OZE rozdaje karty na rynku energii. Firmy czeka rewolucja

To już piąta edycja raportu, którego najnowsza odsłona została zaprezentowana podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego w Katowicach.

Tym razem firma badawcza PwC i ING Bank Śląski podsumowali zmiany, jakie zachodzą na europejskim rynku energii. W raporcie pt. "Koniec tradycyjnej energetyki? Jak wygrać w dobie zmian?" przedstawili możliwe scenariusze dla firm z tego sektora.

Najważniejsza metamorfoza, która już trwa, to wzrost znaczenia odnawialnych źródeł energii. I nie chodzi tylko o to, że w poszczególnych krajach powstanie coraz więcej farm wiatrowych czy paneli fotowoltaicznych. OZE całkowicie zmieniają reguły gry na rynku energii elektrycznej. Powód? Po pierwsze OZE są faworyzowane: energia z takich źródeł ma pierwszeństwo w trafianiu na rynek (chodzi o tzw. merit order, czyli kolejność, w jakiej energia jest kupowana na rynku od elektrowni), a po drugie producenci prądu z wiatraków czy ze słońca mogą liczyć na dopłaty do produkcji.

Na czym polegają zmiany?

Gdy w danym kraju źródła odnawialne mają już znaczący, co najmniej kilkunastoprocentowy udział w produkcji energii, całkowicie zmieniają sytuację tradycyjnych firm energetycznych. Dzieje się to na kilka sposobów. Przede wszystkim OZE obniżają ceny energii. Jak to możliwe, skoro do samej produkcji OZE trzeba dopłacać, by była w ogóle opłacalna? Chodzi o to, że gdy już prąd z OZE trafi do sieci (a ma przecież pierwszeństwo), to obniża średnią cenę energii elektrycznej. W skrócie: w ciągu dnia, gdy świeci słońce, do sieci płynie tania, czysta energia z paneli fotowoltaicznych A po zachodzie słońca zaczyna wiać wiatr, co wywołuje presję na spadek i tak już niskich cen (bo w nocy zapotrzebowanie na energię i tak jest niewielkie, bo ludzie śpią i fabryki nie pracują). Efekt to spadek przeciętnej ceny energii elektrycznej.

Rewolucja OZE jest dopiero przed Polską. Obecnie nad Wisłą ze źródeł odnawialnych pochodzi 12,4 proc. energii. Dla porównania w Niemczech jest to 30 proc., a w Wielkiej Brytanii 18 proc. Na razie rodzime firmy energetyczne przeprowadzają rekordowe inwestycje w konwencjonalne elektrownie opalane węglem po to, żeby w Polsce nie zabrakło prądu - bo stare siłownie trzeba będzie wyłączać.

Odejście od modelu scentralizowanego, w jakim pracuje kilka dużych elektrowni-molochów, na rzecz rozproszonych źródeł, niesie ze sobą jednak ryzyko. OZE to źródła niestabilne: dają prąd tylko wtedy, jak zaświeci słońce albo jak zawieje wiatr. Dlatego, gdy natura zawiedzie, elektrownie konwencjonalne muszą być cały czas gotowe do "wpompowania" do systemu odpowiednio dużej ilości energii.

Metoda małych kroków

Polska na drodze do zielonej energii będzie przechodzić raczej ewolucję. Pierwszy krok już został zrobiony. W marcu prezydent podpisał ustawę o Odnawialnych Źródłach Energii (OZE), która ma zagwarantować dla pierwszych 100-200 tys. przydomowych minielektrowni stałą cenę odkupu prądu (który trafi np. do sąsiadującej z nami fabryki czy do sąsiada) przez 15 lat po cenie wyższej niż rynkowa. Ma to być 75 gr za jedną kilowatodzinę, podczas gdy za zużycie takiej ilości energii płacimy 50-60 groszy. Zrzucą się na to wszyscy odbiorcy prądu w Polsce, bo rachunki dla gospodarstw domowych - zdaniem Urzędu Regulacji Energetyki, który zatwierdza taryfy - mogą wzrosnąć o ok. 1,6 proc.

Obecnie w Polsce przydomowych instalacji, które mogą wysyłać prąd do sieci, jest jak na lekarstwo - ok. 600. Dla porównania w Czechach jest ich 20 tys., a w Niemczech - prawie 1,3 mln. Na razie Ministerstwo Gospodarki przyznało, że ustawa wymaga nowelizacji, także nie wiadomo, na jakiej zasadzie będzie działał system wsparcia i ile osób z niego ostatecznie skorzysta.

