Ubiegły rok zapisał się w historii unijnej elektroenergetyki... na zielono.
Inwestorzy oddali do użytku nowe źródła wytwórcze o mocy niemal 45 GW, a z tego ponad 71 proc. przypadało na odnawialne źródła energii (OZE). Napędzany subsydiami rozwój OZE zaowocował w 2011 roku instalacją źródeł solarnych o mocy aż 21 GW i wiatrowych o potencjale około 9,6 GW.
W przypadku elektrowni solarnych w porównaniu z minionymi latami doszło wręcz do eksplozji, bo rok wcześniej weszły do eksploatacji źródła fotowoltaiczne o mocy około 12 GW, a dwa lata wstecz tylko o mocy około 4,2 GW.
Energetyka wiatrowa już trzeci rok z rzędu nie zeszła poniżej 9 GW nowych mocy. Najlepszym rokiem był dla niej rok 2009, w którym oddano do użytku farmy wiatrowe o mocy blisko 10,2 GW. Ale nastroje inwestycyjne są dalekie od optymizmu.
- Podstawowe pytanie brzmi dzisiaj, jakie będą konsekwencje planów dalszego rozwoju OZE. Ale nie ma na nie prostych odpowiedzi - zastrzega Paweł Smoleń, szef zarządzania majątkiem produkcyjnym Grupy Vattenfall. - W efekcie w energetyce królują znaki zapytania, a to oznacza, że się nie inwestuje.
W obszarze energetyki konwencjonalnej tylko i wyłącznie kończymy inwestycje zaczęte przed kryzysem, Fukushimą i eksplozją energetyki odnawialnej, a w energetyce odnawialnej inwestujemy przede wszystkim w energetykę wiatrową. Na energetykę niskoemisyjną Szwedzi chcą wydać w latach 2012-16 ponad połowę środków przeznaczonych na rozwój generacji. Z kolei grubo ponad połowę z tego przeznaczą na farmy wiatrowe.
Nie ma więc złudzeń, gdzie przynajmniej obecnie Vattenfall widzi największy potencjał wzrostu swojego biznesu. W tym roku koncern planuje zakończyć kilka dużych inwestycji w energetyce konwencjonalnej. Chce oddać do eksploatacji m.in. trzy elektrownie gazowe w Holandii (w sumie ponad 2000 MW) oraz elektrownię 675 MW na węgiel brunatny w niemieckim Boxbergu.
Mierzymy w niską emisję
Główne trendy inwestycyjne w wytwórczym segmencie elektroenergetyki wyznacza polityka gospodarcza UE, czyli decyzje polityczne. To przede wszystkim dotacje do OZE i system handlu uprawnieniami do emisji CO2 kierują elektroenergetykę tak szybko na zielone tory.
Nie widać obecnie koncernu energetycznego, który szedłby pod prąd i postępował zachowawczo. Vattenfall nie jest wyjątkiem. Niemiecki E.ON, którego zainstalowana moc na koniec 2011 roku wyniosła około 69,6 GW, czyli blisko dwa razy tyle, co w całej Polsce, upatruje europejskich źródeł wzrostu swojego biznesu zdecydowanie w OZE, w tym w morskich farmach wiatrowych.
W następnych pięciu latach E.ON chce zainwestować w energetykę odnawialną 7 mld euro, z tego dużą część w Europie, w której zapowiedział optymalizację energetyki konwencjonalnej, włącznie z odstawieniem 6 GW mocy w ciągu trzech lat. Jasna jest też strategia EDF, który na koniec 2011 roku miał w samej energetyce wiatrowej ponad 3,5 GW mocy.
W maju ub.r. EDF przedstawił kierunki strategii do 2020 roku i ambicje osiągnięcia w tym horyzoncie 200 GW mocy zainstalowanych i zróżnicowanej struktury wytwarzania składającej się w połowie z elektrowni atomowych, w 25 proc. z elektrowni cieplnych i w 25 proc. z hydroelektrowni i innych źródeł odnawialnych.
