do rynków w Niemczech i Francji, PGE postanowiła zmodyfikować przyjętą w ubiegłym roku strategię. W jaki sposób? Tego dowiemy się pod koniec 2015 r. Jak jednak zapowiedział kierujący PGE Marek Woszczyk, grupa zrewiduje plany rozwoju by zmaksymalizować efektywność na poziomie inwestycji i kosztów operacyjnych. Kluczowe projekty inwestycyjne nie zostaną zarzucone. Nie można jednak wykluczać prób sprzedaży niektórych aktywów, np. elektrociepłowni. Celem jest też znalezienie po 2016 roku kolejnego 1 mld zł cięć w wydatkach. Dotychczas cięcie kosztów w dotkniętych przerostem zatrudnienia kopalniach i elektrowniach to jeden ze słabych punktów działalności czterech państwowych grup energetycznych.

Szef PGE nie wyjaśnił dokładnie jak wyglądać będzie realizacja celu większej dywersyfikacji źródeł energii. Jako podstawowy pomysł wskazał jednak budowę farm wiatrowych na morzu. W ubiegłorocznej strategii PGE założyła, że z 67-procentowy udział węgla brunatnego w wytwarzaniu energii, obniży do 16%, a kamiennego z 27 do 5%. Pytanie jednak, w jakim tempie powstawać będą źródła wytwarzania o niskiej emisyjności. Te, o których dotychczas mówili przedstawiciele PGE, czyli atom, wiatraki na lądzie oraz morskie farmy wiatrowe nie są opłacalne poza systemami wsparcia, a te ostatnie mogą jeszcze długo nie być opłacalne nawet w ramach systemu wsparcia.

Dotychczas strategia PGE, podobnie jak strategia (o ile można ją tak nazwać) polskiego rządu w ciągu ostatniej dekady w dziedzinie redukcji emisji CO2, zakładały drogę w odwrotnym kierunku, niż wskazuje Bruksela. To działało do pewnego momentu, ale obecnie ta strategia zaczyna być coraz bardziej ryzykowna. Biznes wytwarzania energii ciąży na spółkach już nie tylko przez politykę UE, ale też krajowe problemy z wydobyciem węgla i starzejący się majątek wytwórczy.

Uświadamiając sobie brak realnego wpływu na unijne regulacje, racjonalne byłoby przyjęcie strategii podążania za liderem, czyli za rynkiem niemieckim. Kopiowanie strategii wdrażanych przez E.ON, RWE czy GDF Suez może okazać się wręcz nieuniknione.

Przeczytaj także:

Początek końca energetyki jaką znamy

Unijny rynek energii wali się w gruzy

GDF Suez gasi światło w Europie

„‬To zależy jaką masz strategię‭”‬ – czyli o co nam chodzi z tym węglem 

Zobacz także...

Komentarze

0 odpowiedzi na “PGE chce być mniej węglowa”

  1. A jeszcze niedawno prezes PGE fantazjował o zupełnie nowym kompleksie energetycznym opartym na węglu brunatnym w zielonogórskich lasach. Aż chciałoby się zapytać – czy leci z nami pilot.

    • chyba wiedział, że chodziło tylko o kopalnię na potrzeby elektrowni w Niemczech, ale tak patałachy długo planowali, że sie era węgla skończyła

  2. Kopiowanie wzorów z Niemiec doprowadzi do wzrostu cen detalicznych energii, ucieczki krajowego przemysłu, wzrostu bezrobocia i zubożenia polskiego społeczeństwa. Nie idźmy tą drogą.

    • [quote name=”copy-paste”]Kopiowanie wzorów z Niemiec doprowadzi do wzrostu cen detalicznych energii, ucieczki krajowego przemysłu, wzrostu bezrobocia i zubożenia polskiego społeczeństwa. Nie idźmy tą drogą.[/quote]

      idźmy drogą Putina?

    • [quote name=”copy-paste”]Kopiowanie wzorów z Niemiec doprowadzi do wzrostu cen detalicznych energii, ucieczki krajowego przemysłu, wzrostu bezrobocia i zubożenia polskiego społeczeństwa. Nie idźmy tą drogą.[/quote]
      ale Niemcy rok w rok biją rekord eksportu (to oznacza najczęściej sprzedaż za granicę towarów wyprodukowanych na terytorium danego kraju, tu: Niemcy) – znaczy produkcja przemysłowa rośnie, bezrobocie najniższe w Unii, ceny energii niższe niż w Polsce, wręcz szkodliwie tanie, a społeczeństwo bogate jak mało które…

      znaczy coś nam tu nie gra….

      • [quote name=”kos-mi-ci”][quote name=”copy-paste”]Kopiowanie wzorów z Niemiec doprowadzi do wzrostu cen detalicznych energii, ucieczki krajowego przemysłu, wzrostu bezrobocia i zubożenia polskiego społeczeństwa. Nie idźmy tą drogą.[/quote]
        ale Niemcy rok w rok biją rekord eksportu (to oznacza najczęściej sprzedaż za granicę towarów wyprodukowanych na terytorium danego kraju, tu: Niemcy) – znaczy produkcja przemysłowa rośnie, bezrobocie najniższe w Unii, ceny energii niższe niż w Polsce, wręcz szkodliwie tanie, a społeczeństwo bogate jak mało które…

        znaczy coś nam tu nie gra….[/quote]

        A patrząc z nieco innej optyki…
        Gdzie dziś znajdowałaby się gospodarka Niemiec gdyby kurs waluty po jakiej dokonuje się „cud eksportowy” tego kraju odzwierciedlał rzeczywistą wartość Deutsche Mark ?
        Śmiem twierdzić, że Niemcy i ich eksport byliby mniej więcej w tym miejscu gdzie dziś są Szwajcarzy a to diametralnie odmienna pozycja. Śmiem nawet twierdzić, że Niemcom wręcz opłaca się utrzymywać cała tę szopkę z Grecją i kolejnymi pakietami ratunkowymi (tym bardziej, że spora część tych środków nawet nie przechodziła obok Grecji a lądowała wprost na kontach niemieckich banków, zmieniając przy okazji wierzyciela na EBC (czyli nikogo) i pozbywając się problemu).
        Co do cen energii to przeciętny Schmidt bardzo by się zdziwił gdyby mu powiedzieć, że ceny w Niemczech są niższe… bo nie są :).

        • [quote name=”Matt”][quote name=”kos-mi-ci”][quote name=”copy-paste”]Kopiowanie wzorów z Niemiec doprowadzi do wzrostu cen detalicznych energii, ucieczki krajowego przemysłu, wzrostu bezrobocia i zubożenia polskiego społeczeństwa. Nie idźmy tą drogą.[/quote]
          ale Niemcy rok w rok biją rekord eksportu (to oznacza najczęściej sprzedaż za granicę towarów wyprodukowanych na terytorium danego kraju, tu: Niemcy) – znaczy produkcja przemysłowa rośnie, bezrobocie najniższe w Unii, ceny energii niższe niż w Polsce, wręcz szkodliwie tanie, a społeczeństwo bogate jak mało które…

          przecież wszyscy wiemy, że w tej dyskusji chodzi o ceny hurtowe energii w Niemczech które SĄ NIŻSZE w Niemczech niż w Polsce (patrz np. prezentacje kwartalne PGE za pierwszy i drugi kwartał). Ceny dla odbiorcy finalnego są wyższe w Niemczech bo powiększone o koszty dystrybucji i subsydiów OZE ale to nie o cenach finalnych tu akurat rozmawiamy prawda?

          znaczy coś nam tu nie gra….[/quote]

          A patrząc z nieco innej optyki…
          Gdzie dziś znajdowałaby się gospodarka Niemiec gdyby kurs waluty po jakiej dokonuje się „cud eksportowy” tego kraju odzwierciedlał rzeczywistą wartość Deutsche Mark ?
          Śmiem twierdzić, że Niemcy i ich eksport byliby mniej więcej w tym miejscu gdzie dziś są Szwajcarzy a to diametralnie odmienna pozycja. Śmiem nawet twierdzić, że Niemcom wręcz opłaca się utrzymywać cała tę szopkę z Grecją i kolejnymi pakietami ratunkowymi (tym bardziej, że spora część tych środków nawet nie przechodziła obok Grecji a lądowała wprost na kontach niemieckich banków, zmieniając przy okazji wierzyciela na EBC (czyli nikogo) i pozbywając się problemu).
          Co do cen energii to przeciętny Schmidt bardzo by się zdziwił gdyby mu powiedzieć, że ceny w Niemczech są niższe… bo nie są :).[/quote]

