Przeciąga się wielka reforma energetyki, a koncerny szykują plany awaryjne

Najwięksi krajowi wytwórcy energii – Polska Grupa Energetyczna, Tauron, Enea i Energa (należąca do Orlenu) – od kilku lat pracują nad wydzieleniem elektrowni opalanych węglem, a w przypadku PGE także kopalń węgla brunatnego. Ten pomysł powstał jeszcze za czasów rządów PiS, ale nie został zrealizowany. Nowa koalicja rządowa początkowo przekazywała sprzeczne sygnały w tej kwestii, jednak w maju tego roku powołano zespół w Ministerstwie Aktywów Państwowych, który ma przygotować plan wydzielenia aktywów węglowych z koncernów. Prace te jednak się przedłużają, a w nieoficjalnych rozmowach energetycy przyznają, że nadzieje na ukończenie reformy w 2025 r. są coraz mniejsze. Z tego powodu firmy opracowują już alternatywne plany na wypadek, gdyby musiały dłużej utrzymać elektrownie węglowe.

Taką możliwość potwierdza Tauron, który zarządza elektrowniami na południu Polski – w Jaworznie, Łaziskach Górnych, Będzinie i Trzebini.

– Rozważamy różne scenariusze dotyczące wyłączenia bądź dalszego funkcjonowania naszych elektrowni węglowych. Z ekonomicznego punktu widzenia najlepszym rozwiązaniem dla nas jest pełne wydzielenie wytwarzania opartego na węglu, co pozwoliłoby na szybszą transformację i odblokowanie możliwości pozyskania finansowania na inwestycje w innych obszarach działalności grupy. Analizujemy również inne opcje, w tym wydzielenie części aktywów, i prowadzimy w tej sprawie dialog z Ministerstwem Aktywów Państwowych. Jednocześnie pracujemy nad scenariuszami transformacji lub rozwoju dla lokalizacji z blokami węglowymi, aby wykorzystać ich potencjał do transformacji grupy oraz regionów, w których działamy – informuje biuro prasowe Tauronu.

Koncerny energetyczne deklarują, że najlepszym wyjściem byłoby przekazanie aktywów węglowych Skarbowi Państwa. Nie odbędzie się to jednak zgodnie z wcześniejszym planem rządu PiS, który zakładał stworzenie jednej państwowej spółki, do której miałyby trafić wszystkie elektrownie węglowe. Obecnie wykluwa się nowa koncepcja.

– PGE, we współpracy z rządem, kontynuuje prace nad nową koncepcją wydzielenia aktywów węglowych. Jest to niezbędne, aby odblokować możliwość finansowania kolejnych inwestycji w nisko- i zeroemisyjne źródła energii – zapewnia biuro prasowe Polskiej Grupy Energetycznej.

Wykres interaktywny

Pełny ekran

Ministerstwo Aktywów Państwowych: opóźnień nie ma

Dla koncernów energetycznych szybkie wydzielenie aktywów węglowych jest kluczowe, ponieważ obecnie mają one ograniczone możliwości pozyskiwania kredytów na inwestycje w odnawialne źródła energii czy rozwój sieci energetycznych. Coraz więcej banków i ubezpieczycieli odmawia współpracy z firmami korzystającymi z węgla.

Ministerstwo Aktywów Państwowych, pod którego nadzorem działa zespół odpowiedzialny za reformę energetyki, zapewnia, że prace przebiegają zgodnie z harmonogramem.

– Prace zespołu są w toku, nie możemy mówić o opóźnieniach – informuje biuro prasowe MAP.

Jednak ministerstwo nie zdradza, na jakim etapie są obecnie prace ani jaki kierunek przybierze reforma. – MAP w przypadku podjęcia jakichkolwiek wiążących decyzji będzie o nich informowało, aby mogły być przedyskutowane z interesariuszami, w tym stroną społeczną. Transformacja energetyczna musi przebiegać w dialogu i z uwzględnieniem potrzeb wszystkich stron – podkreśla zespół prasowy resortu.

