Najbardziej przykrą informację dla akcjonariuszy miał niemiecki RWE. Po raz pierwszy w swojej 60-letniej historii firma zanotowała stratę – 2,8 mld euro. Z 70 tys. załogi odeszło 4 tys. Pozostali europejscy giganci również mieli niewiele powodów do radości. Drugi niemiecki potentat – E.ON – ogłosił, że sprzedaż spadła o 10 mld euro, EBITDA o 1,4 mld. W 2012 r. w firmie pracowało 72 tys. ludzi, w 2013 – już o 10 tys. mniej. Z europejskich gigantów tylko francuski EDF, korzystający z taniego prądu z wybudowanych w latach 70. i 80. elektrowni atomowych, zanotował poprawę wyników. Kursy akcji firm energetycznych lecą na łeb na szyję. Jeszcze w 2008 r. akcje 20 największych firm z sektora tzw. utilities były warte ponad bilion euro! Dziś to blisko jedna trzecia tej sumy. Coxsię takiego stało, że firmy energetyczne, które niegdyś uchodziły za bezpieczną przystań dla inwestorów, stały się pułapką? Jak zwykle złożyło się na to kilka przyczyn. Najważniejszą z nich jest unijna polityka energetyczno-klimatyczna.
UJEMNE CENY PRĄDU
Unia Europejska walczyła i walczy o dwa wielkie cele. Pierwszy to obniżenie emisji dwutlenku węgla, drugi – budowa transgranicznego, ogólnounijnego rynku energii. Obniżeniu emisji służyło wprowadzenie systemu handlu uprawnień do emisji dwutlenku węgla oraz subsydiowanie odnawialnych źródeł energii – wiatru, słońca i biomasy – oraz zmniejszenie zużycia energii, czyli efektywność energetyczna. Subsydiowanie odnawialnych źródeł przyniosło nadspodziewanie dobre wyniki. Zwłaszcza w Niemczech, które przeznaczają na to ogromne sumy. Po awarii elektrowni atomowej w Fukushimie w 2011 r. rząd Angeli Merkel ogłosił Energiewende, czyli politykę transformacji energetycznej. Zamknięto najstarsze elektrownie atomowe w Niemczech, reszta ma zniknąć do 2020 r. Ich miejsce ma zająć właśnie energetyka odnawialna. Wiatr i słońce nic nie kosztują, ale wiatr wieje albo nie, słońce świeci, kiedy nie ma chmur, a magazynować energii elektrycznej na razie się nie da – nie ma takich możliwości technicznych. Elektrownie wiatrowe i słoneczne są więc mniej wydajne niż tradycyjne – węglowe, atomowe czy gazowe – bo działają średnio przez 20-30 proc. czasu. Żeby utrzymać się na rynku, potrzebują subsydiów. Tylko w 2013 r. dopłaty do energetyki odnawialnej nad Renem i Łabą pochłonęły 23 mld euro, w dodatku korzystają z pierwszeństwa dostępu do sieci. Zapłacili za to niemieccy konsumenci. Choć ceny na rynku hurtowym w Niemczech spadły z 55 do 40 euro za MWh, to w tym samym czasie o blisko 30 proc. wzrosły ceny dla firm i gospodarstw domowych.Niemcy mają dziś ponad 60 tys. MW mocy w elektrowniach wiatrowych i słonecznych, czyli dwa razy więcej niż wszystkie polskie siłownie. Kiedy wieje i świeci, prąd z Niemiec krąży po zachodniej Europie. Jest tani, bo niemieccy producenci dzięki hojnym subsydiom i tak wychodzą na swoje. W dodatku kryzys przyczyniłsię do spadku popytu na prąd, co także wpłynęło na spadek cen. Dochodzi do niezwykłych paradoksów. Kilkakrotnie zdarzyło się, że kiedy popyt był niski, ceny prądu na rynku hurtowym osiągnęły wartości ujemne. Właściciele wiatraków i paneli fotowoltaicznych musieli płacić operatorom sieci, żeby odebrali ich energię. Po prostu „nie zmieściła się” w sieci. Ujemne ceny zmuszają ich do wyłączenia instalacji, dzięki czemu sieć pozostaje stabilna.
NOWE ELEKTROWNIE NA STRATY
Gdy wiatr wieje i świeci słońce, Niemcy są w stanie się obejść bez większości elektrowni konwencjonalnych, które wtedy stoją bezczynnie. Potrzebne są dopiero wówczas, gdy nadchodzi wieczór i słońce przestaje świecić. Ludzie zapalają światła, włączają pralki i telewizory i nadchodzi tzw. szczyt wieczorny. To kolejna specyfika energetyki: zapotrzebowanie nie jest stałe w ciągu doby, ale ma swoje doliny i szczyty.