          • [quote name=”kos-mi-ci”][quote name=”Matt”][quote name=”kos-mi-ci”][quote name=”copy-paste”]Kopiowanie wzorów z Niemiec doprowadzi do wzrostu cen detalicznych energii, ucieczki krajowego przemysłu, wzrostu bezrobocia i zubożenia polskiego społeczeństwa. Nie idźmy tą drogą.[/quote]
            ale Niemcy rok w rok biją rekord eksportu (to oznacza najczęściej sprzedaż za granicę towarów wyprodukowanych na terytorium danego kraju, tu: Niemcy) – znaczy produkcja przemysłowa rośnie, bezrobocie najniższe w Unii, ceny energii niższe niż w Polsce, wręcz szkodliwie tanie, a społeczeństwo bogate jak mało które…

            przecież wszyscy wiemy, że w tej dyskusji chodzi o ceny hurtowe energii w Niemczech które SĄ NIŻSZE w Niemczech niż w Polsce (patrz np. prezentacje kwartalne PGE za pierwszy i drugi kwartał). Ceny dla odbiorcy finalnego są wyższe w Niemczech bo powiększone o koszty dystrybucji i subsydiów OZE ale to nie o cenach finalnych tu akurat rozmawiamy prawda?

            znaczy coś nam tu nie gra….[/quote]

            A patrząc z nieco innej optyki…
            Gdzie dziś znajdowałaby się gospodarka Niemiec gdyby kurs waluty po jakiej dokonuje się „cud eksportowy” tego kraju odzwierciedlał rzeczywistą wartość Deutsche Mark ?
            Śmiem twierdzić, że Niemcy i ich eksport byliby mniej więcej w tym miejscu gdzie dziś są Szwajcarzy a to diametralnie odmienna pozycja. Śmiem nawet twierdzić, że Niemcom wręcz opłaca się utrzymywać cała tę szopkę z Grecją i kolejnymi pakietami ratunkowymi (tym bardziej, że spora część tych środków nawet nie przechodziła obok Grecji a lądowała wprost na kontach niemieckich banków, zmieniając przy okazji wierzyciela na EBC (czyli nikogo) i pozbywając się problemu).
            Co do cen energii to przeciętny Schmidt bardzo by się zdziwił gdyby mu powiedzieć, że ceny w Niemczech są niższe… bo nie są :).[/quote][/quote]

          • [quote name=”kos-mi-ci”][quote name=”kos-mi-ci”][quote name=”Matt”][quote name=”kos-mi-ci”][quote name=”copy-paste”]Kopiowanie wzorów z Niemiec doprowadzi do wzrostu cen detalicznych energii, ucieczki krajowego przemysłu, wzrostu bezrobocia i zubożenia polskiego społeczeństwa. Nie idźmy tą drogą.[/quote]
            ale Niemcy rok w rok biją rekord eksportu (to oznacza najczęściej sprzedaż za granicę towarów wyprodukowanych na terytorium danego kraju, tu: Niemcy) – znaczy produkcja przemysłowa rośnie, bezrobocie najniższe w Unii, ceny energii niższe niż w Polsce, wręcz szkodliwie tanie, a społeczeństwo bogate jak mało które…

            przecież wszyscy wiemy, że w tej dyskusji chodzi o ceny hurtowe energii w Niemczech które SĄ NIŻSZE w Niemczech niż w Polsce (patrz np. prezentacje kwartalne PGE za pierwszy i drugi kwartał). Ceny dla odbiorcy finalnego są wyższe w Niemczech bo powiększone o koszty dystrybucji i subsydiów OZE ale to nie o cenach finalnych tu akurat rozmawiamy prawda?

            znaczy coś nam tu nie gra….[/quote]

            A patrząc z nieco innej optyki…
            Gdzie dziś znajdowałaby się gospodarka Niemiec gdyby kurs waluty po jakiej dokonuje się „cud eksportowy” tego kraju odzwierciedlał rzeczywistą wartość Deutsche Mark ?
            Śmiem twierdzić, że Niemcy i ich eksport byliby mniej więcej w tym miejscu gdzie dziś są Szwajcarzy a to diametralnie odmienna pozycja. Śmiem nawet twierdzić, że Niemcom wręcz opłaca się utrzymywać cała tę szopkę z Grecją i kolejnymi pakietami ratunkowymi (tym bardziej, że spora część tych środków nawet nie przechodziła obok Grecji a lądowała wprost na kontach niemieckich banków, zmieniając przy okazji wierzyciela na EBC (czyli nikogo) i pozbywając się problemu).
            Co do cen energii to przeciętny Schmidt bardzo by się zdziwił gdyby mu powiedzieć, że ceny w Niemczech są niższe… bo nie są :).[/quote][/quote][/quote]

            przecież jest oczywiste że w tym temacie mówimy o cenach hurtowych, które w Niemczech SĄ niższe niż w Polsce (patrz np. prezentacje kwartalne PGE, przytaczane m.in. tutaj na portalu).

            ceny dla odbiorców finalnych to inny temat, są wyższe bo powiększone o subsydia OZE, ale to nie jest temat temat ekonomiki produkcji, o którym mówimy

            co by było gdyby w Niemczech była marka a nie euro to jeden taki u nas mawiał tak: „gdyby ciocia miała wąsy to by jej nikt ….. [tu nasze komputery miowią „nie”] – był specjalistą od światów równoległych (są)

    • [quote name=”copy-paste”]Kopiowanie wzorów z Niemiec doprowadzi do wzrostu cen detalicznych energii, ucieczki krajowego przemysłu, wzrostu bezrobocia i zubożenia polskiego społeczeństwa. Nie idźmy tą drogą.[/quote]
      Sugerujesz, że przemysl ucieka z Niemiec, bezrobocie w Niemczch rośnie, a społeczeństwo ubożeje?????????

  3. @ Justyna Piszczatowska
    Cytuję: Niektóre założenia, które PGE przyjmuje jako podstawę do przeceny aktywów i tak są bardzo optymistyczne, a przynajmniej trudne do spełnienia. Na dzisiaj nic nie wskazuje np. na oczekiwany przez PGE wzrost cen prądu o 20% do 2020 roku. Również założenie o utrzymaniu się cen węgla kamiennego na obecnym poziomie do końca 2018 r. jest ryzykowne, bo niektórzy eksperci prognozują ceny na świecie na poziomie ok. 35-40 dolarów za tonę (przy obecnych 51 USD/t).

    Dlaczego twierdzi Pani, że utrzymanie cen węgla kamiennego na obecnym poziomie to założenie optymistyczne dla pge ? Skoro eksperci prognozują spadek cen węgla tzn, że pge wyda mniej na zakup wegla kamiennego co będzie miało pozytywny wpływ na wyniki finansowe pge.

    • [quote name=”Robert”]@ Justyna Piszczatowska
      Cytuję: Niektóre założenia, które PGE przyjmuje jako podstawę do przeceny aktywów i tak są bardzo optymistyczne, a przynajmniej trudne do spełnienia. Na dzisiaj nic nie wskazuje np. na oczekiwany przez PGE wzrost cen prądu o 20% do 2020 roku. Również założenie o utrzymaniu się cen węgla kamiennego na obecnym poziomie do końca 2018 r. jest ryzykowne, bo niektórzy eksperci prognozują ceny na świecie na poziomie ok. 35-40 dolarów za tonę (przy obecnych 51 USD/t).

