Dobra stara zasada nakazuje węgiel na zimę i futra kupować latem, zapewne dlatego Izba Gospodarcza Energetyki i Ochrony Środowiska u progu lata zorganizowała w Krakowie konferencję poświęconą inwestycjom w polskich elektrociepłowniach zawodowych.

Swoje plany i potrzeby inwestycyjne zaprezentowały cztery największe polskie elektrociepłownie: Zespół Elektrociepłowni Warszawskich funkcjonujący od niedawna pod nową nazwą Vattenfall Heat Poland, Elektrociepłownia „Kraków”, niedawno sprzedany zagranicznemu inwestorowi Zespół Elektrociepłowni Łódzkich, a także trzy mniejsze elektrociepłownie: Gorzów, Zielona Góra i Białystok.

EC Gorzów to pierwsza w Polsce elektrociepłownia wyposażona w blok prawo-gazowy, EC Zielona Góra to elektrociepłownia z najmłodszym blokiem parowo-gazowym zasilanym gazem zaazotowanym z lokalnego źródła, zaś EC Białystok korzysta z importowanego z Rosji węgla – znacznie bardziej kalorycznego i tańszego niż krajowy. O ile w energetyce zawodowej można spotkać podobne układy produkcyjne, o tyle każda z elektrociepłowni zawodowych to jak garnitur szyty na miarę aglomeracji, którą obsługuje. Każda z nich jest nieporównywalna, ma swoją historię i uwzględnia lokalne uwarunkowania oraz potrzeby.

Największe elektrociepłownie można jednak sprowadzić do wspólnego mianownika, który trafnie ujął Marian Augustyn – wiceprezes EC „Kraków”, że są za młode jeszcze na techniczną emeryturę, a za stare na bicie rekordów i techniczne fajerwerki. Z pragmatycznego punktu widzenia powinny doczekać śmierci technicznej. Dlatego największe zakłady nie zamierzają budować instalacji do odsiarczania spalin. W jednych zakładach nie ma miejsca na dodatkowa instalację technologiczną w innych uznano, że bezsensem finansowym byłoby budowanie nowej instalacji towarzyszącej podczas gdy instalacja zasadnicza ma przed sobą kilka, bądź najwyżej kilkanaście lat pracy.

Mało siarki dużo kalorii
Natomiast spełnienie norm ekologicznych zamierzają zrealizować poprzez spalanie niskosiarkowych gatunków węgla. Choć nie jest to... bezproblemowe. Niskosiarkowy węgiel jest znacznie bardziej kaloryczny i ma mniejszą zawartość popiołu, co stwarza dodatkowe kłopoty eksploatacyjne. A poza tym, skoro wszyscy będą chcieli palić niskosiarkowym węglem, to jego cena będzie rosła szybciej niż pozostałych gatunków węgla, a w ostateczności może go zabraknąć na rynku.

Większość elektrociepłowni przymierza się do współspalania biomasy. – Tylko – jak zauważył to Sławomir Krystek – dyrektor generalny IGEiOŚ, nie ma w Polsce – w tej chwili rzetelnego bilansu biomasy. Tak na dobrą sprawę nikt nie wie, ile jej jest i ile będzie jej mogło być. Wprawdzie politycy zapewniają, że będzie tyle, ile potrzeba, ale tylko w Biblii słowo stało się ciałem. Natomiast elektrociepłownia w Gorzowie zamierza sięgnąć po... węgiel brunatny z lokalnej, prywatnej kopalni.

Nie zabrakło też polemiki technicznej pomiędzy ekspertami dwóch działających w Polsce koncernów Vattenfall i EDF na temat sensu budowania zasobników ciepła w elektrociepłowniach. Skandynawski pogląd mówi, że trzeba je budować, francuski zaś, że to nie ma sensu. Padły też zarzuty pod adresem firm wykonawczych, że nie da się w Polsce na obecnym etapie zamówić czegokolwiek „pod klucz”. Niemal każda inwestycja, nawet nie największa, musi być sztukowana.

Bankowy optymizm
Optymizmem powiało natomiast ze strony sektora bankowego, a konkretnie ING Banku. Kazimierz Rajczyk, dyrektor utworzonego specjalnie pionu obsługi sektora energetycznego przyznał, że po latach powściągliwości, związanej z niepewnością co do funkcjonowania sektora energetycznego i przetarciu szlaków w konstrukcjach finansowych dotyczących inwestycji realizowanych już bez KFT, banki widzą dla siebie sens w finansowaniu inwestycji w obrębie energetyki. Potwierdził to specjalny raport przygotowany przez Laurenta Joureta z Credit Research Group, ING Wholesale Banking.

– Okazuje się spojrzenie na polską energetykę z perspektywy Amsterdamu czy Londynu przez osoby mające wyrobiony pogląd na temat rozwoju energetyki w innych krajach unijnych, jest znacznie korzystniejsze od naszego – mówi Kazimierz Rajczyk. Zwłaszcza, że zdaniem Berna van de Vrie, wiceprezesa zarządu ING Banku, energetyka jest dla tego banku jednym z kluczowych sektorów bankowości korporacyjnej. Przyczyniły się do tego pozytywne opinie agencji ratingowych. Ponadto – co warto zauważyć – ciepłownictwo dysponujące 5,1 GW mocy elektrycznej i 20 GW mocy termicznej jest najgłębiej sprywatyzowanym podsektorem polskiej energetyki. Prywatyzacja sięga tutaj 60 proc. i właścicielami większości polskich elektrociepłowni zawodowych są wielkie koncerny międzynarodowe, z którymi ING Bank współpracuje od dawna na rynkach macierzystych.