Rozwój OZE i ograniczenie emisji CO2 to decyzje polityczne i firmy nic na to nie poradzą. Co mogą robić? Muszą się dostosować, a jednym z rozwiązań jest ograniczenie kosztów. W Europie to już się dzieje: francuski GDF Suez na koniec 2013 r. musiał dokonać odpisów wartości elektrowni o 15 mld euro, a niemiecki RWE w ubiegłym roku ogłosił, że zamknie część elektrowni w związku z "niedostatecznymi przychodami ze sprzedaży energii elektrycznej". Powód? Niskie ceny. Kolejny niemiecki gracz E.ON ogłosił, że zamknie lub sprzeda blisko 13 GW mocy w źródłach wytwórczych zlokalizowanych w Europie (dla porównania nowe bloki w Elektrowni Opole budowane za 11,5 mld zł mają mieć 1,5 GW mocy).

Konsument będzie dopieszczony

To, co pozytywnego z punktu widzenia konsumenta można wyczytać w raporcie, dotyczy coraz lepszej obsługi klientów detalicznych. Wynika to z prawa do zmiany sprzedawcy prądu i podgryzania pozycji wielkich koncernów energetycznych przez tzw. niezależnych sprzedawców prądu. Polacy wciąż robią to dość nieśmiało: do tej pory w ciągu ostatnich kilku lat dostawcę zmieniło 300 tys. osób. Dla porównania w Wielkiej Brytanii tyle osób zmienia dostawcę co miesiąc. Według raportu PwC firmy będą intensyfikować walkę o klientów, przy okazji obniżając koszty własnej działalności.

Dodatkowo będą łączyć różne produkty. Zdaniem PwC rynek pójdzie w stronę kompleksowej obsługi klienta pod względem usług energetycznych. Wygra ten, kto zaoferuje pełny zakres usług kojarzonych z energią: a więc nie tylko sprzedaż prądu, ale też gazu i ciepła. Firmy będą musiały również zaoferować usługi serwisowania instalacji ciepłowniczych i elektrycznych, a nawet montaż paneli fotowoltaicznych czy docieplenie budynków.

Atom w 2019 roku?

O przyszłości branży dyskutowano także podczas panelu "Inwestycje w energetyce" w Katowicach. Zdzisław Gawlik, sekretarz stanu w Ministerstwie Skarbu Państwa, podkreślał, że sukcesem jest rozpoczęcie prac nad projektem jądrowym. - Mogę czuć satysfakcję, że robimy to polskimi siłami. W ubiegłym tygodniu została sfinalizowana sprzedaż akcji spółki, która będzie realizowała projekt elektrowni jądrowej. Zaangażowanie polskich koncernów oznacza, że to projekt o charakterze narodowym - mówił Gawlik.

Z kolei Dariusz Marzec, wiceprezes zarządu ds. rozwoju PGE, podkreślał, że projekt wpisuje się w klimatyczną politykę Unii Europejskiej. - Projekt jądrowy to jedyne źródło, które nie emituje nic do atmosfery. Twarde decyzje inwestycyjne w tej sprawie zostaną podjęte około 2019 roku - mówił Marzec. Dodał, że to wcale nie będzie oznaczało rezygnacji z konwencjonalnych źródeł energii. - Jeśli źródłem bezpieczeństwa energetycznego mają być polskie paliwa, to musimy przy nich zostać. Po prostu je mamy. Z drugiej strony są ograniczenia klimatyczne nakładane przez Unię Europejską. Połączenie tych dwóch kwestii oznacza, że musimy mieć jednostki nowoczesne, efektywne i jak najmniej emisyjne - mówił Marzec.

Wtórował mu Paweł Orlof, członek zarządu ds. korporacyjnych ENEA SA. - Oglądajmy się na inne kraje, ale nie ślepo. Wyciągajmy wnioski i uczmy się na ich błędach. Niemcy jeszcze kilka lat temu mieli znakomity miks energetyczny, równo podzielony między różne źródła energii. Wprowadzili system wsparcia OZE i mają nadmiar energii pochodzącej z odnawialnych źródeł. OZE jest konkurencyjne, bo ma wsparcie. Przy czym kraj przez cały czas ponosi koszty stałe utrzymania elektrowni opartych na węglu. Powinniśmy wyciągać wnioski z tego, co się dzieje w innych krajach, ale iść własną drogą. Mamy węgiel kamienny. Dlatego dla nas dekarbonizacja oznacza, że tak musimy modernizować swoje jednostki, żeby miały wysoką sprawność i były niskoemisyjne. Nie boimy się inwestowania w jednostki konwencjonalne, ale mamy też program kogeneracyjny i budowy farm wiatrowych - mówił Orlof.

Przedstawiciele koncernów energetycznych zgodzili się też, że największym ograniczeniem rozwoju branży jest niestabilność i zmienność przepisów. - Inwestycje w energetyce przeprowadza się na 20-30 lat. W Polsce jest nieprzewidywalne otoczenie regulacyjne. Niech ono będzie lepsze albo gorsze, najważniejsze, żeby było przewidywalne - podkreślał Marzec. - Nie boję się regulacji, tylko braku stabilności. W przepisach bez przerwy są jakieś zmiany - dodał Orlof.