      Dlaczego twierdzi Pani, że utrzymanie cen węgla kamiennego na obecnym poziomie to założenie optymistyczne dla pge ? Skoro eksperci prognozują spadek cen węgla tzn, że pge wyda mniej na zakup wegla kamiennego co będzie miało pozytywny wpływ na wyniki finansowe pge.[/quote]
      Proszę spojrzeć na strukturę wytwarzania energii w PGE. Jest na rysunku. Bardzo tani węgiel oznacza dla PGE pogorszenie rentowności głównych aktywów wytwórczych – elektrowni opalanych węglem brunatnym, podczas gdy aktywa spółki na węglu kamiennym nadal będą w podobnym miejscu w merit order – tzn. Opole jescze się łapie częściowo, ale ZEDO już tylko na polecenie PSE pracuje. Ostatnie elektrownie w rankingu cenowym (merit order) są na węglu kamiennym. Gdy produkują po niższych kosztach zmiennych, spread jaki wypracowywało PGE dzięki taniemu węglowi brunatnemu się zmniejsza. Dla ffinansów spółki to bardzo niekorzystne zjawisko. A od sytuacji z rysunku dzisiejsza sytuacja firmy różni się jeszcze tym, że obecnie WK to ok. 20% produkcji, a WB ok. 70%

      • [quote name=”Bartłomiej Derski”][quote name=”Robert”]@ Justyna Piszczatowska
        Cytuję: Niektóre założenia, które PGE przyjmuje jako podstawę do przeceny aktywów i tak są bardzo optymistyczne, a przynajmniej trudne do spełnienia. Na dzisiaj nic nie wskazuje np. na oczekiwany przez PGE wzrost cen prądu o 20% do 2020 roku. Również założenie o utrzymaniu się cen węgla kamiennego na obecnym poziomie do końca 2018 r. jest ryzykowne, bo niektórzy eksperci prognozują ceny na świecie na poziomie ok. 35-40 dolarów za tonę (przy obecnych 51 USD/t).

        Dlaczego twierdzi Pani, że utrzymanie cen węgla kamiennego na obecnym poziomie to założenie optymistyczne dla pge ? Skoro eksperci prognozują spadek cen węgla tzn, że pge wyda mniej na zakup wegla kamiennego co będzie miało pozytywny wpływ na wyniki finansowe pge.[/quote]
        Proszę spojrzeć na strukturę wytwarzania energii w PGE. Jest na rysunku. Bardzo tani węgiel oznacza dla PGE pogorszenie rentowności głównych aktywów wytwórczych – elektrowni opalanych węglem brunatnym, podczas gdy aktywa spółki na węglu kamiennym nadal będą w podobnym miejscu w merit order – tzn. Opole jescze się łapie częściowo, ale ZEDO już tylko na polecenie PSE pracuje. Ostatnie elektrownie w rankingu cenowym (merit order) są na węglu kamiennym. Gdy produkują po niższych kosztach zmiennych, spread jaki wypracowywało PGE dzięki taniemu węglowi brunatnemu się zmniejsza. Dla ffinansów spółki to bardzo niekorzystne zjawisko. A od sytuacji z rysunku dzisiejsza sytuacja firmy różni się jeszcze tym, że obecnie WK to ok. 20% produkcji, a WB ok. 70%[/quote]

        Tylko skąd wniosek, że spadek cen węgla KAMIENNEGO, będzie miał wpływ na wyniki elektrownii opalanych węglem BRUNATNYM? Niezależnie od tego czy WK jest po 70,60,50,40 dol WB jest i tak bardziej opłacalny, tak więc obniżka cena węgla zwiększy zyski( a właściwie zmniejszy straty) elektrownii opartych na WK, a elektrownie oparte na WB będą dalej notowały swoje stabilne zyski. Tak, więc jeśli coś jest zagrożeniem dla pge to nie to, że cena WK na rynkach światowych będzie spadać, tylko, że pewna partia zmusi elektrownie do kupowania WK po cenach dyktowanych przez NKW (narodową kompanię węglową). Jak Pan na pewno wie mamy kilkunastomilionową nadpodaż WK i jeśli firmy energetyczne będą musiały ją wchłonąć to będzie to miało katastrofalny wpływ na ich wyniki. No tylko taki plus, że w takiej perspektywie ten 20% wzrost cen energii nie wydaje się takim optymistycznym z punktu widzenia pge, a raczej staje się optymistycznym z punktu widzenia odbiorców energii. A tak pytając przez ciekawość to czy jest gdzieś dostępny wspominany przez Pana ranking cenowy polskich elektrowni?

        • [quote name=”Robert”][quote name=”Bartłomiej Derski”][quote name=”Robert”]@ Justyna Piszczatowska
          Cytuję: Niektóre założenia, które PGE przyjmuje jako podstawę do przeceny aktywów i tak są bardzo optymistyczne, a przynajmniej trudne do spełnienia. Na dzisiaj nic nie wskazuje np. na oczekiwany przez PGE wzrost cen prądu o 20% do 2020 roku. Również założenie o utrzymaniu się cen węgla kamiennego na obecnym poziomie do końca 2018 r. jest ryzykowne, bo niektórzy eksperci prognozują ceny na świecie na poziomie ok. 35-40 dolarów za tonę (przy obecnych 51 USD/t).

          Dlaczego twierdzi Pani, że utrzymanie cen węgla kamiennego na obecnym poziomie to założenie optymistyczne dla pge ? Skoro eksperci prognozują spadek cen węgla tzn, że pge wyda mniej na zakup wegla kamiennego co będzie miało pozytywny wpływ na wyniki finansowe pge.[/quote]
          Proszę spojrzeć na strukturę wytwarzania energii w PGE. Jest na rysunku. Bardzo tani węgiel oznacza dla PGE pogorszenie rentowności głównych aktywów wytwórczych – elektrowni opalanych węglem brunatnym, podczas gdy aktywa spółki na węglu kamiennym nadal będą w podobnym miejscu w merit order – tzn. Opole jescze się łapie częściowo, ale ZEDO już tylko na polecenie PSE pracuje. Ostatnie elektrownie w rankingu cenowym (merit order) są na węglu kamiennym. Gdy produkują po niższych kosztach zmiennych, spread jaki wypracowywało PGE dzięki taniemu węglowi brunatnemu się zmniejsza. Dla ffinansów spółki to bardzo niekorzystne zjawisko. A od sytuacji z rysunku dzisiejsza sytuacja firmy różni się jeszcze tym, że obecnie WK to ok. 20% produkcji, a WB ok. 70%[/quote]

          Tylko skąd wniosek, że spadek cen węgla KAMIENNEGO, będzie miał wpływ na wyniki elektrownii opalanych węglem BRUNATNYM? Niezależnie od tego czy WK jest po 70,60,50,40 dol WB jest i tak bardziej opłacalny, tak więc obniżka cena węgla zwiększy zyski( a właściwie zmniejszy straty) elektrownii opartych na WK, a elektrownie oparte na WB będą dalej notowały swoje stabilne zyski. Tak, więc jeśli coś jest zagrożeniem dla pge to nie to, że cena WK na rynkach światowych będzie spadać, tylko, że pewna partia zmusi elektrownie do kupowania WK po cenach dyktowanych przez NKW (narodową kompanię węglową). Jak Pan na pewno wie mamy kilkunastomilionową nadpodaż WK i jeśli firmy energetyczne będą musiały ją wchłonąć to będzie to miało katastrofalny wpływ na ich wyniki. No tylko taki plus, że w takiej perspektywie ten 20% wzrost cen energii nie wydaje się takim optymistycznym z punktu widzenia pge, a raczej staje się optymistycznym z punktu widzenia odbiorców energii. A tak pytając przez ciekawość to czy jest gdzieś dostępny wspominany przez Pana ranking cenowy polskich elektrowni?[/quote]
          Nie do końca ma Pan rację. Może więcej powie Panu ten tekst, który napisałem w 2012 roku i najwyraźniej okazał się dość dobrą prognozą:

          Energia będzie tanieć

          Jest przynajmniej kilka powodów, dla których energia elektryczna w obrocie hurtowym będzie tanieć w kolejnych latach i niewiele szans na odwrócenie tego trendu w najbliższym czasie. Obniżki zawdzięczamy m.in. „zielonej” energetyce, nowym inwestycjom i spowolnieniu gospodarczemu. Przeceny, które cieszą odbiorców, martwią inwestorów.

          Średnia ważona cena energii elektrycznej zakontraktowanej na przyszły rok wynosi niespełna 193 zł/MWh (przy wolumenie sprzedaży ponad 60 TWh). To o 4 zł/MWh taniej, niż za energię płacono jeszcze rok temu. Spadek pogłębia się jednak z miesiąca, na miesiąc. Podczas gdy tzw. pasmo (energię z równomierną dostawą przez całą dobę) na najbliższy kwartał kontraktowano rok temu po 217 zł/MWh, w tym tygodniu już zaledwie po 168 zł/MWh, czyli ponad 20 proc. taniej. O blisko 45 zł i 30 zł za megawatogodzinę w ciągu ostatnich dwunastu miesięcy potaniała też energia z dostawą odpowiednio w całym 2014 i 2015 roku.

