listopad 2010

Transkrypt

listopad 2010

Przez ostatnie dwa miesiące czołową pozycję w naszych przeglądach prasy zajmowała
prywatyzacja - najpierw gdaoskiej Energii, potem poznaoskiej Enei. Wydawało się, że sprawa
jest zamknięta, ale rzeczywistośd okazuje się bogatsza od oczywistości. Można po prostu
stwierdzid, iż niezbadane są prywatyzacyjne ścieżki po jakich stąpa minister skarbu paostwa
Aleksander Grad.
Pocieszające jest inny aspekt prywatyzacji. Jest niemal pewne, że w przyszłym roku
zadebiutują na warszawskim parkiecie spółki węglowe! No i przy tej okazji jeszcze jedna
ważna wiadomośd - Bogdanka, najlepsza i już niemal w całości prywatna (!) polska kopalnia,
obroniła się przed zakusami czeskiego krezusa Zdenka Bakali.
W listopadowym przeglądzie prasy zajmiemy się również niemocą energetyczną w Polsce i
wynikającym z tego zagrożeniem blackoutem. Wyjścia z tej sytuacji są trzy: inwestowad,
inwestowad i jeszcze raz inwestowad. Z tym, że w grę wchodzą miliardy, setki miliardów
złotych w perspektywie najbliższych kilkunastu lat.
Powiemy też o zmianach jakie szykują się w certyfikatach za zieloną energię.
Zajmiemy się również cenami - niestety będzie drożej.
Przedstawimy również bardzo ciekawe prognozy dotyczące światowej energetyki.
To tylko niektóre propozycje listopadowego przeglądu prasy.
... STATYSTYKI
- Zużycie energii elektrycznej w Polsce wzrosło w październiku o 1,3% rdr i wyniosło 13,441
TWh - wynika z danych PSE Operator.
Od początku roku zużycie energii elektrycznej wyniosło 126,921 TWh i było o 4,2% wyższe niż
w analogicznym okresie 2009 r.
W październiku wyprodukowano w Polsce 13,726 TWh energii elektrycznej, tj. o 1,6% więcej
rdr. Od początku 2010 r. wyprodukowano 127,814 TWh energii elektrycznej, tj. o 3,5%
więcej niż w 2009 r.
www.cire.pl 15.11.2010
Następna statystyka jest już jednak o wiele mniej optymistyczna...
Firma doradcza Ernst&Young przeliczyła ile zainstalowanej mocy netto przypada na osobę w
krajach UE. Polska znalazła się na szarym koocu tej klasyfikacji ze wskaźnikiem 0,9 kW na
osobę przy średniej unijnej 1,6 kW na osobę.
- Z jednej strony przynajmniej wydaje nam się, że jesteśmy krajem rozwiniętym i wszystko u
nas jest dobrze, bo jako jeden z niewielu krajów europejskich zanotowaliśmy pozytywny
wzrost gospodarczy w 2009 r. Natomiast pod względem mocy zainstalowanej przypadającej
na 1 mieszkaoca jesteśmy na samym koocu wspólnoty - mówi Piotr Piela z Ernst&Young.
Podobnie niski wskaźnik mocy zainstalowanej netto na 1 mieszkaoca jak Polska mają jeszcze
Węgry, Rumunia i Łotwa, ale pozostałe 23 kraje UE mają już ten wskaźnik wyższy. Przy tym
średnia dla UE wynosi ok. 1,6 kW na osobę, a w strefie euro jest jeszcze wyższa, bo wynosi
ok. 1,74 kW. Moc zainstalowana netto na 1 osobę jest wyższa od średniej unijnej w
Czechach, Francji, Estonii, Hiszpanii, Danii, Austrii, Finlandii, Luksemburgu i Szwecji.
- Wskaźnik zainstalowanej mocy przypadającej na 1 osobę świadczy o bezpieczeostwie
energetycznym. Po to, żeby dogonid pozostałe kraje europejskie pod względem
2
bezpieczeostwa, czyli osiągnąd średni unijny wskaźnik zainstalowanej mocy na osobę,
należałoby wybudowad ok. 15 000 MW dodatkowych mocy wytwórczych - uważa Piela.
www.wnp.pl 24.11.2010
BLACKOUT CZYLI ENERGETYCZNA NIEMOC
Polsce grożą blackouty, ponieważ według wielu analiz od lat 2016-19 mocy może zabraknąd mówi Piotr Zdrojewski, dyrektor z Działu Doradztwa Biznesowego PwC.
