Elektroenergetyka w Polsce Próba osądu roku na podstawie wyników i wyzwań

Transkrypt

1 Elektroenergetyka w Polsce Próba osądu roku na podstawie wyników i wyzwań Autor: Herbert Leopold Gabryś ("Energetyka" - grudzień 2015) Osądzając zdarzenia mijających lat używa się najczęściej takich przymiotników jak: szczególny, trudny, ciekawy, dobry. W odniesieniu do elektroenergetyki w 2015 roku, użyć jednak trzeba określenia - rok inny, zdecydowanie inny, bo wyniki są gorsze, a nierozwiązanie problemów i skala wyzwań jest niepokojące. O odmienności wyników energetyki w mijającym roku bardzo wyraźnie świadczą zmiany tendencji w wynikach elektroenergetyki po pierwszym półroczu. Przypomnieć warto, że to gospodarka i jej stan najistotniej wpływają na stan rzeczy w elektroenergetyce. A w gospodarce było dobrze. W Polsce w II kwartale 2015 roku PKB wzrósł realnie o 0,9%, w porównaniu z poprzednim kwartałem. Był wyższy niż przed rokiem o 3,6% - wyrównany sezonowo w cenach stałych przy roku odniesienia 2010, zaś niewyrównywany sezonowo w cenach średniorocznych roku poprzedniego był większy realnie o 3,3% w stosunku do tego samego okresu roku poprzedniego. Po pierwszym półroczu 2015 w przemyśle wynik operacyjny był wyższy o 7,4% od wyniku z pierwszej połowy roku Wynik operacyjny EBIT dla energetyki wyniósł 6,1 mld zł (wytwarzanie, przesyłanie, dystrybucja i handel energią elektryczną), co stanowi prawie 15% wyniku operacyjnego przemysłu, był niewiele większy, bo o 0,81% od wyniku za półrocze 2014 roku. Wynik operacyjny górnictwa licząc razem z górnictwem ropy i gazu za półrocze tego roku był jednak ujemny. Niezmiennie niekorzystne są tendencje wyników w górnictwie węgla kamiennego, co warto przypominać także w kontekście rodzących się, albo odgrzewanych pomysłów na łączenie jego podmiotów z energetyką. Popatrzmy na wyniki sektora za pierwsze półrocze, tam bowiem odmienność od wieloletnich dotychczasowych tendencji jest inna. Z wyników finansowych (wynik łączny na działalności energetycznej) pierwszego półrocza 2015 w porównaniach z pierwszym półroczem 2014 wynika, że: sektor razem razem 6 332,4 mln zł tj. 81,8% wyniku sprzed roku; wytwórcy razem 2 763,6 mln zł tj. 80,2% wyniku sprzed roku; OSP razem 506,4 mln zł tj. 140,1% wyniku sprzed roku (z przyczyn wyższych opłat); PO SD razem 463,7 mln zł tj. 31,4% wyniku sprzed roku; OSD razem 2 317,1 mln zł tj. 106,0% wyniku sprzed roku (trochę lepiej ale w dynamice zdecydowanie mniejszej);

2 PO razem 281,6mln zł 105,3% wyniku sprzed roku (to niewielka i nieznacząca część obrotu). Wyniki podsektorów gorsze, poza OSP (z przyczyn wyższych opłat systemowych przede wszystkim), a do końca roku nie będą lepsze. W OSD, choć także nieco lepsze, to w 1/3 dynamiki sprzed roku z projekcją jej dalszego pomniejszania. Warto w tym osądzie zwrócić uwagę na wyniki samej generacji za ten sam okres w porównaniach do półrocza Wytwórcy razem 2 763,6 mln zł tj. 80,2% wyniku sprzed roku: elektrownie na węglu brunatnym razem 928,4 mln zł, to jest 68,6% wyniku sprzed roku; elektrownie na węglu kamiennym razem 192,7 mln zł, to jest 24,2% wyniku sprzed roku; elektrownie na biomasę razem 122,9 mln zł, przed rokiem 31,4%; ec gazowe razem 141,8 mln zł tj. 64,5% wyniku sprzed roku. Wyniki za cały rok, przyjmując ich tendencje z półrocza, będą w podobnie niekorzystnych relacjach do roku poprzedniego, a z potrzeby tworzenia rezerw na odstawienia trwale nierentownych i zużytych mocy, wyniki skonsolidowane części grup energetycznych będą zniewalająco gorsze. Elektroenergetyka w Polsce stanowi istotną część w wynikach przemysłu. Stąd wszelkie zmiany w jej wynikach finansowych przenoszą się znacząco na przychody budżetu państwa. Z gorszych wyników finansowych za cały rok budżet państwa otrzyma od elektroenergetyki znacznie mniejsze wpływy. Nie wzbudzi to pozytywnych reakcji akcjonariuszy. W połowie roku odnotowano znaczne spadki cen energii na TGE zarówno na rynku SPOT jak i na rynku terminowym z dostawą na rok 2016 i W bieżącym roku niższe od

