ROZMOWA
dr inż. Paweł Skowroński
Politechnika Warszawska
Rozmowę prowadzi Marcin Wandałowski, Redaktor Centrum Strategii Energetycznych w Instytucie Badań nad Gospodarką Rynkową
Co może być myślą przewodnią dla polskiej energetyki w dobie coraz ostrzejszych obwarowań unijnej polityki klimatycznej?
Przede wszystkim powinniśmy umieć sprawnie balansować pomiędzy ramami narzucanymi przez Unię Europejską a specyficznymi uwarunkowaniami naszego sektora energetycznego. Patrząc holistycznie w kategoriach społeczno‑gospodarczych, Polska jako członek Wspólnoty odnosi więcej korzyści niż strat. Chcąc dalej czerpać profity związane z uczestnictwem w UE, musimy unijną politykę klimatyczną respektować i systematycznie wdrażać. Niemniej jednak powinno nam również zależeć na jak najintensywniejszym i jak najdłuższym wykorzystywaniu swoich zasobów energetycznych oraz infrastruktury. Czyli innymi słowy – na opieraniu naszej energetyki na węglu tak długo, jak będzie to możliwe. Jednocześnie dostosowując się oczywiście do światowych trendów energetycznych poprzez rozsądne budowanie własnego potencjału OZE oraz szukanie nisz rynkowych i sposobów na rozwój przemysłu wytwórczego w tym sektorze. Nie uważam natomiast, by dobrą strategią było wychodzenie w tym względzie przed szereg. Dopóki wytwarzanie energii elektrycznej w zielonych instalacjach nie będzie tańsze od źródeł konwencjonalnych, powinniśmy rozwijać OZE w nie większym stopniu niż wymaga tego od nas polityka klimatyczna UE. Dlaczego mamy skazywać się na wyższe ceny energii oraz narażać na poważne problemy społeczne związane z gwałtownym redukowaniem roli elektrowni węglowych?
Czy taka taktyka nie okazałaby się jednak dla nas zgubna w warunkach jednolitego rynku energii?
Nie ulega wątpliwości, że przy obecnym modelu rynku energii, OZE są na uprzywilejowanej pozycji. Otwarte pozostaje jednak pytanie, w jaki sposób pokryć szczytowe zapotrzebowanie na energię w czasie, gdy warunki dla pracy zielonych instalacji są niekorzystne. Dopóki dostatecznie nie rozwiniemy technologii magazynowania dużych ilości energii elektrycznej, niezbędne nam będą moce konwencjonalne, zabezpieczające nasz system elektroenergetyczny. Funkcjonując w ramach wspólnego obszaru energetycznego, moglibyśmy korzystać z tańszej dziś energii z rynku hurtowego zachodnich sąsiadów, lecz nie dawałoby nam to gwarancji pokrycia szczytów zapotrzebowania. Import energii z Niemiec byłby bowiem możliwy jedynie przy określonych warunkach pogodowych. Kiedy słońce by zaszło, a wiatr przestałby wiać, potrzebowalibyśmy energii produkowanej w naszych blokach konwencjonalnych. Dlatego powinniśmy zadbać o ich odpowiednią modernizację. Najlepiej, by były one przystosowane do pracy z relatywnie niskim obciążeniem oraz by mogły dynamicznie zmieniać swoją moc. Muszą przy tym spełniać normy środowiskowe dotyczące emisji pyłów, tlenków azotu czy tlenków siarki, na co unijna polityka klimatyczna kładzie szczególny nacisk.
Jakie jeszcze czynniki będą miały wpływ na sytuację polskich elektrowni w najbliższych latach?