- Polska w dużym stopniu funkcjonuje jako wyspa energetyczna. Przepustowośd połączeo
transgranicznych jest na tyle niewielka, że nie wpływa w znaczącym stopniu na bilans energii.
Jest to niepokojące z uwagi na niemożnośd importu dużej ilości energii, ale z drugiej strony
jest elementem zmniejszającym ryzyko inwestowania w Polsce. Zresztą w całej UE mniej niż
10% energii przepływa przez granice paostw.
www.wnp.pl 15.11.2010
Popyt na energię elektryczną rośnie. Nowe elektrownie nie powstają. Brakuje możliwości
importu energii. Gdy gospodarka zacznie się rozwijad szybciej, Polska może stanąd w obliczu
kryzysu. Już w latach 2014-16 może dojśd do ograniczeo dostaw prądu.
Jeszcze 3 lata temu eksperci oceniali, że prądu może brakowad już w 2012 r. Nadszedł jednak
kryzys.
Gospodarka
zwolniła
i
zapotrzebowanie
na
prąd
spadło.
W 2008 r. zużycie prądu w Polsce wyniosło 154,8 TWh, w 2009 r. spadło do 148,7 TWh. W
2010 r. popyt rośnie (o ok. 4%), chod wciąż jeszcze jest mniejszy niż w 2008 r. i energetyka
ciągle jedzie na oddechu, który dał jej kryzys.
- Do 2012 r. nie przewidujemy zjawisk, które groziłyby nam blackoutem - powiedział Jerzy
Andruszkiewicz, wiceprezes PSE Operator, ale zastrzegł, że trzeba wziąd poprawkę na
zjawiska klimatyczne.
W przypadku mocy wytwórczych na pierwszy rzut oka sytuacja wygląda dobrze.
W 2009 r. moc osiągalna elektrowni w Polsce wynosiła ponad 34 000 MW, moc dyspozycyjna
niespełna 27 000 MW, a średnie zapotrzebowanie na moc w szczycie wieczornym
zapotrzebowania w dni robocze wynosiło ok. 20 600 MW. Nadwyżki mocy to jednak po
części iluzja.
- To prawda, mamy bardzo duże nadwyżki mocy, ale operator już parę razy, kiedy
potrzebował uruchomid te nadwyżki mocy, czyli elektrownie, które były w rezerwie, miał z
tym bardzo poważne kłopoty - przypomina Piotr Kukurba, b. prezes PSE Operator.
- Awaryjnośd naszych bloków jest jedną z największych w Unii. Teoretycznie mamy
nadwyżkę, w praktyce bywa inaczej - mówi Kukurba.
- Jakośd sieci bez względu na to, czy dystrybucyjnej czy przesyłowej, jest czynnikiem
krytycznym dla występowania blackoutu. To największy obszar troski - ocenia Maciej
Owczarek, prezes zarządu Enei.
Z informacji przekazywanych przez prof. Krzysztofa Żmijewskiego, sekretarza generalnego
Społecznej Rady Narodowego Programu Redukcji Emisji, wynika, że obecnie dekapitalizacja
techniczna polskich elektrowni wynosi ok. 73%. Jak jest z sieciami?
- Wydawało nam się, że w sieciach dystrybucyjnych i przesyłowych jest lepiej, ale okazuje się,
że sieci przesyłowe są zdekapitalizowane w 71%, dystrybucyjne w 75%, transformatory ze
3
średniego napięcia na niskie w 80%, transformatory ze średniego napięcia na niskie na
ścianie wschodniej w 90%, a linie 220 KV, które wspierają linie 400 KV, w 87% - mówi
Żmijewski.