          Merit order

          Za tak dużymi obniżkami stoi przesuwanie tzw. merit order, czyli rankingu cenowego elektrowni, w kierunku tańszych źródeł energii. Efekt merit order oznacza, że wraz z wchodzeniem na rynek instalacji o tańszych kosztach zmiennych (kosztach samej produkcji, w Polsce to głównie zakup węgla), energia na rynku tanieje. Dzieję się tak dlatego, że cenę wyznacza koszt produkcji w tzw. elektrowni zamykającej bilans, czyli najdroższej z działających w danym momencie. Zatem im więcej dostępnych jest elektrowni z tanią produkcją, tym rzadziej wykorzystywane są elektrownie drogie, a co za tym idzie, tym częściej cena zatrzymuje się na poziomie kosztów działania tańszych instalacji.

          W Polsce elektrownie, które przed rokiem jeszcze stosunkowo często domykały bilans, dzisiaj produkują energię już bardzo rzadko. Niedawno zarząd Polskiej Grupy Energetycznej przyznał, że tak dzieje się m.in. z elektrownią Dolna Odra w Zachodniopomorskiem, która ze względu na koszty dowozu węgla i niedużą sprawność produkuje drogo.

          Najdroższe elektrownie węglowe znajdują się juz zwykle poza rankingiem cenowym dlatego, że na rynku dostępne są nowe źródła produkujące energię taniej. W połowie 2011 roku ruszyło wytwarzanie w nowym bloku węglowym elektrowni Bełchatów. Opalana węglem brunatnym jednostka o mocy równej blisko 5 proc. średniego zapotrzebowania jest jednym z najtańszych źródeł energii w rankingu i „wypycha” jednostki droższe.

          Efekt „wypychania” starych, drogich bloków węglowych poza ranking cenowy potęguje rozwój odnawialnych źródeł energii, których koszty zmienne są właściwie równe zeru. Wyjątkiem są tu źródła oparte o biomasę, które ponoszą koszty paliwa, jednak i te wchodzą na rynek w pierwszej kolejności, bo gwarantuje im to ustawa. Tylko od początku roku moc „zielonych” elektrowni wzrosłą o jedną trzecią i wynosi już 4000 MW (ok. 20 proc. średniego zapotrzebowania na moc). Chociaż nie wszystkie OZE produkują energię w tym samym czasie, to jednak „wypychają” drogie jednostki (a tym samym obniżają cenę energii na rynku) za każdym razem, gdy pracują.

          W kolejnych latach poza rankingiem cenowym znajdą się kolejne elektrownie, co dalej będzie wywierać presję na ceny w hurcie. Na rynku przybędzie OZE. Co roku produkcja w nich powinna rosnąć o 1 punkt procentowy (aż do 20 proc. w 2021 roku), co oznacza wzrost mocy zainstalowanej do kilkunastu procent rocznie. W rankingu pojawią się także nowoczesne elektrownie na węgiel kamienny, które będą wytwarzać ze sprawnością o jedną trzecią wyższą, niż obecnie funkcjonujące instalacje.

          Do tego dojdzie produkcja energii w nowych elektrociepłowniach. Zimą wytwarzana w nich energia jest niemal odpadem, dlatego one także będą w rankingu cenowym na dobrych pozycjach. Sytuację pogłębiłaby jeszcze budowa elektrowni atomowej, która wytwarza energię przy kosztach zmiennych na poziomie ok. 40-60 zł/MWh.

          Stosunkowo niewielki wpływ na sytuację będzie miało wyłączanie w latach 2016-2017 kolejnych bloków energetycznych nie spełniających unijnych standardów emisyjności. Produkowana w nich energia i tak jest już na tyle droga, że rzadko znajdują się one w rankingu cenowym na pozycji wytwórców. Planowane wyłączenia mogą mieć jedynie wpływ na cenę szczytową energii i to pod warunkiem, że do tego czasu nie uda nam się oddać nowych mocy zapewniających bezpieczeństwo albo podpisać umów na awaryjne obniżanie zużycia przez największych odbiorców przemysłowych (tzw. negawaty).

          Ceny paliw

          Presję na obniżkę cen energii, przynajmniej w horyzoncie średnioterminowym, będzie wywierać przecena surowców energetycznych. Wycena węgla kamiennego na światowych rynkach w ciągu ostatniego roku poleciała w dół o niemal jedną trzecią. – Węgiel na światowych rynkach tanieje, ponieważ Amerykanie zmniejszyli jego zużycie, w związku z wydobyciem gazu łupkowego. Wkrótce sytuacja może jednak wrócić do normy, bo część kopalni dostosowuje się do spadku popytu i zmniejsza produkcję – tłumaczy Oldag Caspar z instytutu Germanwatch w Berlinie.

          Za dalszymi spadkami cen surowców energetycznych przemawiać będą jednak uruchomienie w USA terminali eksportowych gazu w postaci skroplonej (LNG) oraz rozpoczęcie produkcji ropy niekonwencjonalnej.

          Do tej pory światowa przecena węgla kamiennego nie wpłynęła na polski rynek. Wręcz odwrotnie, w tym roku PGE kupiła węgiel o 10 proc. drożej, niż rok temu. Jednak wszystkie największe grupy energetyczne otwarcie mówią już o potrzebie negocjacji cenowych i oczekiwaniach obniżek ze strony polskich kopalni, które dostarczają blisko 90 proc. węgla kamiennego dla energetyki.

          Pozwolenia na emisję CO2

          Do spadku cen energii w ostatnim roku przyczyniły się taniejące uprawnienia do emisji dwutlenku węgla. Jednostki EAU potaniały w ciągu roku z niemal 40 zł/t CO2 do 27 zł/t CO2. To oznacza zmniejszenie kosztów produkcji energii w elektrowniach węglowych o ok. 11 zł/MWh.

          Spadek zużycia

          W październiku krajowe zużycie energii spadło o 1,35 proc. rok do roku. W ciągu pierwszych dziesięciu miesięcy zmniejszyło się o 0,28 proc. w stosunku do analogicznego okresu 2011 roku. Spowalniająca gospodarka i ograniczanie zużycia (maleje też w gospodarstwach domowych) jest kolejnym powodem do obniżek hurtowych cen energii elektrycznej.

          Sąsiedzi

          Chociaż polska energia jest o ok. 10 proc. tańsza od tej, sprzedawanej na giełdach w Niemczech, Czechach i na Słowacji, to jednak jest z nimi stosunkowo mocno skorelowana. A to kolejny impuls do spadków notowań energii. Cena będzie bowiem tanieć zarówno u zachodnich, jak i południowych sąsiadów. Efektem niemieckiej Energiewende (transformacji z energetyki atomowej i węglowej do odnawialnej), podobnie jak w Polsce, jest „wypychanie” z rankingu cenowego droższych, gazowych elektrowni, na rzecz tańszych (w eksploatacji) odnawialnych źródeł energii.

          Do kolejnych spadków cen mogą przyczynić się także połączenia transgraniczne z Ukrainą, Litwą i Obwodem Kaliningradzkim. To pierwsze, ze względu na możliwości importu stosunkowo taniej energii, nieobjętej systemem handlu emisjami CO2. Natomiast dwa kolejne, ze względu na tanią (operacyjnie) energię z budowanej właśnie Bałtyckiej Elektrowni Atomowej.

          Za tanio?

          Tania energia cieszy odbiorców, zwłaszcza tych energochłonnych, dla który cena energii ma istotny udział w kosztach produkcji. Bynajmniej nie wszyscy są jednak z tej sytuacji zadowoleni.

          Taniejąca energia to prawdziwy problem dla inwestorów i, paradoksalnie, zagrożenie dla bezpieczeństwa energetycznego. Oczekiwania co do cen sprawiają, że nowe bloki energetyczne są nieopłacalne. O tym, że „pod kreską” znajdzie się między innymi nowy blok w elektrowni Kozienice pisaliśmy w zeszłym tygodniu. Podobny los może spotkać także wartą 11 mld zł inwestycję w Opolu.

          Nie inaczej będzie z projektem atomowym. Jeżeli polska elektrownia jądrowy powstanie, wówczas sama „wypchnie” z rankingu cenowego kolejne, droższe w użyciu, bloki węglowe. W rezultacie może się okazać, że cena spadnie do poziomu, który nie zapewni zwrotu z zainwestowanego kapitału. Dlatego PGE coraz częściej wspomina o cenach gwarantowanych dla elektrowni atomowej, bez których w ogóle może nie powstać.