Na rynku energetycznym możemy dostrzec dziś kilka równolegle zachodzących zjawisk. Po pierwsze – stopniowo, choć nie tak dynamicznie jak w wielu innych krajach europejskich, wzrasta potencjał elektrowni wiatrowych. Mają one pierwszeństwo w dostawie energii do sieci przez co, przy nieznacznie rosnącym popycie, na rynku ubywa miejsca dla energii generowanej w elektrowniach konwencjonalnych. Po drugie, o czym wspominałem już wcześniej, choć wiatraki produkują w Polsce coraz więcej energii i stopniowo zabierają rynek aktywom węglowym, to nie dają gwarancji pokrycia szczytowego zapotrzebowania na moc. W systemie potrzebna jest zatem moc dyspozycyjna elektrowni konwencjonalnych. Po trzecie wreszcie, pod koniec obecnej dekady nastąpi istotna zmiana jeśli chodzi o wysokość kosztów ponoszonych przez polskie elektrownie konwencjonalne. Do 2013 roku otrzymywały one pozwolenia do emisji CO2 za darmo. W tym roku są one już zobligowane do zakupu około połowy wykorzystywanych przez siebie uprawnień do emisji, a od 2020 roku darmowych pozwoleń z dotychczasowej derogacji nie będzie już wcale i trzeba będzie za nie płacić z własnej kieszeni. 135 mln darmowych uprawnień do emisji CO2 przyznane polskiej energetyce na lata 2020‑2030 to mały ułamek tego, czym dysponują nasze elektrownie w obecnej dekadzie.
Jakie skutki niosą za sobą te uwarunkowania?
Elektrownie konwencjonalne uzyskują podstawową część swoich przychów ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku hurtowym. Decydujący wpływ na ostateczną cenę ma wysokość kosztów krańcowych produkcji energii. Wpływają na nie głównie wydatki na paliwa oraz cena uprawnień do emisji CO2 – niezależnie od tego, czy elektrownia uzyskuje je za darmo czy też musi za nie płacić. To, że polskie jednostki wytwórcze otrzymują dziś część pozwoleń do emisji nieodpłatnie nie oznacza, że w ostatecznej cenie energii jest to adekwatnie skorygowane. Wręcz przeciwnie – w cenie tej „zaszyty” jest pełen koszt CO2. Elektrownie postrzegają zatem darmowe uprawnienia jako źródło dodatkowych dochodów. Najlepszym tego dowodem jest porównanie zmian średniotygodniowych cen energii ze zmianami cen uprawnień skorygowanymi średnim współczynnikiem emisji CO2. Okazuje się, że w okresie, gdy nie następowały istotne wahania cen węgla, krzywe reprezentujące te parametry były do siebie prawie równoległe. Oznacza to, że gdy rośnie cena pozwoleń CO2, do góry – niemal o tą samą wartość – idzie też cena energii elektrycznej na rynku hurtowym. Analogicznie sytuacja wygląda przy spadku cen. Oczywiście, nie jest to „sztywna relacja”, ale tendencja jest jak najbardziej zauważalna.
Co się stanie, gdy okres darmowych pozwoleń do emisji CO2 dobiegnie końca?
Choć pełen koszt CO2 jest zawarty w cenie energii elektrycznej już dziś, to jednostki wytwórcze będą go ponosiły niemal w całości dopiero po 2019 roku. Nie zwiększą prawdopodobnie swoich przychodów (bodźca do wzrostu cen póki co nie widać), lecz podwyższą się ponoszone przez nie faktycznie koszty. Środki uzyskiwane przez elektrownie ze sprzedaży wyprodukowanej energii elektrycznej służą w pierwszej kolejności na pokrycie kosztów zmiennych jej produkcji – paliwa, emisji CO2, innych opłat środowiskowych, sorbentu siarki itd., a następnie kosztów stałych, niezależnie od wielkości produkcji. To, co zostanie stanowi zysk. Jeżeli zatem koszty zmienne – ze względu na uwzględnienie w nich coraz większych wydatków na zakup uprawnień do emisji CO2 – będą rosły, to pula przeznaczona na koszty stałe i zysk zacznie drastycznie maleć. W takiej sytuacji wiele starszych bloków opalanych węglem kamiennym, o niższej sprawności, nie tylko nie będzie generować dodatniego wyniku finansowego, ale w latach 2019‑2021 ponoszone przez nie straty mogą być wręcz większe od amortyzacji. Ich bieżące funkcjonowanie wymagałoby wówczas ciągłego „dosypywania” gotówki.
Czy nasz system elektroenergetyczny stać jednak na zamknięcie tych bloków?