W latach 2005-08, wg danych PSE Operator, moc dyspozycyjna elektrowni spadła z 27 800
MW do 25 700 MW, a średnie zapotrzebowanie na moc wzrosło z 19 800 MW do 21 600
MW. Dopiero w 2009 r. moc dyspozycyjna wzrosła do 26 700 MW, a średnie
zapotrzebowanie spadło poniżej 21 000 MW. Energetycy pokpiwali, że moc dyspozycyjna
wzrosła, bo spadł popyt i elektrownie mniej się psują.
www.wnp.pl 10.11.2010
Już dzisiaj najbardziej gorącym tematem polskiej energetyki powinny się stad inwestycje w
sied przesyłową. Jej stan jest rzeczywiście fatalny, co często widad gołym okiem. Zamiast
walczyd o miliardy na nowe bloki oparte na węglu, z których nie będzie jak i czym przesład
energii, zajmijmy się budową i modernizacją linii przesyłowych, a także połączeo
transgranicznych.
Wystarczy porównad polski system energetyczny z czeskim, w którym przy blisko 4-krotnie
mniejszej liczbie ludności (Polska 38 mln, Czechy 10,5 mln) Czechy produkują tylko o połowę
mniej energii (76 TWh w 2009 r.) niż Polska (151 TWh). Ten niewielki kraj ma połączenia
transgraniczne ze wszystkimi stronami świata (7 połączeo), a w 2009 r. wyeksportował
ponad 13,6 TWh. Polska wyeksportowała nieco ponad 2 TWh.
Polska ma 2 linie transgraniczne z Niemcami, 2 z Czechami i 1 ze Słowacją. W praktyce
możliwości międzysystemowej wymiany energii elektrycznej są ograniczone do ok. 500 MW
ze względu na niekorzystny wpływ tzw. przepływów karuzelowych energii wiatrowej z
północnych Niemiec przez Polskę i Czechy do landów południowych.
Wymiana międzysystemowa ze Szwecją odbywa się położonym na dnie Bałtyku kablem o
maksymalnej przepustowości 600 MW. Ponadto PSE Operator jest właścicielem 2 połączeo z
Ukrainą (z czego 1 nie pracuje) i 1 z Białorusią (także wyłączone z ruchu). Obecne możliwości
przesyłu energii elektrycznej połączeniami na granicach wschodnich wynoszą zaledwie 220
MW.
A połączenia transgraniczne mogłyby byd ratunkiem dla polskiego systemu energetycznego
w przypadku braku krajowej mocy. Polskim odbiorcom mogłoby się to bardzo opłacad,
ponieważ ostatnio ceny energii w Niemczech były już niższe niż w Polsce. Ale na razie ani
importowad, ani eksportowad zbyt wiele energii nie będziemy. Byd może za kilka lat. W 2014
r. byd może uda się zwiększyd przepustowośd połączeo do 1500 MW. Rok później ruszyd ma
połączenie z Litwą, skąd można będzie importowad ok. 500 MW, a docelowo 1000 MW.
Zamiast więc wymuszad budowę wielkich bloków energetycznych, może warto się skupid na
tym, co najpilniejsze. Czyli budowad w kraju nowe linie przesyłowe i szybko uchwalid ustawę
o korytarzach przesyłowych.
Warto też pamiętad, że blackouty w Szczecinie czy te na Śląsku i w Małopolsce nie wynikały z
braku mocy czy awarii w elektrowni, lecz z przeciążenia linii energetycznych w czasie
ekstremalnie złej pogody. Na pogodę nie mamy sposobu, na wytrzymałośd linii możemy
mied.
Dziennik Gazeta Prawna 3.11.2010
Pozostaje jeszcze prawo, fatalne regulacje, które blokują bądź wręcz uniemożliwiają
inwestowanie w sieci.
4
- Mam nadzieję, że po pomyślnym przejściu procedury konsultacji międzyresortowych i
społecznych, jeszcze w tym roku uda się skierowad ustawę o korytarzach przesyłowych pod
obrady rządu. Dzięki temu w przyszłym roku ustawa mogłaby już trafid do parlamentu powiedział Edward Słoma, zastępca dyrektora Departamentu Energetyki Ministerstwa
Gospodarki.