          Problem efektu merit order jest jednym z kluczowych zagadnień dyskusji na temat rynku energetycznego naszych zachodnich sąsiadów. W Niemczech, podobnie jak w Polsce, inwestycje w nowe elektrownie gazowe są nieopłacalne, ale konieczne, ze względu na potrzebę bilansowania zmiennej produkcji ze źródeł odnawialnych. – Jednym z rozwiązań jest stworzenie rynku mocy, czyli subsydiowania energetyki gazowej. Dyskutujemy jednak przede wszystkim na temat tego, jaki stworzyć model nowego rynku, aby cena energii przy 100 proc. udziale energetyki odnawialnej nie wyniosła zero – mówi Tobias Pforte-von Randow z berlińskiego Germanwatch. – Ten kto wymyśli jak to zrobić, będzie bardzo bogaty.

          Rozwiązania problemu opłacalności inwestycji potrzebuje też polski rynek.

          Wówczas warunki na rynku WK były takie:
          Węgiel w PGE – 3 ostatnie miesiące
          Cena za tonę 296,23 zł – 2012
          257,92 zł/t – 2011
          Wzrost r/r o 13%

          – 9 miesięcy roku
          290,86 zł/t – 2012
          261,55 zł/t – 2011
          Wzrost r/r o 10 proc.

          • @ Bartłomiej Derski
            Bardzo interesujący tekst, który naświetlił mi pewien problem, którego wcześniej nie dostrzegłem problem w tym, że całkowicie zapomniał Pan o dwóch sprawach. Pierwsza sprawa to, że Unia wymusza na nas zamykanie starych elektrownii. Tak, więc stare zdekapitalizowane elektrownie będą wyłączane, a w ich miejsce wchodzić będą nowe elektrownie, które będą wytwarzały DROŻSZY prąd, dodatkowo wraz z rozwojem OZE będziemy potrzebowali więcej elektrowni gazowych jako back-upu, nowe elektrownie gazowe będą produkowały DROŻSZY prąd. Tak więc gdyby PGE budowały nowe elektrownie, które musiałyby konkurować ze starymi to rzeczywiście PGE miałaby straszne problemy finansowe ponieważ nowo zbudowane elektrownie nie byłyby w stanie konkurować cenowo z tymi starymi, jednakże stare będą wyłączane więc takiej konkurencji nie będzie. No chyba, że zakładamy trwały spadek zużycia prądu w Polsce i że na rynku pojawi się więcej prądu z nowych elektrowni niż było ze starych. Taki scenariusz uważam za mało realny. Co więcej wraz z powstawaniem nowych elektrownii rośnie szansa na to, że pge dostanie zgodę na wyłączenie dolnej odry. O ile muszę Panu przyznać 100% rację odnośnie tego, że nie doceniłem znaczenia spadku cen węgla na konkurencyjność nowopowstających elektrownii to dalej nie rozumiem jak spadek cen WK miałby się negatywnie odbić na rentowności elektrownii WB. Oczywiście gdyby ceny energii spadały to rentowność WB leci w dół, jednakże ciężko mi sobie wyobrazić żeby ceny energii leciały w dół w sytuacji, gdyby będą przeprowadzane tak wielkie inwestycje. Porównanie do Niemiec jest chybione ponieważ w niemczech już w 2014 wiatr i pv miały zainstalowaną moc 70GW czyli tyle ile wynosi szczytowe zapotrzebowanie. U nas wiatr dobija do 20% mocy szczytowych, a pv praktycznie nieistnieje. Warto też pamiętać o sile pge wynikającej z jej kapitalizacji, wysokienapięcie nie tak dawno zamieściło informacje na temat kapitalizacji spółek energetycznych, spadajaca wartosc taurona, energii i enei moze doprowadzic do sytuacji, w której nie będą one mogły się zadłużać w celu wymiany starych bloków na nowe, wyłączenie starych bloków tych 3 koncernów przy jednoczesnym braku nowych sprawi, że wzrośnie udział w rynku pge, a wtedy nawet przy niższej marży możliwe będą większe zyski.

          • [quote name=”Robert”]@ Bartłomiej Derski
            Bardzo interesujący tekst, który naświetlił mi pewien problem, którego wcześniej nie dostrzegłem problem w tym, że całkowicie zapomniał Pan o dwóch sprawach. Pierwsza sprawa to, że Unia wymusza na nas zamykanie starych elektrownii. Tak, więc stare zdekapitalizowane elektrownie będą wyłączane, a w ich miejsce wchodzić będą nowe elektrownie, które będą wytwarzały DROŻSZY prąd, dodatkowo wraz z rozwojem OZE będziemy potrzebowali więcej elektrowni gazowych jako back-upu, nowe elektrownie gazowe będą produkowały DROŻSZY prąd. Tak więc gdyby PGE budowały nowe elektrownie, które musiałyby konkurować ze starymi to rzeczywiście PGE miałaby straszne problemy finansowe ponieważ nowo zbudowane elektrownie nie byłyby w stanie konkurować cenowo z tymi starymi, jednakże stare będą wyłączane więc takiej konkurencji nie będzie. No chyba, że zakładamy trwały spadek zużycia prądu w Polsce i że na rynku pojawi się więcej prądu z nowych elektrowni niż było ze starych. Taki scenariusz uważam za mało realny. Co więcej wraz z powstawaniem nowych elektrownii rośnie szansa na to, że pge dostanie zgodę na wyłączenie dolnej odry. O ile muszę Panu przyznać 100% rację odnośnie tego, że nie doceniłem znaczenia spadku cen węgla na konkurencyjność nowopowstających elektrownii to dalej nie rozumiem jak spadek cen WK miałby się negatywnie odbić na rentowności elektrownii WB. Oczywiście gdyby ceny energii spadały to rentowność WB leci w dół, jednakże ciężko mi sobie wyobrazić żeby ceny energii leciały w dół w sytuacji, gdyby będą przeprowadzane tak wielkie inwestycje. Porównanie do Niemiec jest chybione ponieważ w niemczech już w 2014 wiatr i pv miały zainstalowaną moc 70GW czyli tyle ile wynosi szczytowe zapotrzebowanie. U nas wiatr dobija do 20% mocy szczytowych, a pv praktycznie nieistnieje. Warto też pamiętać o sile pge wynikającej z jej kapitalizacji, wysokienapięcie nie tak dawno zamieściło informacje na temat kapitalizacji spółek energetycznych, spadajaca wartosc taurona, energii i enei moze doprowadzic do sytuacji, w której nie będą one mogły się zadłużać w celu wymiany starych bloków na nowe, wyłączenie starych bloków tych 3 koncernów przy jednoczesnym braku nowych sprawi, że wzrośnie udział w rynku pge, a wtedy nawet przy niższej marży możliwe będą większe zyski.[/quote]
            I znowu nie do końca się z Panem zgodzę. Na pewno właściciel nowej elektrowni potrzebuje znacznie wyższych cen sprzedaży (droższej energii na rynku) aby inwestycja się mu spłaciła (vide opory części prezesów w zainwestowaniu w Opole, Turów i Kozienice – wynikały m.in. z oczekiwań co do cen w przyszłości). Jednak koszty zmienne jego produkcji są znacznie niższe od starych elektrowni na to samo paliwo – po prostu nowe bloki z 1 tony węgla (a to prawie cały koszt zmienny) wyprodukują o 30% więcej energii. A więc nowe bloki są konkurencyjne i będą produkować energię = mieścić się w merit order. Efekt dla rynku? Ceny będą spadać… Moim zdaniem – kiedyś tę myśl muszę rozwinąć w tekście – na rynku gdzie musi występować niemal permanentna nadpodaż mocy produkcyjnych (aby nie dochodziło do 20 st zasilania, a DSR nie jest jeszcze rozwinięty itd) nie da się normalnie funkcjonować. Z ekonomicznego punktu widzenia pełna liberalizacja rynku energii (no może poza kilkudziesięcioma systemami wsparcia tego i owego) to szaleństwo, bo to nie jest do końca rynek taki, jak rynek pomidorów. Ale od lat 90. panuje w Europie przekonanie, że może być. Efekt jaki jest, każdy widzi.

