font_preload
PL / EN
Alert 17 maja, 2018 godz. 8:30   
REDAKCJA

Koncerny energetyczne są gotowe na regulacje uderzające w węgiel

Elektrownia Połaniec Źródło: Enea

Zmieniające się uwarunkowania prawne oraz prawno-środowiskowe stymulują inwestycje w polską energetykę. Decyzjom o inwestycjach sprzyja również rosnące zapotrzebowanie na energię. Do tej pory na wszystkie modernizacje dostosowujące do obowiązującego prawa i norm środowiskowych grupy energetyczne wydały miliardy złotych, a kolejne inwestycje przed nimi. Podczas X Europejskiego Kongresu Gospodarczego Agnieszka Skorupińska, Lider Praktyki Prawa Ochrony Środowiska w kancelarii CMS pytała swoich rozmówców, w co powinny inwestować przedsiębiorstwa energetyczne, aby miało to sens zarówno pod kątem konieczności rozbudowy mocy, jak i sprostania wymaganiom ekologicznym.

Rozpoczynając panel „Nowy model inwestycji w energetyce” w ramach X Europejskiego Kongresu Gospodarczego w Katowicach mecenas Agnieszka Skorupińska podkreśliła, że normy środowiskowe stają się coraz większym wyzwaniem dla polskiej energetyki. Zwróciła ona też uwagę na fakt, że polska energetyka modernizuje się już od wielu lat, a w przeciągu kolejnych lat czekają ją kolejne inwestycje.

– Modernizacje w polskiej energetyce mają bezpośredni związek ze zmianą norm środowiskowych:, dyrektywy IED, dostosowaniem do konkluzji BAT dla LCP, dyrektywy MCP i prawa wodnego, a także w związku reformą systemu EU ETS, pakietem zimowym i rynkiem mocy – wyliczała mecenas Skorupińska. – Przyszłe modernizacje dotyczą zarówno energetyki powyżej 50 MW, jak i średnich obiektów energetycznego spalania poniżej 50 MW – dodała.

Ekspertka z kancelarii CMS zaznaczyła, że bardzo istotne są dwie kwestie: modernizacja istniejących mocy w celu dostosowania ich do wymogów obowiązującego prawa i norm środowiskowych oraz znalezienie odpowiedzi na pytanie, w co dalej inwestować, tak by miało to sens z punktu widzenia rozbudowy mocy oraz sprostania nowym wymaganiom regulacyjnym.

W swojej wypowiedzi Daivis Virbickas, członek zarządu litewskiego operatora sieci przesyłowych Litgrid podkreślił, że zapotrzebowanie na energię elektryczną stale rośnie. Zaznaczył on również, że jest to główna determinanta inwestycji w energetyce.

– Zapotrzebowanie na energię elektryczną odgrywa główną rolę w zakresie podejmowania decyzji o inwestycjach – powiedział.

Przedstawiciel Litgrid zwrócił uwagę na fakt, że OZE staje się coraz bardziej powszechne, a elastyczność sieci będzie kluczowym elementem, o który należy zadbać. W swojej wypowiedzi Virbickas wskazał również też na konieczność podejmowania inwestycji zarówno w elastyczne źródła energii jak i sieć elektroenergetyczną. – Potrzebujemy elastyczności. Sieć musi być gotowa na warunki bezwietrzne, bezsłoneczne (…) Sieć musi być elastyczna, by móc obsłużyć klientów i mieć rezerwę – mówił.

Natomiast Grzegorz Kotte, wiceprezes ds. technicznych Enea Wytwarzanie podkreślił, że problem dostosowania do konkluzji BAT dotyczy przede wszystkim starych bloków, które mają już kilkadziesiąt lat. Są to bloki klasy 200 MW, 360 MW i 500 MW. Część z nich zostanie wyłączona (wg prognoz PSE ok. 3 GW), a część będzie musiała się dostosować do obowiązujących wymogów.

