Koncepcja Wydzielenia Elektrowni Węglowych i Kopalń Węgla Brunatnego

Koncepcja wydzielenia elektrowni węglowych i kopalń węgla brunatnego z kontrolowanych przez państwo spółek energetycznych została wypracowana jeszcze za rządów PiS. Po zmianie władzy gotowy projekt trafił do kosza, ale nowa koalicja rządowa nie zarzuciła całkowicie pomysłu. Chce to tylko zrobić inaczej, dlatego od miesięcy trwają w tej sprawie prace w Ministerstwie Aktywów Państwowych. Finalnie koncerny mają uwolnić się od węglowych aktywów, co pozwoli im pozyskiwać finansowanie na inwestycje m.in. w zieloną energię. Prezes Polskiej Grupy Energetycznej Dariusz Marzec nie ukrywa, że sprawa jest pilna.

Mam nadzieję, że nastąpi to w przyszłym roku. Robimy wszystko, by zrealizować ten plan jak najszybciej i zachęcamy do tego polskie władze — mówił szef PGE w czerwcu w rozmowie z Business Insiderem. — Według mnie od dekad nie było większego wydarzenia w tym sektorze jak wydzielenie z koncernów węglowych aktywów — dodał.

Okazuje się jednak, że w budżecie państwa na realizację tego projektu nie przewidziano żadnych środków. Ogłosił to w ubiegłą środę minister finansów Andrzej Domański. — Trwa dyskusja, bierzemy w niej udział, ale nie mamy żadnego konkretnego modelu — dodał.

Na co konkretnie potrzebne są pieniądze? Na odkupienie od koncernów aktywów, czyli niemal 70 bloków energetycznych i dwóch kopalń węgla brunatnego. Projekt rządu PiS zakładał, że z tego tytułu spółki energetyczne otrzymają w sumie ok. 4 mld zł, z czego najwięcej Enea (3,1 mld zł). Z kolei PGE miała dostać 849 mln zł, Energa 153 mln zł, a Tauron zaledwie 1 zł. Te kwoty bazowały jednak na wycenie aktywów z połowy 2023 r. Od tamtego czasu sytuacja w energetyce węglowej tylko się pogarsza, bo rośnie produkcja energii z OZE. Konieczne są więc nowe wyliczenia, które mogą okazać się znacznie niższe.

Reforma wciąż możliwa do realizacji

Według ekspertów brak środków w budżecie państwa na reformę branży nie musi oznaczać, że nie zostanie ona zrealizowana w przyszłym roku.

— Nie wiemy dokładnie, do czego odnosił się minister finansów w swojej wypowiedzi. Być może chodziło o środki na spłatę zadłużenia przejmowanych przez państwo elektrowni węglowych. Nie wykluczam więc, że ostatecznie do wydzielenia aktywów węglowych z koncernów energetycznych i tak dojdzie, pomimo braku na to środków w budżecie państwa. Mogę sobie wyobrazić scenariusz przejęcia tych aktywów za symboliczną złotówkę albo skierowanie na ten cel pieniędzy z Krajowego Planu Odbudowy, bo przecież celem tego przedsięwzięcia jest transformacja energetyczna — komentuje Paweł Puchalski, analityk Santander BM.

Jak ustaliliśmy w spółkach energetycznych, scenariusz sprzedaży aktywów za złotówkę faktycznie leży dziś na stole. Jak słyszymy, chęć pozbycia się jak najszybciej węglowego balastu może być dla koncernów silniejsza niż walka o jak najwyższą cenę za zbywane elektrownie. Zresztą Tauron już wcześniej zgodził się na oddanie państwu swoich aktywów — w tym nowoczesnego bloku w Jaworznie — dokładnie za 1 zł.

Niepokojący pat decyzyjny

Mijają jednak miesiące, a planu transformacji branży wciąż nie ma. — Brak jasnych deklaracji i decyzji w tej sprawie jest niepokojący. Produkcja energii z węgla jest coraz mniej opłacalna i stanowi potencjalnie znaczące obciążenie dla grup energetycznych. Pozostawienie elektrowni węglowych w koncernach postawi je w trudnej sytuacji. Zwłaszcza jeśli w lipcu 2025 r. skończy się wsparcie dla większości polskich elektrowni węglowych w ramach rynku mocy. Rząd wspominał o wydłużeniu tego wsparcia o trzy lata, ale jak na razie nie słychać o tym, żeby prace nad projektem posuwały się do przodu — podkreśla Puchalski.

Rynek mocy dotuje elektrownie w ten sposób, że nagradza je za samą gotowość do pracy. Pomaga to utrzymać rentowność bloków węglowych, które pracują na coraz mniejszych obrotach z uwagi na rosnący udział OZE w miksie energetycznym. Koszt tego wsparcia w 2024 r. sięgnie ok. 6 mld zł.

Puchalski wyjaśnia, że w praktyce koniec rynku mocy byłby dla koncernów silnie negatywny, bo nagle utraciłyby one łącznie miliardy złotych przychodów w skali roku. — Część z nich, np. Tauron, zapowiada wygaszanie swoich starych bloków węglowych jeszcze w 2025 r. Z kolei np. PGE czy Enea mają własne kopalnie węgla o stałych i wysokich kosztach, więc ich sytuacja mocno by się skomplikowała — tłumaczy analityk Santander BM.

Problemy także na zielonym froncie

Do tego dochodzą jeszcze problemy z odblokowaniem inwestycji w lądowe farmy wiatrowe. To jedna z niezrealizowanych obietnic obecnego rządu. Po miesiącach prac Ministerstwo Klimatu i Środowiska zaproponowało ustalenie minimalnej odległości wiatraków od obszarów Natura 2000 i rezerwatów przyrody na 1500 m, wyłączając tym samym z tego typu inwestycji ok. 28 proc. powierzchni kraju. — Długo wyczekiwana ustawa w takim kształcie, zamiast rozwijać OZE, będzie kolejnym bublem prawnym — tak propozycję resortu skomentował Janusz Gajowiecki, prezes Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej.

— Koncerny energetyczne miały skupić się na rozwoju OZE, a tymczasem wizja odmrożenia na większą skalę inwestycji w farmy wiatrowe na lądzie mocno się oddala. Rząd natomiast wydaje się sprzyjać inwestycjom w wiatraki na morzu. W mojej ocenie zaproponowana cena maksymalna za energię z morskich farm wiatrowych jest atrakcyjna dla spółek posiadających licencje. Dla przyszłych inwestorów — przede wszystkim PGE i Polenergii — może to potencjalnie stanowić podstawę do podwyższania ich wyceny — twierdzi Paweł Puchalski.

Jednak i w przypadku morskich farm branża wiatrakowa ma wiele obaw. Według PSEW cena maksymalna za prąd wytworzony przez wiatraki na morzu w wysokości 471,83 zł/MWh nie jest wystarczająca i może zaprzepaścić niektóre projekty rozwijane w polskiej części Bałtyku.

#energetyka #OZE #reformy #Polska #PGE #transformacjaenergetyczna #koncepcja #koncerny #wiatraki #MorzeBałtyckie #inwestycjeenergetyczne #zielonaenergia #PiS