            Tak więc wracając do meritum – nowe elektrownie i zamykanie starych w obecnym modelu rynku (opartym o merit order, czyli ceny krańcowe) będą tylko dołować ceny, zamiast je podnosić. Aż w końcu już nawet podrasowany excel nie będzie chciał pokazać, że kolejna elektrownia ma cień szansy się opłacać i będziemy musieli coś z tym bałaganem zrobić, bo same OZE wbrew pozorom też nigdy rynku niewymagającego interwencji nie stworzą. Choćby nie potrzebowały już dotacji, to wciąż problem nierównoczesności popytu i podaży i konieczność rezerwowania mocy będzie uniemożliwiał działanie rynku takim, jakim go sobie Smith wymyślił. Teoretycznie mogłyby to załatwić kosmicznie wysokie ceny w szczytach, ale trudno sobie to wyobrazić, bo potrzebne byłyby np. tak wysokie ceny, aby opłacało się wybudować i utrzymywać elektrownię tylko na kilkanaście-klikadziesiąt godzin pracy w roku – ceny wtedy pewnie musiałyby iść w dziesiątki, jeśli nie setki tysięcy złotych za MWh, bo musiałyby uwzględniać też ryzuko inwestora, że w tym roku jednak nic nie zarobi, bo przy tak wysokich cenach zadziała jednak efekt popytowy i dojdzie do redukcji zapotrzebowania. Te kilkadziesiąt godzin w roku można by oczywiście „ściąć” DSM-em, ale czy na pewno każdy szczyt będziemy wstanei w ten sposób ściąć? Pomaga też oczywiście nierównoczesność zużycia i produkcji w ościennych krajach (i rozwój sieci przesyłowych miedzy nimi), ale jak to z falami – skoro się niwelują, to kiedyś mogą się też na siebie nałożyć – to znowu oznacza, że musimy mieć coś w zapasie np. na wyjątkowy dzień w roku, albo wyjątkowy dzień w dekadzie (rezerwę mocy albo DSM) i za to musimy zapłacić. Przepraszam, ale chyba z tym wywodem już trochę za daleko wyszedłem poza naszą dyskusję 🙂

            Co do porównania z Niemcami – nie jest ono bynajmniej chybione. To, że w 2012 roku mieli troche ponad 2 wyższy udział OZE w produkcji prądu, to nie znaczy, że u nas ten problem nie zaczął wtedy być widoczny. Idziemy dokładnie tą samą drogą, co nasi sąsiedzi. Dobrze widać to chociażby po wynikach spółek energetycznych opierających produkcję o paliwa konwencjonalne (PGE, ZE PAK), które odpisują je podobnie, jak RWE, E.ON, Vattenfall i in.

          • [quote name=”Bartłomiej Derski”][quote name=”Robert”]@ Bartłomiej Derski
            Bardzo interesujący tekst, który naświetlił mi pewien problem, którego wcześniej nie dostrzegłem problem w tym, że całkowicie zapomniał Pan o dwóch sprawach. Pierwsza sprawa to, że Unia wymusza na nas zamykanie starych elektrownii. Tak, więc stare zdekapitalizowane elektrownie będą wyłączane, a w ich miejsce wchodzić będą nowe elektrownie, które będą wytwarzały DROŻSZY prąd, dodatkowo wraz z rozwojem OZE będziemy potrzebowali więcej elektrowni gazowych jako back-upu, nowe elektrownie gazowe będą produkowały DROŻSZY prąd. Tak więc gdyby PGE budowały nowe elektrownie, które musiałyby konkurować ze starymi to rzeczywiście PGE miałaby straszne problemy finansowe ponieważ nowo zbudowane elektrownie nie byłyby w stanie konkurować cenowo z tymi starymi, jednakże stare będą wyłączane więc takiej konkurencji nie będzie. No chyba, że zakładamy trwały spadek zużycia prądu w Polsce i że na rynku pojawi się więcej prądu z nowych elektrowni niż było ze starych. Taki scenariusz uważam za mało realny. Co więcej wraz z powstawaniem nowych elektrownii rośnie szansa na to, że pge dostanie zgodę na wyłączenie dolnej odry. O ile muszę Panu przyznać 100% rację odnośnie tego, że nie doceniłem znaczenia spadku cen węgla na konkurencyjność nowopowstających elektrownii to dalej nie rozumiem jak spadek cen WK miałby się negatywnie odbić na rentowności elektrownii WB. Oczywiście gdyby ceny energii spadały to rentowność WB leci w dół, jednakże ciężko mi sobie wyobrazić żeby ceny energii leciały w dół w sytuacji, gdyby będą przeprowadzane tak wielkie inwestycje. Porównanie do Niemiec jest chybione ponieważ w niemczech już w 2014 wiatr i pv miały zainstalowaną moc 70GW czyli tyle ile wynosi szczytowe zapotrzebowanie. U nas wiatr dobija do 20% mocy szczytowych, a pv praktycznie nieistnieje. Warto też pamiętać o sile pge wynikającej z jej kapitalizacji, wysokienapięcie nie tak dawno zamieściło informacje na temat kapitalizacji spółek energetycznych, spadajaca wartosc taurona, energii i enei moze doprowadzic do sytuacji, w której nie będą one mogły się zadłużać w celu wymiany starych bloków na nowe, wyłączenie starych bloków tych 3 koncernów przy jednoczesnym braku nowych sprawi, że wzrośnie udział w rynku pge, a wtedy nawet przy niższej marży możliwe będą większe zyski.[/quote]
            I znowu nie do końca się z Panem zgodzę. Na pewno właściciel nowej elektrowni potrzebuje znacznie wyższych cen sprzedaży (droższej energii na rynku) aby inwestycja się mu spłaciła (vide opory części prezesów w zainwestowaniu w Opole, Turów i Kozienice – wynikały m.in. z oczekiwań co do cen w przyszłości). Jednak koszty zmienne jego produkcji są znacznie niższe od starych elektrowni na to samo paliwo – po prostu nowe bloki z 1 tony węgla (a to prawie cały koszt zmienny) wyprodukują o 30% więcej energii. A więc nowe bloki są konkurencyjne i będą produkować energię = mieścić się w merit order. Efekt dla rynku? Ceny będą spadać… Moim zdaniem – kiedyś tę myśl muszę rozwinąć w tekście – na rynku gdzie musi występować niemal permanentna nadpodaż mocy produkcyjnych (aby nie dochodziło do 20 st zasilania, a DSR nie jest jeszcze rozwinięty itd) nie da się normalnie funkcjonować. Z ekonomicznego punktu widzenia pełna liberalizacja rynku energii (no może poza kilkudziesięcioma systemami wsparcia tego i owego) to szaleństwo, bo to nie jest do końca rynek taki, jak rynek pomidorów. Ale od lat 90. panuje w Europie przekonanie, że może być. Efekt jaki jest, każdy widzi.

            Tak więc wracając do meritum – nowe elektrownie i zamykanie starych w obecnym modelu rynku (opartym o merit order, czyli ceny krańcowe) będą tylko dołować ceny, zamiast je podnosić. Aż w końcu już nawet podrasowany excel nie będzie chciał pokazać, że kolejna elektrownia ma cień szansy się opłacać i będziemy musieli coś z tym bałaganem zrobić, bo same OZE wbrew pozorom też nigdy rynku niewymagającego interwencji nie stworzą. Choćby nie potrzebowały już dotacji, to wciąż problem nierównoczesności popytu i podaży i konieczność rezerwowania mocy będzie uniemożliwiał działanie rynku takim, jakim go sobie Smith wymyślił. Teoretycznie mogłyby to załatwić kosmicznie wysokie ceny w szczytach, ale trudno sobie to wyobrazić, bo potrzebne byłyby np. tak wysokie ceny, aby opłacało się wybudować i utrzymywać elektrownię tylko na kilkanaście-klikadziesiąt godzin pracy w roku – ceny wtedy pewnie musiałyby iść w dziesiątki, jeśli nie setki tysięcy złotych za MWh, bo musiałyby uwzględniać też ryzuko inwestora, że w tym roku jednak nic nie zarobi, bo przy tak wysokich cenach zadziała jednak efekt popytowy i dojdzie do redukcji zapotrzebowania. Te kilkadziesiąt godzin w roku można by oczywiście „ściąć” DSM-em, ale czy na pewno każdy szczyt będziemy wstanei w ten sposób ściąć? Pomaga też oczywiście nierównoczesność zużycia i produkcji w ościennych krajach (i rozwój sieci przesyłowych miedzy nimi), ale jak to z falami – skoro się niwelują, to kiedyś mogą się też na siebie nałożyć – to znowu oznacza, że musimy mieć coś w zapasie np. na wyjątkowy dzień w roku, albo wyjątkowy dzień w dekadzie (rezerwę mocy albo DSM) i za to musimy zapłacić. Przepraszam, ale chyba z tym wywodem już trochę za daleko wyszedłem poza naszą dyskusję 🙂

            Co do porównania z Niemcami – nie jest ono bynajmniej chybione. To, że w 2012 roku mieli troche ponad 2 wyższy udział OZE w produkcji prądu, to nie znaczy, że u nas ten problem nie zaczął wtedy być widoczny. Idziemy dokładnie tą samą drogą, co nasi sąsiedzi. Dobrze widać to chociażby po wynikach spółek energetycznych opierających produkcję o paliwa konwencjonalne (PGE, ZE PAK), które odpisują je podobnie, jak RWE, E.ON, Vattenfall i in.[/quote]

            Pozwolę sobie zacytować prezesa TGPE: Jeśli przyjmiemy, że węgiel będzie po 9 zł/GJ i w związku z tym koszty zmienne będą rzędu 90 zł/MWh to jeżeli blok będzie pracował miedzy 5 a 7 tys. godzin rocznie, a jest taka opcja, że będzie to raczej 5 niż 7 tys. godzin, a może nawet mniej, to żeby pokryć koszty inwestycyjne, cena energii musiałaby wynosić 220 zł/MWh przy 7 tys. godzin pracy, a prawie 300 zł/MWh przy 5 tys. godzin i jest to cena bez CO2.

