Najwięksi fantaści nie wyrzucą węgla z energetyki

Rozmowa z HERBERTEM LEOPOLDEM GABRYSIEM, przewodniczącym Komitetu ds. Energii i Polityki Klimatycznej Krajowej Izby Gospodarczej, b. wiceministrem przemysłu i handlu

Jak wygląda zyskowność energetyki i górnictwa na tle innych branż przemysłu?

Rentowność obrotu brutto przemysłu w 2014 r. była niższa o 7 proc. niż w 2013 r. i zdecydowanie niższa niż w latach 2011 i 2010. Najwyższą wartość rentowności obrotu brutto, równą 13,5 proc. w grupie przemysł za 2014 r. miała elektroenergetyka, rozumiana jako wytwarzanie, przesył, dystrybucja i handel energią elektryczną. Sektor górnictwa, licząc łącznie wydobycie węgla kamiennego i brunatnego, zanotował w 2014 r. ujemną rentowność obrotu brutto. Panuje opinia, że energetyka ma pieniądze i jest przygotowana na poniesienie kosztów kreowanych przez politykę klimatyczną Unii Europejskiej. Warto pamiętać, że podatek dochodowy całej grupy energetyki – wytwarzanie i zaopatrzenie w energię elektryczną, gaz, parę wodną i powietrze do klimatyzacji – stanowił w 2014 r. 30,5 proc. podatku dochodowego. Jeśli dziś mówimy, że koszty pakietu klimatycznego muszą przełożyć się wcześniej czy później na koszty wytwarzania energii, to muszą przełożyć się również na wzrost cen energii i bez wątpienia przeniosą się także na budżet państwa. Trzeba mieć świadomość, że zmiany w wynikach finansowych energetyki w tej skali przeniosą się na dochody budżetu państwa!
 

Stopniowo zmienia się struktura wytwarzania w polskiej energetyce. Jaka jest obecnie pozycja węgla?

W strukturze Krajowego Systemu Elektroenergetycznego elektrownie i elektrociepłownie na węgiel kamienny stanowiły 50,9 proc. mocy zainstalowanej w 2014 r., a elektrownie na węgiel brunatny 24 proc. To oznacza, że ok. 75 proc. mocy w polskim systemie to źródła konwencjonalne. W takiej skali koszty, wyzwania i ogromne problemy polityki klimatycznej, którym musi sprostać energetyka oparta na węglu, przeniosą się na cały system energetyczny. Struktura produkcji wygląda jednak inaczej niż struktura mocy zainstalowanych. W 2014 r. z węgla kamiennego wyprodukowano 46,9 proc. energii a z węgla brunatnego 33,7 proc. To z kolei oznacza, że elektrownie i elektrociepłownie na węglu kamiennym są w coraz mniejszym stopniu wykorzystywane. W roku 2014 (wobec 2013 r.) nastąpił spadek produkcji energii z węgla kamiennego o 8,5 proc., co przełożyło się na zmniejsze nie zużycia węgla kamiennego energetycznego. Tak drastyczny spadek zużycia węgla musiał mieć istotne, negatywne skutki dla górnictwa. Obecnie cena węgla energetycznego z 1 GJ jest niższa niż w 2013 r. i latach wcześniejszych.
 

Jaki jest stan polskich elektrowni?

Niestety, systematycznie od lat spada ją nakłady na remonty jednostek wytwórczych. W 2014 r. na remonty bloków na węgiel kamienny wydano rekordowo mało, bo 476,9 mln zł, na remonty jednostek na węgiel brunatny wydano 348,8 mln zł, a na remonty w elektrociepłowniach przeznaczono 115,7 mln zł. W energetyce mamy więc w ważącej części substancję starą, zużytą, nisko sprawną, w wielu przypadkach są to bloki 120 MW lub niewiele większe. Te jednostki tracą trwale rentowność i z tych powodów powinny już być wycofane. A nie są. Te wyłączenia jednak nastąpią. Do 2020 r. z przyczyn zużycia i trwałej utraty rentowności odstawimy z krajowego systemu nieco ponad 5 tys. MW mocy z bloków najstarszych, z grupy do 200 MW. Z kolei do 2030 r. ostawionych zostanie dodatkowo 6,5 tys. MW z bloków powyżej 200 MW. Te wyłączenia dotkną przede wszystkim bloki na węglu kamiennym. Obecnie prowadzone inwestycje w energetyce stwarzają szansę na pokrycie tych ubytków do roku 2020, jednak z powodu obwarowań wynikających z regulacji unijnych mogą wystąpić problemy z zastąpieniem jednostek wycofywanych w latach 2021–2030.
 

Który sektor energetyki jest najbardziej zyskowny, a który najmniej?

Mówiąc o wynikach finansowych firm energetycznych warto zwrócić uwagę na dwie, dość charakterystyczne grupy: Zespół Elektrowni Pątnów–Adamów–Konin oraz Zespół Elektrociepłowni Wrocławskich Kogeneracja. Po wynikach finansowych tych dwóch grup widać, że tam gdzie nie ma segmentu obrotu i dystry bucji, tam wyniki finansowe są dużo niższe a tendencja do pogarszania wyników w ostatnich latach jest bardzo wyraźna. Wynik grup energetycznych w ostatnich latach w Polsce był tworzony przede wszystkim w segmentach obrotu i dystrybucji energii poza PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna. W grupie Tauron w 2014 r. segment dystrybucji dał blisko 67 proc. wyniku EBIT (zysk operacyjny przed opodatkowaniem), drugim w kolejności był segment sprzedaży z 31,8 proc. Grupa Tauron wykazała natomiast stratę w obszarze wytwarzania w wysokości 189,2 mln zł i jest to strata mniejsza niż w 2013 r., kiedy była na poziomie 459 mln zł. Stratę EBIT Tauron pokazał także w segmencie wydobycia, która była na poziomie 6,8 mln zł, wobec zysku 65,8 mln zł w 2013 r.