Dla elektrowni generujących większe koszty niż przychody nie powinno być miejsca. Myśląc o utrzymaniu stabilnej pracy systemu, nie możemy jednak dopuścić do tego, by przestały one nagle pracować. Dlatego też w moim odczuciu powinniśmy zaproponować im pewien dodatkowy strumień przychodów, dzięki któremu będą mogły utrzymywać majątek w odpowiednim stanie technicznym i normalnie funkcjonować. Skoro dotujemy zieloną energetykę czy kogenerację gazową, to dlaczego nie moglibyśmy płacić za utrzymanie co najmniej części konwencjonalnych elektrowni, które są nam niezbędne do niezawodnego pokrycia zaopatrzenia w moc? W innym wypadku za kilka lat będziemy mieli z tym duży problem. Moim zdaniem możliwe byłoby utworzenie mechanizmu dopłat skierowanego do określonego wolumenu mocy – to znaczy do takiej części elektrowni, które są szczególnie potrzebne z punktu widzenia funkcjonowania całego systemu. Mechanizm ten trzeba jednakże zaplanować mądrze, tak by wymuszał także procesy restrukturyzacyjne i aktywną redukcję kosztów w poszczególnych jednostkach wytwórczych. Wysokość wsparcia powinna być adekwatna do możliwości dokonywania zmian organizacyjnych i osiągania dodatnich wyników finansowych przez elektrownie, lecz jednocześnie nie za wysoka, bo ostatecznie płacił za nią będzie odbiorca. Nie dopuśćmy do zmarnowania tych pieniędzy poprzez np. uzależnianie wysokości dopłat od sum, jakie dana jednostka wytwórcza przeznacza na zakup uprawnień do emisji lub kierowania takich środków niezależnie od podjętych wewnętrznych programów poprawy efektywności. Nie o to chodzi. Działając według takiej logiki, nie zainicjujemy bowiem żadnych pozytywnych procesów.
W jaki sposób dokonać efektywnej restrukturyzacji polskich elektrowni?
Trzeba zastanowić się nad możliwością zredukowania kosztów stałych (poza amortyzacją). Należą do nich przede wszystkim wydatki na remonty oraz na wynagrodzenia. Dotykamy tu w sposób bezpośredni problemów racjonalizacji remontów i redukcji przerostu zatrudnienia, z którymi sektor energetyczny zmaga się od lat. Z czego one wynikają? Po pierwsze, z dużych rezerw jeśli chodzi o automatyzację pracy i braku motywacji do jej dokonania. Po drugie, z zatrudniania pracowników nie tylko potrzebnych do bieżącej eksploatacji elektrowni, lecz również wielu różnego rodzaju służb – np. remontowych – na warunkach, które nie stymulują poprawy efektywności wykonywanych przez nie prac. W innych sektorach przemysłu takie usługi są zazwyczaj realizowane przez firmy zewnętrzne, a efektywność jest wymuszana przez mechanizmy rynkowe. Trzeba też zwrócić uwagę, że przeciętne wynagrodzenia w energetyce są – na podobnych stanowiskach – istotnie wyższe od zarobków w innych sektorach gospodarki.
Choć o przeroście zatrudnienia w polskim sektorze energetycznym mówi się od dawna, do tej pory nie udało nam się dokonać zmian.
Przykłady elektrowni i elektrociepłowni, które są lub były własnością zagranicznych koncernów pokazują, że proces restrukturyzacji da się w Polsce zrobić „z głową”, przy minimalizacji negatywnych skutków społecznych. Dziś jest ostatni moment, by przeprowadzić go w pozostałych elektrowniach, zwłaszcza tych opalanych węglem kamiennym. To właśnie te jednostki czekać będzie największe zmniejszenie wyników finansowych. Ostatnich 7‑8 lat to okres zaniechania, który powinniśmy byli wykorzystać znacznie lepiej, by uniknąć obecnych problemów. Błędem byłoby dziś jednak nagłe „dociskanie śruby” i próba całkowitego przemodelowania funkcjonowania polskich jednostek wytwórczych w ciągu np. 2‑3 lat. Trzeba pamiętać o uwarunkowaniach społecznych takich zmian. Duże elektrownie zlokalizowane w pobliżu mniejszych miast są pewnego rodzaju motorem napędzającym lokalne procesy gospodarcze i nie tylko. Często w takich obiektach zatrudnionych jest wiele osób z jednej rodziny. Każda restrukturyzacja musi być przeprowadzana z poszanowaniem indywidualnych problemów pracowników. Zmiany powinny następować stopniowo, tak by otoczenie mogło je absorbować, a społeczeństwo w jak najmniejszym stopniu odczuwało negatywne skutki. Restrukturyzacja nie może być szokowa, lecz rozłożona w czasie i konsekwentnie wdrażana.
Źródło: Centrum Studiów Energetycznych