- Jest to niezwykle oczekiwane rozwiązanie. Pozwoli w koocu na wprowadzenie
systemowych rozwiązao w zakresie wyceny nieruchomości pod inwestycje przesyłowe mówi Słoma.
Ustawa o korytarzach przesyłowych umożliwid ma pozyskanie terenów pod inwestycje
liniowe poprzez decyzję administracyjną. Dotychczasowe rozwiązania ustanawiania
służebności na drodze umowy lub przed sądem powodowały znaczne wydłużanie się czasu
inwestycji. Ponadto, służebnośd będzie mogła byd ustanowiona na wielu nieruchomościach
jednocześnie a nie na każdej z osobna. W zależności od znaczenia korytarza, decyzję
wydawad będzie starosta lub wojewoda.
Na drodze administracyjnej ustalane będzie także odszkodowanie przysługujące
właścicielowi gruntu lub użytkownikowi wieczystemu. Ustawa określa także sposób ustalania
wartości gruntu i wysokośd odszkodowania przysługującego w zależności od stopnia
ingerencji w nieruchomośd. Za szybkie wydanie gruntu właścicielowi przysługiwad będzie
ponadto 5% bonifikaty.
Jeszcze w tym roku rząd może zatwierdzid specustawę, która co najmniej o połowę skróci
proces inwestycyjny m.in. w linie energetyczne - poinformowała wiceminister gospodarki
Joanna Strzelec-Łobodzioska.
- To będzie specustawa, jej założenia będą podobne do ustawy o zasadach inwestycji w
zakresie dróg publicznych - dodała.
Korytarz przesyłowy to droga przebiegu m.in. linii energetycznej objęta prawem inwestora
do budowy i późniejszego dostępu do instalacji np. przy okazji modernizacji. - Projekt zakłada
ułatwienia dla wszystkich inwestycji liniowych celu publicznego typu energia elektryczna,
gaz, ciepło i wszystko inne, co się może zmieścid w takim korytarzu np. wodociągi czy linie
telekomunikacyjne - wymieniła wiceminister.
Na rozpoczęcie inwestycji pozwoli samo ustanowienie korytarza przesyłowego, co zgodnie z
projektowaną ustawą może trwad tylko 3 miesiące. Jak poinformowała Strzelec-Łobodzioska,
obecnie procedury administracyjne przed rozpoczęciem inwestycji mogą trwad ok. 56
miesięcy. Ponadto niektóre sprawy sądowe związane z własnością gruntów, które blokują
inwestycje elektroenergetyczne, trwają nawet kilka lat.
SZWECJA LEKIEM NA NIEMOC
Niewątpliwie możliwośd handlu giełdowego między rodzimą Towarową Giełdą Energii a
skandynawską NordPool Spot jest krokiem we właściwym kierunku dla zapewnienia Polsce
większego bezpieczeostwa energetycznego. Pytanie jest w zasadzie jedno: czy uda się to
5
jeszcze w tym roku? Miejmy nadzieję, że tak. Zobaczmy więc jak wyglądały przygotowania do
tego.
3 listopada odbyło się w Warszawie spotkanie przedstawicieli firm i urzędów dotyczące
wdrożenia mechanizmu market coupling na połączeniu energetycznym Polski ze Szwecją,
czyli uruchomienia połączenia giełdowych rynków energii elektrycznej Polski i Skandynawii Towarowej Giełdy Energii i NordPool Spot.
Po wdrożeniu mechanizmu market coupling łączącego giełdy energii NordPool Spot i TGE
członkowie tych giełd będą mogli korzystad ze zdolności przesyłowych połączenia polskoszwedzkiego o mocy 600 MW. Oznacza to, że na TGE będzie można kupid prąd ze
Skandynawii, a na NordPool Spot z Polski z fizyczną dostawą.
www.wnp.pl 4.11.2010
W grudniu połączenie energetyczne ze Szwecją będzie ogólnodostępne i zacznie działad
wspólny polsko-skandynawski rynek handlu energią.
Połączenie energetyczne ze Szwecją należące do PGE oraz Vattenfalla było dotychczas
wykorzystywane tylko przez te 2 firmy, ale instytucje unijne grożąc skierowaniem sprawy do
Trybunału Europejskiego doprowadziły do tego, że podmorski kabel będzie podlegał zasadzie
dostępu stron trzecich, co umożliwi jego wykorzystanie również przez inne firmy.