Wiceprezes Kotte zaznaczył również, że rosnące zapotrzebowanie na energię elektryczną będzie równoważone zarówno przez inwestycje zakończone, realizowane jak i planowane.

– Inwestycji jest ok. 5,8 GW (tylko JWCD) plus Żerań ok. 500 MW. Myślę, że energii w systemie nie zabraknie, jednak opóźnienia w inwestycjach mogą okazać się problemem – podsumował.

Paweł Orlof, prezes zarządu Veolia Energia Poznań podkreślił, że Veolia jest przygotowana na spełnienie norm środowiskowych we wszystkich swoich jednostkach.

– Veolia nie boi się wyzwań środowiskowych, zarówno jeśli chodzi o duże jednostki, jak i te mniejsze. Grupa jest przygotowana i w oparciu o zdobytą wiedzę i doświadczenie wykona wszystkie zadania, które nakładają normy środowiskowe – zapewnił.

Prezes Orlof wyjaśnił, że w przeciągu ostatnich 10 lat Veolia w ramach inwestycji w zakresie dyrektywy IED dokonała inwestycji na ponad 880 mln zł. Inwestycje te były skierowane na nowoczesne instalacje odżużlania, odpopielania, odsiarczania, odazotowania i na kotły biomasowe.

Wiceprezes zarządu ds. finansów spółki Tauron Polska Energia, Marek Wadowski zaznaczył natomiast, że obecnie główny obszarem inwestycji w Tauronie są sieci dystrybucyjne. Podkreślił, że w perspektywie 2025 r. ponad 53 proc. portfela inwestycyjnego grupy stanowić będą inwestycje w dystrybucję.

– Struktura inwestycji Taurona skupia się na sieciach dystrybucyjnych, ponieważ transformacje energetyki w kierunku energetyki bardziej zielonej i zarazem mniej emisyjnej odbywają się w warunkach rosnącego zapotrzebowania na energię elektryczną, a rosnące zapotrzebowanie na energię elektryczną powoduje obciążenie sieci dystrybucyjnej – powiedział.

Wiceprezes Taurona podkreślił, że dzięki inwestycjom w segment regulowany portfel inwestycyjny grupy jest bezpieczny. Jak zaznaczył, Tauron inwestuje również w wytwarzanie i dostosowanie jednostek do wymogów BAT. – Szacujemy, że inwestycje w wytwarzanie dostosowujące nasze bloki do wymogów BAT to ok. 700-900 mln zł – dodał.
Peter Bodnar, prezes zarządu, dyrektor generalny Skoda Praha zwrócił uwagę, że głównym problemem w realizacji projektów inwestycyjnych jest zarządzanie ryzykiem i ocena tego ryzyka. Wyjaśnił, że kluczowe jest, by odpowiednio wcześnie zidentyfikować problem, a do tego potrzebne jest lepsze przygotowanie się do fazy początkowej projektu.

– Inwestorzy muszą działać efektywnie, muszą wyprzedzać pewne zdarzenia – zaznaczył. W swojej wypowiedzi prezes Skoda Praha zachęcał również do współpracy z lokalnymi dostawcami i korzystania ze zdobytego doświadczenia.

Reprezentująca, podobnie jak prezes Skoda Praha, sektor wykonawców inwestycji w energetyce, Agnieszka Wasilewska-Semail, prezes Rafako, zwróciła natomiast uwagę na fakt, iż obecnie mamy do czynienia z „rynkiem wykonawców”. W związku z taką sytuacją mogą się pojawić trudności z terminowym dostosowaniem, szczególnie lokalnych źródeł ciepła, do nowych wymogów środowiskowych. Według szefowej Rafako, o ile duże grupy energetyczne są organizacyjnie i finansowo gotowe, by stawić czoło wymogom BAT, to w przypadku samorządów, do których należy sporo wytwórczych aktywów ciepłowniczych, już tak nie jest.