Trzy lata względnego spokoju?

Zdaniem analityków, dla polskich spółek energetycznych najlepszym scenariuszem byłoby całkowite wydzielenie elektrowni i kopalń węglowych.

– Uwzględniając zapowiadane wsparcie z rynku mocy dla bloków węglowych, scenariusz pozostawienia tych aktywów w spółkach energetycznych na kolejne trzy lata byłby mniej korzystny, ale wciąż akceptowalny. Przez ten czas, o ile rządowe zapowiedzi zostaną zrealizowane, stare bloki węglowe miałyby zapewniony system wsparcia w postaci rynku mocy. Oznaczałoby to brak poważnych strat finansowych dla firm oraz możliwość finansowania inwestycji. Część nowych projektów mogą one realizować poza bilansem grupy, korzystając z modelu project finance. Dodatkowo Polska ma do dyspozycji ogromne środki z Krajowego Planu Odbudowy, które mogą wspierać inwestycje w sektorze energetycznym – mówi Paweł Puchalski, analityk Santander BM.

Sytuacja zmieni się po 2028 r., gdy wsparcie z rynku mocy ma wygasnąć.

– Brak wydzielenia aktywów węglowych będzie wtedy scenariuszem nieakceptowalnym i wysoce negatywnym dla wyników finansowych koncernów, zwłaszcza PGE i Enei, które poza elektrowniami mają także kopalnie węgla (PGE posiada kopalnie węgla brunatnego Bełchatów i Turów, a Enea – kopalnię węgla kamiennego Bogdanka). W tym samym czasie Tauron mógłby po prostu wyłączyć swoje bloki, co powoduje, że spółka ta jest obarczona nieporównywalnie niższym ryzykiem regulacyjnym. Zakładając, że produkcja energii z węgla będzie w Polsce dalej spadać, PGE i Enea mogą potencjalnie pozostać ze stałymi i znaczącymi kosztami związanymi z utrzymaniem kopalń, które nie będą mogły wykorzystać w pełni swoich zdolności wydobywczych – wyjaśnia Paweł Puchalski.

Stare bloki węglowe do zamknięcia

Utrzymanie bloków węglowych w strukturach spółek energetycznych nie tylko stanowiłoby problem dla samych firm, ale mogłoby również zagrozić bezpieczeństwu dostaw energii elektrycznej. Po wygaśnięciu wsparcia państwowego w postaci rynku mocy, wiele starych, wysokoemisyjnych elektrowni węglowych stanie się ekonomicznie nieopłacalnych. Dzięki rynkowi mocy bloki energetyczne dostają pieniądze za samą gotowość do pracy. To pomaga im przetrwać w sytuacji, gdy ich wykorzystanie gwałtownie spada z uwagi na coraz większą produkcję energii ze źródeł odnawialnych. Przykładowo, we wrześniu produkcja energii z węgla kamiennego spadła o 26 proc. w porównaniu do roku poprzedniego. W tym roku rynek mocy kosztował 6,1 mld zł. Rząd planuje przedłużenie wsparcia dla starych bloków węglowych do 2028 r., co oznacza, że w latach 2025-2028 wydatki na ten cel wyniosą od 8,5 do 9 mld zł rocznie, a koszty te zostaną przeniesione na odbiorców energii w rachunkach za prąd.

Wykres interaktywny

Pełny ekran

Koncerny już teraz przyznają, że nawet przedłużenie wsparcia do 2028 r. nie gwarantuje utrzymania wszystkich starych bloków węglowych.

– Kluczowym momentem będzie aukcja uzupełniająca rynku mocy, która ma się odbyć w pierwszym kwartale 2025 r. Dopiero po jej rozstrzygnięciu dowiemy się, które z naszych bloków o mocy 200 MW otrzymają wsparcie na kolejny rok i czy poziom wsparcia pozwoli zminimalizować ryzyko strat – wyjaśnia biuro prasowe Tauronu.