- Dzięki temu EDF stanie się liderem energetyki odnawialnej w Europie i jednym ze światowych liderów energetyki niskowęglowej, z majątkiem wytwórczym w 75. proc. nie powodującym emisji CO2. Grupa otworzy się bardziej na działalność na arenie międzynarodowej, zwiększając o 50 proc. moce wytwórcze zlokalizowane poza Francją - poinformowała Katarzyna Majchrzak, rzecznik EDF Polska.
GDF Suez, który na koniec 2011 roku miał elektrownie o mocy około 117,4 GW, wśród swoich celów strategicznych też wymienia inwestycje w OZE. Do 2016 roku chce zwiększyć swój potencjał wytwórczy do 150 GW, a w OZE chce mieć do 2015 roku o 50 proc. więcej generacji niż w roku 2009. Na szybko rozwijających się rynkach (Ameryka Południowa, Środkowy Wschód, Azja w rejonie Pacyfiku) GDF Suez na koniec minionego roku miał w budowie elektrownie o mocy ponad 12 GW, a w Europie budował źródła o mocy tylko około 2 GW.
- W Europie poza energetyką odnawialną zasadniczo nie ogłasza się dużych inwestycji, bo to się nie opłaca. Poza Europą wszystkie nasze inwestycje oparte są o długoterminowe kontrakty dostawy mocy i energii elektrycznej, czyli o KDT-y, które w Polsce uważa się za coś złego. U nas w przypadku KDT-ów złe było to, że nie było konkurencji na etapie ich uzyskiwania. Nie ma natomiast nic złego w kontraktach, które są oparte na konkurencji między inwestorami - ocenia Grzegorz Górski, prezes zarządu GDF Suez Energia Polska.
Inwestycje poza Europą to jeden z wyraźniejszych trendów - często połączony z inwestycjami w OZE. Oprócz GDF Suez poza Europą inwestuje także E.ON, który m.in. zawarł strategiczny sojusz z brazylijską firmą MPX obliczony na budowę elektrowni o mocy 20 GW.
Zapowiadający szersze wyjście w świat EDF buduje teraz w Chinach dwa reaktory jądrowe o mocy 1600 MW każdy; to dużo w porównaniu z elektrowniami cieplnymi, które ma w budowie (w Wielkiej Brytanii czy w Rybniku, w Polsce).
Poważne inwestycje w trakcie ma RWE, którego kondycję w ubiegłym roku nadszarpnęła decyzja o zamykaniu elektrowni jądrowych w Niemczech.
RWE w samej energetyce konwencjonalnej ma w budowie elektrownie o mocy ponad 10 GW, z czego większość na gaz. Ewidentnie jednak i ta grupa steruje w kierunku OZE. W budowie - w Wielkiej Brytanii i Niemczech - ma farmy wiatrowe o mocy prawie 1,5 GW.
- Koncern stawia na odnawialne i niskoemisyjne źródła wytwarzania energii - mówi Andrzej Modzelewski, dyrektor ds. rozwoju RWE Polska. - Istniejące systemy wsparcia i polityka UE sprzyjają inwestycjom w odnawialne źródła energii. Obserwujemy przyspieszony rozwój OZE, ponieważ obecna polityka energetyczna Unii Europejskiej mocno wspiera tego rodzaju inwestycje kosztem konwencjonalnych mocy. Uważamy, iż rozwój odnawialnych źródeł jest dobrą decyzją, niemniej jednak Europa potrzebuje zrównoważonego miksu energetycznego.
Wolnego rynku nie ma
- Na poszczególnych rynkach europejskich panują odmienne realia, ale generalnie rozwój energetyki odnawialnej wspieranej subsydiami ma w wielu przypadkach negatywny wpływ na decyzje inwestycyjne w energetyce konwencjonalnej - mówi Remigiusz Chlewicki, dyrektor w grupie energetycznej Ernst & Young. - Dopłaty do OZE są na tyle wysokie, że sprzedaż samej energii z tych źródeł może być realizowana po relatywnie niższych cenach, co wpływa na obniżenie cen hurtowych. Ponadto silnie rosnąca podaż energii z OZE, głównie wykorzystujących energię wiatru i słońca, powoduje wypychanie energii ze źródeł konwencjonalnych.