Elektrownie węglowe, gazowe i atomowe nie są projektowane i budowane po to, żeby pracować przez kilka godzin dziennie, wtedy gdy jest szczyt zapotrzebowania, bo wówczas po prostu nie opłacałoby się ich budować. Korporacje, które są ich właścicielami, decydują o zawieszaniu ich produkcji bądź nawet zamykaniu. E.ON ogłosił, że zlikwiduje elektrownie o mocy 13 tys. MW. Na podobny krok zdecydował się także RWE. Jednak najbardziej radykalne działania podjął francuski GDF Suez, który po prostu spisał na straty większość swoich elektrowni konwencjonalnych w Europie. Nawet nowiutkie, dopiero podłączone do sieci elektrownie w Rotterdamie i Wilhelmshaven (po 800 MW każda) zostały spisane na straty. Ich budowa pochłonęła 2,8 mld euro. W sumie francuski gigant odpisał aktywa warte 15 mld euro. I kurs akcji spółki zaczął rosnąć, mimo że wskutek odpisów GDF Suez miał 9,3 mld euro strat za 2013 r.
Zdaniem Grzegorza Górskiego, wiceprezesa GDF Suez Energy Europe, decyzje koncernu to bardzo mocny sygnał dla europejskich polityków, że doprowadzili do katastrofy energetyki konwencjonalnej w UE. – To, co było, już nie wróci – mówi Górski. Jego zdaniem czeka nas triumf energetyki odnawialnej i rozproszonej, zwłaszcza fotowoltaiki, która w nieprawdopodobnym tempie zwiększa wydajność. Podobną wizję prezentuje fińskie Fortum. Obie spółki planują pomagać gospodarstwom domowych i firmom w montowaniu paneli słonecznych na dachach i ścianach, obie też stawiają na efektywność energetyczną. Zdaniem Międzynarodowej Agencji Energii wskutek gwarantowanych na długie lata subsydiów do odnawialnych źródeł energii Europie nie uda się obniżyć cen prądu aż do 2030 r. To ma spore znaczenie dla przemysłu. W USA dzięki taniemu gazowi łupkowemu ceny prądu dla przemysłu spadają. To zwiększa atrakcyjność Ameryki jako miejsca do inwestowania.
POLSKA IDZIE POD PRĄD
Jak to, co dzieje się w Europie Zachodniej, wpłynie na Polskę? Nasz kraj jest w specyficznej sytuacji. Energetykę czeka wielka transformacja. Do 2020 r. musimy wymienić ok. 6 tys. MW starych, wybudowanych jeszcze w PRL siłowni, które dożywają już swych dni, w dodatku ich zamknięciewymusza unijna dyrektywa.
Na ich miejsce powinny powstać nowe. Na razie powstają trzy – wszystkie budują spółki kontrolowane przez Skarb Państwa. W Kozienicach 1000 MW na węgiel za 6 mld zł buduje Enea, w Opolu 800 MW, również na węgiel, za ponad 11 mld zł – Polska Grupa Energetyczna, w Stalowej Woli 450 MW na gaz, za 1,9 mld zł – Tauron. Kilka innych bloków jest w planach. W sumie spółki wydadzą na nie 30-40 mld zł. Do tego dochodzi jeszcze elektrownia atomowa, której budowa ma się rozpocząć w ciągu kilku lat. Pochłonie od 35-50 mld zł. Jednak hurtowe ceny prądu w Polsce spadają. Jeszcze kilka lat temu dochodziły do 200 zł za MWh, dziś to zaledwie 150 zł. A na wielki wzrost nikt nie liczy. – Wszystko zależy od przyszłej ceny energii na rynku. Spółki energetyczne liczą na to, że od roku 2020 przekroczy ona 200 zł za MWh i będzie pięła się dalej w górę. Jednak mamy na dzisiaj zbyt wiele niewiadomych, by ocenić, na ile tak znaczne odbicie cen jest realne, szczególnie w świetle przyszłej rozbudowy interkonektorów z zagranicą do docelowych 30 proc. popytu na energię elektryczną w Polsce – tłumaczy Paweł Puchalski, analityk Domu Maklerskiego BZ WBK. Kiedy powstaną planowane interkonektory z Niemcami, tani, dotowany prąd z tego kraju może wyprzeć droższy, produkowany w kraju. Tak się stało w Belgii i Holandii. Polska budując elektrownie, idzie więc „pod prąd” europejskiego trendu. Oni zamykają, my budujemy. Pytanie, czy te nowe elektrownie będą rentowne, budzi wielkie emocje, nie tylko wśród energetyków. Poprzedni prezes PGE Krzysztof Kilian nie wierzył w ich opłacalność, dlatego chciał odwołać i rozbudowę elektrowni Opolu, i plany elektrowni atomowej. Wywołało to jednak wielkie niezadowolenie w rządzie, który bał się, że w takiej sytuacji w ciągu kilku najbliższych lat możemy mieć deficyt mocy w systemie. Premier Donald Tusk uznał, że nawet jeśli Kilian ma rację, to względy ekonomiczne muszą ustąpić przed bezpieczeństwem energetycznym. Kilian stracił więc posadę, a budowa Opola ruszyła.