3 ubiegłorocznych były także ceny energii na rynku bilansującym. U wytwórców ceny energii sprzedanej były nieco wyższe średnio o 5,6% (przede wszystkim to generacja na gazie). Prezentowane ceny hurtowe wytwórców i w przedsiębiorstwach obrotu odzwierciedlają w dużym stopniu poziom cen transakcyjnych z kontraktów zawieranych w latach poprzednich, a więc to skutki z przeszłości a nie z przyczyn zmian rynku. W elektrowniach na węglu brunatnym przy przychodach większych o prawie 10% i przy kosztach porównywalnych wynik na sprzedaży w wysokości 1,15 mld zł był o 61,3% lepszy od wyniku z pierwszego półrocza Wskaźnik rentowności na energii elektrycznej zmienił się z 23,9% do 17,2% licząc bez zaliczek na pokrycie kosztów osieroconych to 13,9%. Przychody ze sprzedaży praw majątkowych były ponad połowę mniejsze i wyniosły 28,5 mln zł. Wynik na energii elektrycznej równy 919,4 mln zł (mniej o 31,4%) pogorszyły mniejsze przychody finansowe (dynamika 38,4%) i znacznie wyższe z dynamiką 137,5% pozostałe koszty, oraz koszty finansowe z dynamiką 118,6. Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej były wyższe o 10,6% (4 987,9 mln zł). Koszty korzystania ze środowiska naturalnego były wyższe i stanowiły 154,1 mln zł z dynamiką 122%. Koszty zmienne stanowiły 2 130,5 mln zł z dynamiką 103,1%, a stałe 1 009,5 mln zł i były mniejsze o 10,5%. Koszty wytwarzania łącznie w elektrowniach węgla brunatnego wyniosły łącznie 3 140,0 mln zł i były mniejsze o 1,7% z tego na remonty przeznaczono 100,9 mln zł. Tj. o 33,6% mniej. Zwróćmy uwagę, że jednostkowy koszt techniczny wytworzenia był równy 129,2 zł/mwh o 3,6% mniej, a energii el sprzedanej 153,4 zł/mwh o 0,3% więcej, przy koszcie paliwa równym 7,0 zł/gj, tj. o 2,8% mniej niż w pierwszym półroczu 2014.

4 W elektrowniach na węglu kamiennym przy przychodach większych o 1,3% i przy kosztach niższych o 2,9% wynik na sprzedaży w wysokości 291,7 mln zł był 5 i pół raza lepszy. W pierwszym półroczu 2014 było to 53,4 mln zł. Wskaźnik rentowności na energii elektrycznej zmienił się z ujemnego na dodatni 1,7%. Licząc jednak bez zaliczek na pokrycie kosztów osieroconych byłby nadal ujemny ok. - 0,8%, choć te zmniejszyły się o 77,45% do wartości 150,1 mln zł (w roku 2014 po I półroczu wyniosły 665,7mln zł). Przychody ze sprzedaży praw majątkowych były o 36% mniejsze i wyniosły 193,4 mln zł (w pierwszej połowie roku ,3 mln zł). Wynik na energii elektrycznej równy 100,8 mln zł (tj. o 84,4% gorszy) pomniejszyły między innymi mniejsze przychody finansowe o 25,0% oraz wyższe koszty finansowe (dynamika 118,4%). Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej były nieco wyższe i stanowiły 5 298,8 mln zł (dynamika 104,3%). Koszty korzystania ze środowiska naturalnego były niższe i stanowiły 88,4 mln zł z dynamiką 95,0%. Koszty zmienne stanowiły 3 364,3 mln zł z dynamiką 96,6%, a stałe 1290,6 mln zł i były mniejsze o 8,5%. Koszty wytwarzania wyniosły łącznie 4 654,9 mln zł i były mniejsze o 4,1%, w tym na remonty przeznaczono 177,6 mln zł, tj. 21,7% mniej. Jednostkowy koszt techniczny wytworzenia był równy zł/mwh, o 2,9% mniej, a energii elektrycznej sprzedanej 194,5 zł/mwh, o 5,1% mniej. Koszt paliwa był równy 10,8 zł/gj, tj. o 1,0% mniej niż w pierwszej połowie roku 2014.