Polska energetyka jest interesującym partnerem, albowiem na tle wszystkich 25 państw UE plasuje się pod względem wielkości zainstalowanych mocy na 6 miejscu, po Niemczech, Francji, Wielkiej Brytanii, Włoszech i Hiszpanii, a przed Szwecją i Holandią. Jest więc jedynym krajem, spośród nowych członków, który swoim potencjałem nawiązał do wielkości producentów starej Unii. Z kolei zużycie energii elektrycznej w Polsce stawia ją na 7-8 miejscu z Holandią, a po Niemczech, Francji, Wielkiej Brytanii, Włoszech, Hiszpanii, Szwecji, a przed: Finlandią, Belgią, Austrią, Czechami, Grecją, Portugalią. Nadwyżki energii elektrycznej wytwarzanej w Polsce są z powodzeniem lokowane na rynku europejskim, albowiem polska energia słynie z tego, że jest najtańsza – zauważa Kazimierz Rajczyk.

W układzie europejskich producentów energii elektrycznej BOT plasuje się na 13 pozycji po m.in CEZ-ie, Fortum, EDP, SSE, zaś PKE zajmuje 17 miejsce po: Union Fenosa, Scottish Power, Essent. PAK natomiast notowany jest na 19 pozycji. Od PKE dzieli go jeszcze Nuon.

Natomiast jeśli popatrzymy na konsumpcję energii elektrycznej na 1 mieszkańca, polskie społeczeństwo jest najmniej „energożerne”. Mniej od Polaków konsumują energii elektrycznej tylko Litwini i Łotysze. To daje znaczny potencjał wzrostu, bo jeśli polska gospodarka – goniąc opóźnienia - będzie rozwijać się w tempie dwa razy szybszym niż gospodarka starej Unii, to będzie rosła także zamożność społeczeństwa i wyposażenie gospodarstw domowych w urządzenia elektryczne, a co za tym idzie - potrzeby energetyczne gospodarstw domowych. Pole do wzrostu dają także niskie ceny – choć to niemiła wiadomość i perspektywa dla odbiorców końcowych – ale będą one, w ślad za trendami europejskimi, rosły.

W styczniu 2005 roku średnia cena kilowatogodziny energii elektrycznej netto, a więc przed opodatkowaniem dla gospodarstw domowych wynosiła 5,83 eurocenta, znacznie poniżej średniej w UE-25, gdzie kształtowała się na poziomie 10,46 eurocenta. Średnia cena kilowatogdziny dla odbiorców przemysłowych wynosiła 5,55 eurocenta, wobec średniej unijnej 7,60 eurocenta. Plasuje to Polskę wśród najtańszych producentów energii elektrycznej w Europie. Jeśli jednak zderzymy z tym cenę brutto dla gospodarstw domowych uwzględniającą akcyzę i 22-procentowy podatek VAT - w połączeniu z parytetem siły nabywczej, to ceny te spychają już Polskę na 11 miejsce w UE, a więc do strefy stanów średnich. Według dokumentów rządowych, konieczne będą ostre pociągnięcia oszczędnościowe, bowiem w zderzeniu z potrzebami inwestycyjnymi energetyki, cena energii elektrycznej w ciągu najbliższych lat może ulec podwyższeniu o 15-20 proc. stawiając polskie gospodarstwa domowe w gronie najdroższych konsumentów. A co za tym idzie, skutecznie ostudzić apetyty konsumpcyjne.

Wielkie potrzeby
Według szacunków KPMG, potrzeby inwestycyjne polskiej energetyki związane tylko z zaspokojeniem wymogów ochrony środowiska sięgać będą w ciągu najbliższych 10 lat 2 do 4 mld euro. Podczas gdy dotychczasowe inwestycje w polskiej energetyce zabezpieczone głównie Kontraktami Długoterminowymi sięgały 4,5 mld euro. Znacznie więcej pieniędzy wymagać będą inwestycje w odbudowę mocy wytwórczych, zwłaszcza, że 60 proc. majątku wytwórczego w polskiej energetyce przekroczyło już wiek 25 lat. Na ten cel według szacunków KPMG w najbliższej dekadzie potrzeba będzie od 7 do 10 mld euro, tak więc łączne inwestycje wymagać będą kwoty od 9 do 14 mld euro. Szacunki polskiej firmy konsultingowej EPC są jeszcze obszerniejsze. Analitycy EPC mówią o potrzebach rzędu od 11 do 16 mld euro.

Modelem obowiązującym na rynkach starej Unii są struktury pionowo zintegrowane, świadczy o tym także ubiegłoroczna fala fuzji i przejęć w tym sektorze. Przekształcenia w polskiej energetyce też zmierzają w tym kierunku. Pojawienie się silnych, pionowo zintegrowanych podmiotów wraz z narodowym czempionem powinno mieć – według oceny analityków bankowych – znaczący wpływ także na jakość kredytowania, a także zwiększenie możliwości finansowania. Lecz wiąże się to z ryzykiem powstania rynku oligopolistycznego, czego efektem może być interwencja Komisji Europejskiej, a także powściągliwość ze strony inwestorów prywatnych. Dotychczasowi inwestorzy obecni na polskim rynku akceptują integrację pionową, ale pod warunkiem, że sami w tych procesach integracyjnych będą mogli uczestniczyć.

Dokończenie znajdziesz w wydaniu papierowym. Zamów prenumeratę miesięcznika ENERGIA GIGAWAT w cenie 108 zł za cały rok, 54 zł - za pół roku lub 27 zł - za kwartał. Możesz skorzystać z formularza, który znajdziesz tutaj

Zamów prenumeratę