Pytanie o sens budowy nowych elektrowni wciąż jest jednak aktualne, zwłaszcza że zachodnie koncerny, które także planowały ich budowę, wstrzymały wszystkie projekty. EDF zamroził rozbudowę elektrowni w Rybniku (900 MW), GDF Suez na Lubelszczyźnie ( 500 MW), Fortum – elektrociepłowni we Wrocławiu (400 MW). Czy prywatne firmy mają lepsze rozeznanie sytuacji? Czy też po prostu oportunistycznie wstrzymują się z decyzjami, kierując się czystym oportunizmem?
– Moim zdaniem nowe elektrownie konwencjonalne w Polsce nie mają szans na rentowność – mówi Górski. – W okresie chwilowej niepewności na rynku, gdy nie będzie wiadomo, czy deficyt energii rzeczywiście się pojawi, ceny pewnie wzrosną. Ale potem, gdy zaczną pracować nowe elektrownie, ceny znowu spadną, i to poniżej obecnych. Te bloki nie będą w stanie zapewnić zwrotu z kapitału. Nasze doświadczenia z elektrowniami w Rotterdamie i Wilhelmshaven są tu bardzo pouczające.
NIEMIECKI ZALEW PRĄDU
Pytanie, czy możemy sobie pozwolić na niebudowanie elektrowni. – W Polsce sytuację mamy taką, że moce konwencjonalne muszą powstać, czy nam się to podoba, czy nie – przekonuje Paweł Skowroński, wykładowca z Politechniki Warszawskiej i były wiceprezes PGE. – One za 30 lat być może zostaną wyłączone i zastąpione nowymi technologiami, o których jeszcze nie myślimy. Ale przez najbliższe 30 lat będą potrzebne. Skowroński przekonuje, że trzeba dla nich wprowadzić mechanizm wsparcia –rynek mocy, czyli dopłaty do mocy zabezpieczającej system energetyczny lub kontrakty różnicowe, czyli gwarantowane przez państwo ceny prądu produkowane w kilku nowych elektrowniach. Jeśli cena spadłaby poniżej np. 250 zł za MWh, to państwo dopłaciłoby różnicę. O tym, które elektrownie dostałyby takie wsparcie, mogłyby decydować aukcje – wygrywałaby najtańsza oferta. Oczywiście za takie wsparcie zapłaciliby konsumenci. Podobne debaty toczą się nie tylko w Polsce. Rządy niemal wszystkich krajów UE boją się, że zamykanie kolejnych elektrowni przez firmy może spowodować braki mocy w systemie. Rząd brytyjski wynegocjował wielki kontrakt z francusko-chińskim konsorcjum na budowę bloku jądrowego w Hinkley Point. Rząd zapewnił stałą cenę sprzedaży na 35 lat.
To jednak pomoc publiczna, na którą musi się zgodzić Komisja Europejska. Zresztą gotowa jest to zrobić, jej ostatnie propozycje wskazują też na zmniejszenie tempa rozwoju energetyki odnawialnej. Nie wiadomo, czy firmy energetyczne uznają, że to wystarczy, aby powrócić do starego dobrego węgla czy gazu.
Górski nie kryje sceptycyzmu. – Proponowane przez UE działania nic nie dadzą. Szkoda już się stała i jest nieodwracalna. Rynek, jaki znamy z przeszłości, już nigdy nie wróci. Nawet rynek mocy nie spowoduje, że pojawią się inwestycje w energetykę konwencjonalną, on pozwoli wyłącznie utrzymać istniejące elektrownie. Dla Polski najważniejszy jest rozwój sytuacji w Niemczech. Jeżeli Energiewende odniesie sukces i nad Łabą, Niemcy będą miały ogromne ilości taniej energii odnawialnej na eksport, która popłynie także do Polski. Kluczowy będzie rok 2020 – kiedy znikną ostatnie siłownie jądrowe. Wówczas się okaże, czy Niemcy są w stanie pokryć własne zapotrzebowanie.
W Polsce nie brakuje energetyków, którzy twierdzą, że prędzej czy później Niemcy zmienią kurs. Jeden z zachodnich instytutów obliczył, że jeśli propozycje Komisji Europejskiej dotyczące 2030 r. wejdą w życie, to do segmentu energetyki odnawialnej będziemy w Europie rocznie dopłacać ok. 70 mld euro. Energię elektryczną w UE mamy już dwa razy droższą niż w USA, a gaz ziemny trzy razy droższy. Jak długo europejska gospodarka to wytrzyma w obliczu globalnej konkurencji ? – pyta retorycznie Dariusz Marzec, wiceprezes PGE ds. strategii. Na razie jednak rząd niemiecki twardo zapowiada kontynuację Energiewende.
Autor jest redaktorem naczelnym portalu poświęconego energetyce Wysokienapiecie.pl
Artykuł ukazał się w jednym z ostatnich numerów tygodnika cyfrowego "Wprost Biznes"
Tygodnik dostępny jest w internecie
Tygodnik dostępny jest także na Facebooku