5 Odpowiednio w elektrociepłowniach gazowych przychody ze sprzedaży były w dynamice 243,6% z przyczyn przede wszystkim zwiększenia przychodów ze sprzedaży praw majątkowych do świadectw pochodzenia (przywrócono wsparcia dla kogeneracji - certyfikaty żółte i czerwone). Mimo to elektrociepłownie gazowe wykazały wynik na energii elektrycznej niższy o 46,3%, w wysokości 104,5 mln zł. Wskaźnik rentowności był na poziomie 15,8%, jednak po odliczeniu przychodów z tytułu kosztów osieroconych w wysokości 121,3 mln zł poniosłyby stratę ze wskaźnikiem rentowności ujemnym - 3,1%. Jednostkowy koszt techniczny wytworzenia energii elektrycznej był równy 225,7 zł/mwh, o 5,3% mniej, a energii elektrycznej sprzedanej 246,9 zł/mwh, o 8,5 % mniej. Elektrownie i elektrociepłownie biomasowe wykazały na energii elektrycznej stratę - 116,3%, to ponad pięć razy gorzej niż przed rokiem przy kosztach uzyskania przychodów wyższych o 4,6% i stracie 10 mln zł na działalności pozostałej. Jednostkowy koszt techniczny wytworzenia energii elektrycznej był równy 368,0 zł/mwh, o 0,6% mniej, a energii elektrycznej sprzedanej zł/mwh, o 3,5 % mniej. W generacji wiatrowej przy większym wolumenie produkcji energii elektrycznej o nieco ponad 1/5, przychody ze sprzedaży ogółem wyniosły 1 187,9 mln zł (większe o 2,85%), w tym ze sprzedaży praw majątkowych 624,7 mln zł (mniejszych o 4,1%) i kosztach 695,0 mln zł (tj. o 13,7% większych) - uzyskano zysk na sprzedaży 492,9 mln zł w dynamice 90,6%. Niskie ceny energii elektrycznej duszą generację, a niemałą jej część już wyeliminowały! We wszystkich porównywanych podsektorach odnotowano znacznie wyższe koszty finansowe i niższe przychody finansowe. To zdaje się potwierdzać coraz powszechniejszy osąd.

6 W energetyce pieniądze jeszcze widać, ale praktycznie, to już ich nie ma! W strukturze produkcji nie nastąpiły istotne zmiany. Po III kw roku produkcja łącznie GWh. Była większa o 3,7%, z czego w elektrowniach na węglu brunatnym porównywalna 99,9%, na węglu kamiennym większa o 2,4% (większa po raz pierwszy od kilku lat). W EC węglowych większa o 6,5%, w gazowych większa o 41,0% (skutek przede wszystkim przywrócenia certyfikatów). W elektrowniach przemysłowych większa o 6,8%, co stanowiło GWh. Znacznie wzrosła również produkcja w elektrociepłowniach opalanych gazem z dynamiką 173,7% (161 GWh). Łącznie produkcja energii elektrycznej z OZE była równa ,9 GWh, tj. o 10,2% więcej, co stanowiło 13,2% udziału w produkcji całkowitej. Zmienił się charakter prowadzenia ruchu bloków energetycznych. Kosztowną i wyniszczającą staje się coraz częstsza praktyka zmiany ich roli w KSE, tj. przejście z pracy w podstawie do pracy w charakterze źródeł podszczytowych (w szczególności na węglu kamiennym). Analiza wskaźników techniczno-eksploatacyjnych za 2014 rok wskazuje, iż prawie 74% przyczyn awarii lokuje się w kotle właściwym, łącznie z urządzeniami pomocniczymi kotła. Prowadzenie ruchu w dużej zmienności obciążeń, od granicy minimum technologicznego do maksymalnych obciążeń w krótkich i gwałtownie zmieniających się cyklach, pewno ten stan pogorszy. Awarie i przerwy w dostawach dokuczają nam czasem, ale lepiej to już było! Zmniejsza się margines rezerwy mocy w KSE. Ubytki nieodtwarzane w należytym stopniu już dziś, w nieodległej przyszłości także z odstawienia z wymogów wprowadzanej dyrektywy IED (BAT, BREF), stworzą istotne zagrożenia dla ciągłości dostaw.