            Tak, więc branżowi eksperci nie podzielają Pana optymizmu co do spadku cen energii w wyniku budowy nowych bloków. Dlaczego? Myślę, że jest to dosyć łatwo policzyć. Otóż kozienicki blok będzie potrzebował około 25% węgla mniej na wytworzenie 1 thw niż obecne elektrownie. Enea zawarła kontrakt z bogdanką na zakup węgla. Kontrakt ten opiewa na 2 mln ton, dlatego oszczędność węgla to 0,5 mln ton. Węgiel dla elektrowni chodzi już po mniej jak 200 złotych za tonę, dlatego energa oszczędzi na zakupach węgla 100 mln złotych, a koszt elektrownii to – jak dobrze pamiętam – ponad 6 miliardów. Nie potrafię określić ile korzyści przyniosą inne koszty zmienne, ale skoro twierdzi Pan, że zakup węgla to ,,prawie cały koszt zmienny” co jest chyba nie do końca prawdą, chyba że jako koszt zmienny nie uwzględnia Pan zakupu uprawnień do co2. Nawet jednak uwzględniając, że nowe kozienice będą potrzebowały mniej uprawnień do co2 to i tak nie sądzę, żeby kiedykolwiek kozienice osiągnęły rentowność. A co do budowy nowych bloków w Opolu to nie wiem czy Pan pamięta, ale decyzja o budowie została podjęta dopiero po tym jak KW zgodzila się sprzedawać węgiel przez 20 lat poniżej ówczesnych cen rynkowych. PGE mogło wtedy liczyć, że niższa cena węgla plus niższe zuzycie plus mniej uprawnień do co2 zapewnią temu projektowi rentowność. Najprawdopodobniej pomylili się ponieważ obecne ceny węgla są jeszcze niższe niż były w czasie podpisywanie kontrkatu z kompania. I dlatego nie jestem w stanie zrozumieć, dlaczego Pani Justyna napisała, że utrzymanie się obecnego poziomu węgla to dla pge wariant optymistyczny. Tylko dalsze obniżanie cen węgla i wzrost ceny energii może zapewnić nowym blokom w opolu rentowność.
            Odnośnie kolejnego fragmentu to rzeczywiście wyszedł Pan po za naszą dyskusję, ale z tym co Pan napisał zgadzam się w 100%, co gorsza nie widzę, żeby ktokolwiek w energetyce czy rzązie miał jakikolwiek pomysł, który byłby przynajmniej wstępem do dyskusji co zrobić, żeby nie zabrakło nam energii w szczytach i żeby ta energia nie była kosmicznie droga. Osobiście przy obecnej technologii nie widzę innego rozwiązania niż negawaty i połączenia transgraniczne.
            Co do porównania z Niemcami to nie mogę się z Panem zgodzić, w Niemczech już w 2014 moc pv przekroczyła 30 GW, a jako górną granicę Niemcy ustawili sobie bodajże 52 GW. Jeżeli więc maksymaklne zapotrzebowanie w niemczech to około 70 GW, to Niemcy swoje maksimum określili na poziomie 70% maksymalnego zapotrzebowania. Czy naprawde widzi Pan, że idziemy drogą na końcu której jest aż tak duży udział pv w ogólnej produkcji prądu? Dodatkowo już obecnie wiatr i słońce przy maksymalnym wykorzystaniu mogłyby zapewnić 100% szczytowego zapotrzebowania. Czy taka sytuacja kiedykolwiek będzie miała miejsce w Polsce? Przypominam, że prszyły rząd jest zwolennikiem ustawy, która pozwala na budowe wiatraków w odległosc 3 km od domu, tak wiec budowa wiatraków byłaby mozliwa na mniej niż 1% terytorium Polski. Nawet przyjmując wersję superoptymistyczną, że w Polsce będzie się dało postawić dużo wiatraków to i tak nie można powiedzieć, że idziemy drogą Niemiec. W polsce w 2020 15% energii będzie pochodziło ze źródeł odnawialnych w niemczech 35-40% a w kolejnych latachta różnica będzie tylko rosła. Tak, więc niestety nie mogę się z Panem zgodzić, że oze będzie miało aż tak pozytywny wkład w spadek hurtowych cen energii jak to ma miejsce w Niemeczech.

  4. It would have been nice if PGE had acted rationally in this fashion when the RES legislation was being considered. Now we face a system that will not produce a predictable amount of green energy at a predictable price. Auctions are the most unreliable means to meet EU targets. Setting reference prices only just before the auction means that developers of all RES technologies must make investments and financial commitments based on an unknown financial return on capital. This is problematic and will haunt the Polish support system for years.

    We will also see the complete collapse of new projects in 2016-2017, as they no longer will get support under the old system and the auction will not yet allow timely construction and opening of new projects.

    The nearly complete ignorance of the issues by the Polish Parliament – despite their taking all the time in the world to pass the law – is an embarrassment to all Poles and will have to be faced to fix the mess created.

    • [quote name=”Randy Mott”]developers of all RES technologies must make investments and financial commitments based on an unknown financial return on capital..[/quote]

      What a shame! What about other enterpreneurs ?
      All of the business should know financial return on capital before the investment? – that is obvious in socialistic economy.

      [quote name=”Randy Mott”]is an embarrassment to all Poles and will have to be faced to fix the mess created.[/quote]

      I can assure you that I’m a pole and do not feel embarrased 🙂

  5. Czyli PGE zrozumiało, że jesteśmy w Unii, w której obowiązują unijne przepisy. No rewelacja, co za tęgie mózgi tam siedzą.

  6. „Uświadamiając sobie brak realnego wpływu na unijne regulacje, racjonalne byłoby przyjęcie strategii podążania za liderem, czyli za rynkiem niemieckim. Kopiowanie strategii wdrażanych przez E.ON, RWE czy GDF Suez może okazać się wręcz nieuniknione.”

    A może zamiast „uświadamiać sobie”, że właściwie to my w tej EU możemy co najwyżej sprzątać (brak realnego wpływu) warto przyjrzeć się na co się piszemy podążając za pierwszym baranem w stadzie czy tam za liderem – jak kto woli ;).

    Po pierwsze każdy kraj ma prawo kształtować swój miks energetyczny zgodnie z własnym interesem i to jest nasze niezbywalne prawo. To co stało się na rynku EUA to zwykła „zmiana reguł w trakcie gry” i trzeba o tym jasno mówić – powołanie MSR i w ten sposób ręczne sterowanie podażą na rynku CO2 to nic innego jak przyjęcie zasad gospodarki centralnie sterowanej, która znamy w Polsce aż zbyt dobrze – czyli wyższość ideologii nad ekonomią. Jeśli jakiś cwaniak z Brukseli uzna, że EUA ma kosztować nie 8 a 80 EUR to wystarczy zdjąć z rynku odpowiednią ilość i sprawa załatwiona, kto się będzie przejmował kosztami – taki był pomysł na powołanie wspólnego rynku praw do emisji CO2 ? na to się pisaliśmy przystępując do wspólnej polityki redukcji emisji ? – chyba nie… Pomysł był taki, że to mechanizm rynkowy miał decydować gdzie i o ile najlepiej redukować emisje by osiągnąć założony cel.
    Liczę, że polskie władze (być może już nowe) nie będą w tej sprawie „podążać za liderem”.