W latach 2000-11 na rynku UE energetyka węglowa straciła źródła o mocy około 10 GW. Udziały w rynku mocy tracą także elektrownie na olej napędowy.
W nieco ponad dekadę wycofano z eksploatacji takie źródła o mocy około 14 GW. Tyle samo w latach 2000-11 straciła energetyka jądrowa (w ubiegłym roku blisko 6 GW netto, głównie z powodu wyłączeń elektrowni jądrowych w Niemczech).
Na pierwszy rzut oka trzyma się mocno energetyka gazowa. W minionej dekadzie przyrost jej mocy przekroczył 116 GW netto i był nawet większy niż wzrost energetyki wiatrowej czy solarnej.
Niejako na potwierdzenie tej opinii E.ON dokonał w ubiegłym roku odpisów aktualizujących wartość jego aktywów wytwórczych, a głównie konwencjonalnych, co było jedną z głównych przyczyn straty koncernu. Sytuacja na rynku energii elektrycznej nie stymuluje do inwestycji w energetykę konwencjonalną.
- Cena 1 MWh na zachodnioeuropejskich giełdach energii wynosi 52 euro. Na rynkach terminowych notowania wynoszą na kolejne pięć lat około 55 euro/MWh. Jest to dowód na to, że rynki zachodnie nie widzą potrzeby inwestycji w nowe moce wytwórcze, a mówiąc konkretnie - Europa Zachodnia nie widzi deficytu mocy w kolejnych pięciu latach. Przy obecnych parametrach rynkowych minimalna cena, przy której warto się zastanawiać nad nową inwestycją, to poziom około 70 euro/ MWh, czyli patrząc na realia, inwestycja w nowe moce konwencjonalne jest spekulacją na przyszłość. Drogą spekulacją - mówi Andrzej Modzelewski.
- Niemniej jednak Grupa RWE widzi konieczność budowy nowych mocy konwencjonalnych, ale przede wszystkim takich, które mogą być prowadzone elastycznie i są w stanie zbilansować wahania popytu odnawialnych źródeł.
Jak daleko może się cofnąć energetyka konwencjonalna przed OZE, aby odbiorcy mieli zapewnione bezpieczeństwo dostaw energii.
- Niewidzialna ręka rynku nie zadziała w energetyce konwencjonalnej - przekonuje Paweł Smoleń. - W wytwarzaniu rynek bieżący tak naprawdę funkcjonuje tylko na poziomie obrotu hurtowego i tam konkurencja wyznacza pułapy cen, ale poziom sprzedaży energetyki konwencjonalnej zależy od wielkości produkcji z OZE, która ma pierwszeństwo w ruchu.
Niewidzialna ręka rynku w energetyce konwencjonalnej nie przyniesie rozwiązań także dlatego, że inwestycje wykonuje się z założeniem eksploatacji elektrowni przez dziesiątki lat.
W związku z tym energetyka oczekuje przede wszystkim ustabilizowania politycznych scenariuszy dotyczących przyszłości branży, w tym odpowiedzialnych informacji na temat perspektyw subsydiowania OZE.
- Europa powinna się zastanowić nad rozwiązaniami, które spowodują, że obecny model rynku zostanie zastąpiony bezpieczniejszym dla przedsiębiorców i zachęci ich do inwestowania - uważa Grzegorz Górski. Eksperci branżowi zwracają zaś uwagę, że okresowo koszt zakupu paliwa i pokrycia kosztów zmiennych - głównie uprawnień do emisji CO2 - może przewyższać poziom rynkowych cen energii elektrycznej, czyli spready wytwórców stają się ujemne, co nie jest najlepszym prognostykiem na przyszłość i zniechęca do budowy nowych źródeł konwencjonalnych. W takich warunkach nieodzowne jest poszukiwanie regulacji stabilizujących opłacalność inwestycji.
WNP