W grupie Energa dystrybucja wygenerowała ponad 58 proc. wyniku EBIT, a drugie miejsce zajmował segment wytwarzania z 38,4 proc. W grupie Enea dystrybucja dała ponad 61 proc. wyniku EBIT a wytwarzanie około 35 proc. Nieco inaczej te wskaźniki wyglądają w grupie PGE, gdzie wiodącym segmentem w tworzeniu EBIT był segment energetyki konwencjonalnej z ok. 65,5 proc. udziałem w EBIT a drugą pozycję, ze znacznie mniejszym udziałem, zajmowała dystrybucja z 25,9 proc. Stratę EBIT PGE odnotowała natomiast w segmencie obrotu detalicznego, która wyniosła 200 mln zł przy 403 mln zł zysku w 2013 r. Warto zwrócić uwagę, że grupie PGE za rok 2014 po raz pierwszy zanotowano stratę na obrocie detalicznym. To pokazuje, jak wewnętrzna gra w grupie i budowanie wyników na wyjściu odbija się na poszczególnych podsektorach. To jest groźne, ponieważ burzy zaufanie do energetyki.
 

Jak wygląda opłacalność sektora wytwarzania energii?

Wytwarzanie w 2009 r. miało ren towność 21 proc., która od tego czasu spadała, by w 2013 r. osiągnąć 4 proc. W roku 2014, gdyby doliczyć wyjątkowo wysokie rekompensaty z tytułu wcześniejszego rozwiązania kontraktów długoterminowych, które były jednak jednorazowe, to rentowność wytwarzania byłaby na poziomie 13 proc., ale gdyby rekompensaty pominąć, to rentowność spadłaby do poziomu 4,1 proc. I to jest odpowiedź na pytanie o sytuację polskiej generacji.
 

Pojawił się pomysł dalszej konsolidacji polskich grup energetycznych. Jak Pan go ocenia?

Gdyby połączyć PGE z Energą a Tauron z Eneą to aktywa powstałych w ten sposób grup byłyby istotnie mniejsze niż ak tywa największych energetycznych koncernów w Europie jak EDF, Engie (dawniej GDF Suez), E.ON, RWE czy Vattenfall. Pamiętajmy, że to nie wielkość jest najważniejsza dla konkurencyjności, lecz to, że największe europejskie koncerny funkcjonują na rynkach multienergetycznych. Zachodnie koncerny nie działają tylko w obszarach energetyki tradycyjnej, czyli wytwarzania, przesyłu i dystrybucja oraz obrotu energią. Tam jest wiele innych obszarów, które w naszych koncernach nie funkcjonują, a co gorsze polskie grupy nie lokują tam swoich nadwyżek finansowych, których w roku 2014 wobec 2013 r. przybyło. Kapitał własny polskich grup energetycznych w 2014 r. wyniósł 83,5 mld złotych i zwiększył się w stosunku do roku poprzedniego o prawie 3 proc. Z kolei aktywa polskich koncernów energetycznych na koniec 2014 r. miały wartość 137 mld zł i zwiększyły się w stosunku do 2013 r. o 8 proc. Dominującą jest grupa PGE z 66,2 proc. aktywów, a następne są Tauron z 34,6 proc. oraz Energa i Enea, które mają po 18,1 proc. aktywów.
 

Konsolidacja miała przyśpieszyć inwestycje w energetyce…

W 2015 r. wszystkie grupy energetyczne weszły ze sporą pulą środków finansowych. Pamiętajmy jednak, że lata 2013 i 2014 to okres, kiedy wszystkie grupy energetyczne rozpoczęły realizację programów inwestycyjnych zarówno w obszarze wytwórczym, jak i w dystrybucji. Te inwestycje w generację mają nam zabezpieczyć w roku 2020 ubytek ok. 5 tys. MW, które zostaną w tym czasie wyłączone. Jeśli koszt programów inwestycyjnych nałożyć na wyniki finansowe, to obraz energetyki jest zupełnie inny.
 

W inwestycjach coś się jednak ruszyło…

31 stycznia 2014 roku PGEGiEKwydała generalnemu wykonawcy polecenie rozpoczęcia prac przy budowie dwóch bloków w Elektrowni Opole po 900 MW, a pod koniec 2014 r. rozpoczęto budowę jednostek w Turowie 450 MW. Na różnym etapie zaawansowania są inne inwestycje w obszarze generacji, są to blok 843 MW w Elektrowni Jaworzno III, 1075 MW w Elektrowni Kozienice, 596 MW w elektrociepłowni Płock, 463 MW w elektrociepłowni Włocławek, 449 MW w Elektrociepłowni Stalowa Wola, 138 MW w Elektrociepłowni Gorzów, 75 MW w Elektrociepłowni Zofiówka, 58 MW w Elektrociepłowni Tychy oraz 25 MW w elektrociepłowni w Kędzierzynie-Koźlu.
 

Czy węgiel zniknie z polskiej energetyki?

Nikt w perspektywie najbliższych 15 lat, nawet rękami największego fantasty, nie potrafi wykreślić obrazu energetyki polskiej bez węgla brunatnego i kamiennego. Zatem co nas czeka? Prawdopodobnie będzie drogo, już od końcówki lat dwudziestych tego wieku trzeba będzie płacić drogo za energię. To przełoży się bez wątpienia na ubytki w dochodach budżetu państwa i problemy społeczne.

Rozmawiał: Dariusz Ciepiela
Publicysta miesięcznika
Nowy Przemysł i portalu wnp.pl