Jak wyjaśnia prezes TGE Grzegorz Onichimowski, dzięki temu uda się połączyd oba rynki
energii - polski i skandynawski. Handlujący na giełdach NordPool i TGE będą mogli kupid
energię tam, gdzie będzie ona taosza, a kierunek przepływu energii wyznaczy cena. W
sytuacji gdy będzie wyższa w Skandynawii, energia popłynie tam z Polski i odwrotnie.
Wspólny rynek handlu energią ze Skandynawią to nowe zjawisko, bo nasz kraj nie ma innych
połączeo. Trudno ocenid, jak wpłynie na cenę energii na polskiej giełdzie, na której
zaopatrują się m.in. najwięksi odbiorcy przemysłowi.
Rzeczpospolita 23.11.2010
W 2011 r. powinno dojśd do utworzenia market coupling na polskim i czeskim rynku energii
elektrycznej, trwają prace nad połączeniem tych krajów na Rynku Dnia Następnego - mówi
Grzegorz Onichimowski, prezes Towarowej Giełdy Energii.
- TGE zawarła porozumienie z czeską giełdą Power Exchange Central Europe (PXE) i
austriacką giełdą Abwicklungsstelle für Energieprodukte (EXAA), które jest konsekwencją
memorandum ustanawiającego forum Europy środkowo-wschodniej ds. rynku energii
elektrycznej na rzecz integracji rynku energii elektrycznej podpisanego przez paostwa
członkowskie Unii Europejskiej w regionie w grudniu 2009 r. i regionalnej inicjatywy na rzecz
energii elektrycznej - ERGEG Electricity Regional Initiative (ERI).
W przypadku połączenia ze Skandynawią jest prościej, ponieważ mamy do czynienia z
jednym wyizolowanym kablem, a z Czechami i Słowacją jest kilka połączeo w różnych
miejscach. Łącznie mają ok. 1000 MW, co jest stosunkowo dużą mocą, pozwalającą na
handel energią.
Dodatkowo, utworzenie market coupling napotyka trudności ze strony niektórych
operatorów systemów przesyłowych. Nadal ze strony części operatorów widad pomysły, aby
połączenie rynków Czech i Polski zrobid nieco inaczej, z większym uwzględnieniem roli
operatorów a mniejszym giełd. Model market coupling jest jednak modelem obowiązującym
6
w całej Europie, zatwierdzonym przez Komisję Europejską, więc nie sądzę, aby inny model
mógł zostad wprowadzony - uważa prezes TGE.
Market coupling to połączenie mocy dostępnych na krajowych rynkach energii w jeden
zintegrowany system oraz przepływy energii oparte na różnicach cen energii na
współpracujących giełdach energii.
Wspólny rynek energii to korzyśd dla konsumenta. Energia z kraju, gdzie jest taosza, będzie
przepływad do kraju, gdzie jest droższa.
- Polska ma najdroższą uśrednioną energię, ale jeśli chodzi np. o ceny w szczycie, jest jeszcze
kilka krajów, które mają wyższe ceny. Cena na naszym rynku jest bardziej wyrównana, bo
taka jest specyfika sektora, mniej się wykorzystuje różnice cen, ale to się będzie zmieniało stwierdza Grzegorz Onichimowski.
Komisja Europejska zakłada, że do 2015 r. rynki energii elektrycznej wszystkich krajów UE
mają byd połączone poprzez market coupling i powstanie wspólny europejski rynek energii.
www.wcire.pl 17.11.2010
TRZEBA MILIARDÓW
W energetyce konieczne są w najbliższej dekadzie inwestycje, które będą wymagały
niespotykanych dotąd w polskiej gospodarce nakładów rzędu 100-130 mld zł (nie licząc
energetyki atomowej).
Do kluczowych inwestycji, jakie czekają polską energetykę, należą: budowa instalacji
umożliwiających dywersyfikację źródeł dostaw surowców energetycznych, przede wszystkim
gazu ziemnego, modernizacja bloków energetycznych niespełniających norm ochrony
środowiska oraz budowa nowych bloków, które zastąpią te wycofywane, jak również
rozbudowa i modernizacja infrastruktury przesyłowej energii elektrycznej i gazu ziemnego.