Jak pokreśliła, na zrealizowanie inwestycji mamy 4 lata, a cały proces ich przeprowadzenia zajmuje około 3 lat.

Zapytany o możliwości finansowania inwestycji w energetyce Janusz Ogłaza – dyrektor inwestycyjny Polskiego Funduszu Rozwoju (PFR) zapewnił, że PFR jest gotowy i chce inwestować w energetykę, zarówno w wytwarzanie, w którym to segmencie jest już obecny, jak i w sieci przesyłowe i dystrybucyjne oraz nowe technologie przy czym w tym ostatnim przypadku pod warunkiem, że będą to rozwiązania sprawdzone technologicznie i po fazie pierwszej komercjalizacji.

– PFR interesują projekty rentowne, takie których struktura i profil ryzyka jest możliwy do przyjęcia – wyjaśnił.

Jak zaznaczył dyrektor Ogłaza, PFR przygląda się też projektom z zakresu morskiej energetyki wiatrowej. W obszarze zainteresowań PFR w przyszłości mogą być też magazyny energii, ale muszą to być rozwiązania technologicznie i komercyjnie uzasadnione.

Jednocześnie przedstawiciel PFR podkreślił, że fundusz angażuje się w projekty już na etapie samej budowy, podczas gdy większość funduszy infrastrukturalnych refinansuje zrealizowane inwestycje. Jak mówił, PFR stara się również, aby horyzont finansowania był zgodny z cyklem inwestycyjnym, a obecnie maksymalny czas finansowania sięga roku 2040, bo wówczas mija 25 -letni okres, na jaki zostały powołane fundusze PFR.

Dyrektor Ogłaza podkreślił, że PFR inwestując środki publiczne musi inwestować na zasadach rynkowych, aby nie pojawił się zarzut niedozwolonej pomocy publicznej lub, aby dług projektowy nie został zakwalifikowany do długu publicznego.

– Zasadniczo celem PFR jest wypełnienie luki kapitałowej wymaganej przez banki do sfinansowania projektów, jesteśmy gotowi wziąć udział w tych projektach energetycznych, które zapewnią funduszom rynkowy zwrot z kapitału odpowiadający przyjętemu profilowi ryzyka, dodał.

O aspekcie finansowym inwestycji w energetyce mówił też Arkadiusz Wicik z Fitch Polska. Zwrócił on uwagę, że największe europejskie grupy energetyczne około połowy wydatków inwestycyjnych przeznaczają na sieci dystrybucyjne, a drugi obszar to energetyka odnawialna (ok. 30 proc.)

– Zachodnie koncerny energetyczne na wytwarzanie konwencjonalne przeznaczają tylko około 10 proc. CAPEX-u -mówił Arkadiusz Wicik, zaznaczając, że w Polsce na ten cel przeznacza się około 40- 50 proc. środków. Przyznał on jednocześnie, że zagraniczni analitycy zgadzają się, iż nasze uwarunkowania uzasadniają inwestycje w bloki węglowe. Jednak zwracają oni też uwagę na problemy z finansowaniem i ryzyko kredytowe związane z utrzymaniem rentowności nowych bloków węglowych, ze względu na rosnące ceny CO2.

W ocenie przedstawiciela Fitch Polska, obecnie ryzyko to jest równoważone przez segment dystrybucji, a to pozwala na utrzymywania ratingów na poziomie BBB.

Na zakończenie panelu wiceprezes Taurona przedstawił instrumenty finansowania, z których grupa Tauron korzysta w swoich inwestycjach. Wymienił między innymi obligacje korporacyjne polskie oraz euroobligacje, kredyty bankowe, kredyty preferencyjne od banków takich jak EBI lub EBOR oraz projekty realizowane wspólnie z PFR.

– Finansowanie dla spółek energetycznych jest dostępne, pomimo tego, że potrzeby w zakresie finansowania są i będą znaczne – zapewnił Marek Wadowski.

CIRE.PL