    Trzeba zdawać sobie sprawę, że kopiowanie niemieckiego modelu rynku to wcale nie niższe ceny energii. Niemiecka energetyka jest tłusto dotowana (co zaniża cenę hurtowa energii) zarówno OZE jak i konwencjonalna! Konwencjonalna w różny sposób np. poprzez zawyżone opłaty za usługi systemowe itp. a sektor OZE dotowany w postaci 28 mld EUR (!!!) rocznie subsydiów z kasy detalicznych odbiorców (duży przemysł jest zwolniony z opłat OZE a jego udział ponoszą indywidualni odbiorcy). Czy naprawdę chcemy dążyć do takiego rynku ?

    Pomijam już fakt, że to oznacza uzależnienie się dostaw energii z zewnątrz bo w Polsce nie będzie się opłacało produkować z żadnego źródła (już przestaje się opłacać vide odpisy w PGE) – krótko mówiąc fikcję można utrzymywać jakiś czas ale ekonomii oszukać się nie da, niech nikt nie liczy na to, że niemiecki konsument będzie dopłacał do energii przesyłanej do Polski w dłuższym okresie wyjdzie tak jak z „tanim” gazem od naszych niegdysiejszych przyjaciół ze wschodu.

    • [quote name=”Matt”]”Uświadamiając sobie brak realnego wpływu na unijne regulacje, racjonalne byłoby przyjęcie strategii podążania za liderem, czyli za rynkiem niemieckim. Kopiowanie strategii wdrażanych przez E.ON, RWE czy GDF Suez może okazać się wręcz nieuniknione.”

      A może zamiast „uświadamiać sobie”, że właściwie to my w tej EU możemy co najwyżej sprzątać (brak realnego wpływu) warto przyjrzeć się na co się piszemy podążając za pierwszym baranem w stadzie czy tam za liderem – jak kto woli ;).

      Po pierwsze każdy kraj ma prawo kształtować swój miks energetyczny zgodnie z własnym interesem i to jest nasze niezbywalne prawo. To co stało się na rynku EUA to zwykła „zmiana reguł w trakcie gry” i trzeba o tym jasno mówić – powołanie MSR i w ten sposób ręczne sterowanie podażą na rynku CO2 to nic innego jak przyjęcie zasad gospodarki centralnie sterowanej, która znamy w Polsce aż zbyt dobrze – czyli wyższość ideologii nad ekonomią. Jeśli jakiś cwaniak z Brukseli uzna, że EUA ma kosztować nie 8 a 80 EUR to wystarczy zdjąć z rynku odpowiednią ilość i sprawa załatwiona, kto się będzie przejmował kosztami – taki był pomysł na powołanie wspólnego rynku praw do emisji CO2 ? na to się pisaliśmy przystępując do wspólnej polityki redukcji emisji ? – chyba nie… Pomysł był taki, że to mechanizm rynkowy miał decydować gdzie i o ile najlepiej redukować emisje by osiągnąć założony cel.
      Liczę, że polskie władze (być może już nowe) nie będą w tej sprawie „podążać za liderem”.

      Trzeba zdawać sobie sprawę, że kopiowanie niemieckiego modelu rynku to wcale nie niższe ceny energii. Niemiecka energetyka jest tłusto dotowana (co zaniża cenę hurtowa energii) zarówno OZE jak i konwencjonalna! Konwencjonalna w różny sposób np. poprzez zawyżone opłaty za usługi systemowe itp. a sektor OZE dotowany w postaci 28 mld EUR (!!!) rocznie subsydiów z kasy detalicznych odbiorców (duży przemysł jest zwolniony z opłat OZE a jego udział ponoszą indywidualni odbiorcy). Czy naprawdę chcemy dążyć do takiego rynku ?

      Pomijam już fakt, że to oznacza uzależnienie się dostaw energii z zewnątrz bo w Polsce nie będzie się opłacało produkować z żadnego źródła (już przestaje się opłacać vide odpisy w PGE) – krótko mówiąc fikcję można utrzymywać jakiś czas ale ekonomii oszukać się nie da, niech nikt nie liczy na to, że niemiecki konsument będzie dopłacał do energii przesyłanej do Polski w dłuższym okresie wyjdzie tak jak z „tanim” gazem od naszych niegdysiejszych przyjaciół ze wschodu.[/quote]
      Każdy rynek jest mniej lub bardziej przez kogoś regulowany.Jeśli jakaś firma udaje, że tego nie rozumie, to ja nie wróżę takiej firmie sukcesu. A sprawie naciskania na regulatora, to PGE akurat doskonale rozumie o co w tym chodzi (ma przynajmniej taką nadzieję).

  7. Firmy z USA-Australii-Polski planują rozpoczęcie w latach 2016/2021 budowy pierwszego zakładu produkcyjnego w Polsce, który pozwoli na zwiększenie mocy produkcyjnych spółki w Polsce. Nowa fabryka stworzy ok. 1900 nowych miejsc pracy, a w ciągu 5 lat ma zatrudniać od 32 do 190 tysięcy w Samej Polsce (szacunki mogą ulec zmianom), gałęź produkcyjna i serwisowa w tym spedycja poinformował Joseph Robert z Australii. Będzie to przełom energetyczny na Świecie. Firma wychodzi z urządzeniem, które ma produkować Energię elektryczną Absolutnie za Darmo, a koszt produkcji samych Generatorów jest niski.

    Oczywista sprawą jest, że za prąd w 1-wszych latach Klienci będą musieli zapłacić, ale cena spadnie do 50% jego Wartości (Obejmuje Polskę), a w następnych latach dystrybutorzy energii elektrycznej powinni opuścić cenę za energie do 25% i w tym będą mieli pracę około 32 tysięcy pracowników, firma posiada szeroki zakres urządzeń także będzie się rozbudowywać w szalonym tempie. W pierwszych latach produkcji zostaną wypuszczone z linii produkcyjnej mini Generatory, które produkują całkowicie za darmo prąd elektryczny, ci klienci będą mieli energię elektryczną absolutnie za Darmo zapłacą tylko za urządzenie i montaż.

    Do tej pory z Polskich zakładów wytwarzających energię elektryczną nie będzie zwolnień, a chcemy systematycznie przechwytywać tak wartościową wykfalifikowaną kadrę, ponadto należy do nich pierwszeństwo i do pracowników kopalni węgla kamiennego. – W zatrudnieniu będą potrzebni Tokarze, Ślusarze, Elektromechanicy, Mechanicy automatyki przemysłowej i urządzeń precyzyjnych, Mechanik precyzyjny, Mechanik-monter maszyn i urządzeń, Odlewnicy, Elektronicy, Elektrycy, Energetycy, Monterzy izolacji przemysłowych, Monterzy mechatronik, Logistycy, Kierowcy, Lakiernicy inżynierowie i kadra zarządzająca, etc. Technologia testowana była około 60 lat i mamy wyczerpujący powód, aby zacząć od zaraz wielkie zmiany w przemyśle energetycznym. Szacowana całkowita inwestycja od $1,5 do 19 miliardów w Samej Polsce, inwestycję mogą się zwiększyć. Sama technologia S.E.G. wytwarzania energii elektrycznej jest całkowicie czysta i w pełni ekologiczna.

    – Przyczyna jest już znana, także czekamy na poważne zgłoszenia Inwestorów z Polski, na wstępie chodzi nam o strefy specjalne dla zakładów produkcyjnych. Każda linia produkcyjna ma kosztować około $50 milionów, uzależnione będzie od Specjalnych Stref Ekonomicznych. Proszę pamiętać, że dystrybutorzy energii Elektrycznej nie zmienią się, System ma działać na takich samych zasadach przesyłu energii elektrycznej jak dzisiaj, tylko przy naszym planie: Generatory bedą cicho i czysto produkować energię elektryczną, CO2, spadnie nie mal natychmiast, a Polska będzie z tych pieniędzy, inwestować w inne źródło potrzeb, Zapraszam Inwestorów i Inwestora Strategicznego do Projektu, kontakt Joseph Robert Kozubek lub Jason Verbelli [email protected] , prosimy pamiętać o dopisku w korespondencji: ‚inwestycje energetyczne w Polsce” (źródło: RadioParrot.com)

Dodaj komentarz

Twój adres email nie zostanie opublikowany.

Patronat honorowy

Nasi partnerzy

PGEPG SilesiaPSE

Zamów Obserwator Legislacji Energetycznej

W przypadku problemów z serwisem transakcyjnym prosimy o kontakt mailowy: [email protected]