Sytuacja Elektrowni Siersza w Trzebini, w województwie małopolskim, jest szczególnie trudna. Zakład ten może zostać zamknięty z końcem 2025 r. O jego dalsze funkcjonowanie walczą lokalne związki zawodowe.

– W naszej ocenie zamknięcie takiego zakładu byłoby marnotrawieniem wspólnego majątku. Widzimy raczej potencjał rozwojowy w oparciu o istniejącą infrastrukturę. Do czasu uruchomienia elektrowni jądrowej, takie zakłady jak Elektrownia Siersza powinny być utrzymane. W okresie przejściowym można by zastąpić kotły węglowe instalacjami na gaz, wodór, biomasę, a nawet małe reaktory jądrowe. Przy relatywnie niewielkich kosztach można stworzyć nowoczesny zakład ekologiczny, oparty na krajowych surowcach – apeluje Piotr Krzemień, szef związku zawodowego Kontra w Elektrowni Siersza.

Jednak Tauron ocenia, że szanse na utrzymanie elektrowni są niewielkie.

– Z ekonomicznego punktu widzenia, w porównaniu do innych elektrowni węglowych startujących w aukcji uzupełniającej rynku mocy, szanse Elektrowni Siersza na uzyskanie wsparcia, które pokryłoby koszty, są niewielkie. Ostateczne decyzje zostaną podjęte po rozstrzygnięciu aukcji – wyjaśnia Tauron.

Podobny los może spotkać stare bloki węglowe w Rybniku i Gryfinie, które produkują także ciepło dla mieszkańców tych miejscowości. Ich właściciel – PGE – planuje je zamknąć z powodu "trwałej nierentowności". Produkcja energii elektrycznej ma zakończyć się tam z dniem 31 grudnia 2025 r., a produkcja ciepła 31 sierpnia 2026 r.

– Wyłączenie bloków węglowych w Elektrowni Dolna Odra i Elektrowni Rybnik nie wpłynie na bezpieczeństwo energetyczne Polski. W Gryfinie PGE zbudowało nowoczesną elektrownię gazową o mocy 1 366 MW. W Rybniku PGE buduje nową elektrownię gazową o mocy 880 MW, której uruchomienie planowane jest na koniec 2026 roku – tłumaczą służby prasowe PGE.

PGE, we współpracy z lokalnymi samorządami, opracowuje również plan, który ma zapewnić nieprzerwane dostawy ciepła dla mieszkańców Gryfina i Rybnika po zamknięciu obu elektrowni węglowych.

Energetycy liczyli na to, że państwo weźmie na siebie ciężar rozwiązania problemu starych bloków węglowych w ramach reformy sektora. Brak planu wydzielenia tych aktywów sprawia jednak, że decyzje o przyszłości poszczególnych elektrowni pozostają w gestii samych koncernów.

Główne wnioski

1. Przeciągają się prace w Ministerstwie Aktywów Państwowych nad planem wydzielenia elektrowni węglowych z koncernów energetycznych. Przedstawiciele spółek w nieoficjalnych rozmowach przyznają, że ich nadzieje na zrealizowanie reformy w 2025 r. już przygasły. Dlatego szykują alternatywne scenariusze na wypadek, gdyby zostały z aktywami węglowymi na dłużej.
2. – Prace zespołu są w toku, nie można mówić o opóźnieniach – zapewnia biuro prasowe MAP. Nie ujawnia jednak, na jakim etapie jest plan reformy branży energetycznej.
3. Według analityków pozostawienie bloków węglowych w koncernach przez najbliższe trzy lata byłby "w miarę akceptowalny". – Natomiast po 2028 r., po zakładanym wygaśnięciu obecnie sugerowanego kilkuletniego dodatkowego wsparcia rynku mocy, brak wydzielenia węglowych aktywów z grup energetycznych byłby scenariuszem nieakceptowalnym i silnie negatywnym dla wyników finansowych koncernów. Zwłaszcza dla PGE i Enei – przekonuje Paweł Puchalski, analityk Santander BM.