7 Utrzymuje się tendencja z roku ubiegłego nieznacznie mniejszej produkcji energii elektrycznej od konsumpcji w kraju. Część bloków z przyczyn niskiej sprawności, a więc wysokiej emisji dwutlenku węgla, z trwałą utratą rentowności jest bilansowana niesłusznie, jako generacja potencjalnie użyteczna. Tak przecież nie jest! Tworzy to iluzję znaczących rezerw, powodując także impotentne działania na rzecz zmian rynku energii. Koncepcja opłat za moc (rynek dwutowarowy), choć nie spełni wszystkich oczekiwań producentów energii i nie ułatwi projekcji inwestycji na lata po 2020 roku, to może pozwoli przetrwać najtrudniejszy rok. Nie zmieni tego także samo utworzenie nowego resortu. stan rzeczy trwa dostatecznie długo, aby prowokować osąd, że o ograniczaniu dostaw energii elektrycznej i stopniach zasilania do niedawna nie pamiętaliśmy, ale przypomną się nam niebawem! generacja w Polsce gwałtownie potrzebuje rozstrzygnięć doktrynalnych w należytym horyzoncie czasu na miarę wyborów strategicznych z zapewnieniem stabilności legislacyjnej. Przed elektroenergetyką w Polsce szereg wyzwań tyczących nie tylko energetyki, bo skutki z nich będą powszechne. Gdyby wymienić najistotniejsze! Pakiet Klimatyczno-Energetyczny Wiele i w wielu miejscach opisano, co niesie. Nie miejsce, aby to przypominać, ale trzeba zauważyć zmiany legislacyjne, które prowadzą jego wdrażanie w formułę administrowania z decyzji KE, często w szczegółach bardziej dotkliwe niż sądziliśmy. We wspólnym stanowisku na paryski szczyt klimatyczny UE nie mówi się już o dekarbonizacji, ale o redukowaniu emisji z zachowaniem neutralności węglowej. Odbieram to jedynie jako kolejne przefarbowanie faktycznej polityki dekarbonizacji. Wprowadzony mechanizm stabilizacyjny MSR skutecznie będzie podwyższał koszty produkcji konwencjonalnej do granic absolutnej utraty opłacalności.

8 Dyrektywa IED BAT/BREW z wysokimi kosztami i stanowczo zbyt krótkim czasie jej wprowadzania w realiach polskiej elektroenergetyki spowoduje poważne ubytki mocy. Dzisiaj z projekcji cen w obrocie hurtowym i kosztów jednostkowych wytwarzania energii elektrycznej strategiczne rozważania na rzecz inwestycji w ich uzupełnieniu mogą być tylko teoretyczne. Dodajmy do tego odstawienia mocy z przyczyn zużycia i trwałej utraty rentowności do roku 2025 około 5 tys. MW, a dalej po 2030 rok około 8,5 tys. MW. To stan rzeczy, który musi prowokować potrzebę rzetelnego potraktowania zagrożeń i politycznych decyzji dla podjęcia doktrynalnych decyzji nie tylko w tej materii. i choć Minister gospodarki odsłonił projekt Polityki energetycznej Polski do roku 2050, to jak wiele dokumentów tej wagi stworzonych do tej pory nie przystoi on do rzeczywistości. Na koniec wypada postawić pytanie: jak wobec takiego stanu rzeczy kreować strategię elektroenergetyki w Polsce, abyśmy mogli żyć w komforcie stabilnych dostaw, a z groźby znaczącego wzrostu cen energia elektrycznej nie zaglądała nam w oczy bieda? Pytanie nie nowe i oczywiste. Warto zatem, sądzę, wobec nowego otwarcia politycznego postawić je tym bardziej i przypomnieć koniecznie! Problem bowiem nie w pytaniu, ale w odpowiedzi! Tym bardziej po paryskim szczycie klimatycznym, tam bowiem wyzwania, z którymi trzeba nam się zmierzyć (po sczytaniu szczegółów), będą skutkować brzemiennie dla elektroenergetyki, a z niej dla gospodarki w Polsce na dziesiątki lat.