Zarówno bankowcy, jak i przedstawiciele spółek energetycznych zgodnie podkreślają, że
największym problemem w Polsce jest niestabilnośd i niepewnośd przyszłych rozwiązao,
szczególnie dotycząca przepisów ekologicznych.
Zakładana w Pakiecie klimatyczno-energetycznym redukcja emisji CO2 do atmosfery o 20%
będzie bardzo poważnym wyzwaniem w kraju, w którym 93% energii wytwarzane jest z
węgla kamiennego i brunatnego. Elektrownie w przyszłości będą zmuszone kupowad
brakujące uprawnienia do emisji CO2, ograniczyd częśd działalności związanej z produkcją
energii elektrycznej w instalacjach emitujących CO2 lub wprowadzid kosztowne
technologiczne modernizacje instalacji celem uniknięcia części emisji (np. technologia CCS).
Kluczowy będzie 2020 r., gdyż od tego momentu elektrownie zaczną kupowad całośd praw
do emisji na aukcjach. Z pewnością wzrosną ceny pozwoleo na emisję CO2. Byd może za tonę
trzeba będzie płacid 30 € lub więcej (przy obecnej cenie ok. 16 € za tonę). Dzisiaj nie
wiadomo, ile będzie wynosiła cena energii, a to utrudnia sporządzenie biznesplanu.
Sektor bankowy ma fundusze, żeby zaangażowad się w duże projekty inwestycyjne.
Energetyka jest dla nich bardzo atrakcyjnym segmentem rynku z uwagi na stabilnośd i stale
rosnącą konsumpcję energii. To jedna z najlepszych branż w Polsce pod względem
bezpieczeostwa inwestycji.
www.wnp.pl 13.11.2010
7
W Polsce w ostatnich 20 latach dostępnośd dobrego systemu elektroenergetycznego była
niewątpliwie czynnikiem wspierającym rozwój gospodarki.
Niestety, polska energetyka zaczyna przypominad spracowany landrower, który przejechał
1 mln km i ma za sobą kilka generalnych remontów silnika. Średni wiek floty generacyjnej w
Polsce zbliża się do 30 lat, a znaczna częśd sieci dystrybucyjnych pamięta lata 60. Nikt już nie
spiera się z opinią, że najpóźniej w 2014 r. pojawią się niedobory mocy, i że w najbliższych
latach powinno powstawad, rok w rok, ponad 1500 MW nowych mocy.
Plany inwestycji w polskiej energetyce są ogromne. Nie da się ich sfinansowad bez wsparcia
zagranicznych instytucji i rynków finansowych. Jest to niezbędny element bezpiecznej,
zdywersyfikowanej strategii pozyskiwania kapitału.
Warto podkreślid, że bardzo istotnym czynnikiem wspierającym organizację
międzynarodowego finansowania dla energetyki jest bardzo dobre postrzeganie sytuacji
makro w Polsce, a w konsekwencji i całego sektora energetycznego. Efektem jest duży popyt
na polskie aktywa w formie długu i innych klas aktywów.
Wypada tylko mied nadzieję, że czynnik ten nie zostanie osłabiony w przyszłości przez
negatywne niespodzianki w finansach publicznych i regulacji sektora.
Firmy energetyczne powinny zainwestowad ok. 50 mld € do 2030 r. na budowę prawie 30
000 MW mocy w różnych źródłach - uważa partner Deloitte Wojciech Hann.
- Oznacza to nakłady inwestycyjne na poziomie 1-2 mld € rocznie wobec mniej niż 500 mln €
obecnie.
Deloitte uważa, że w latach 2010-30 Polska powinna zbudowad 4 800 MW mocy w
technologii jądrowej za 14,4 mld €, 15 000 MW konwencjonalnych za 22,5 mld € i 10 000
MW ze źródeł odnawialnych za 15 mld €.
Hann podkreślił, że do sfinansowania inwestycji w tej kwocie niezbędny jest udział „nowego"
kapitału, który musi mied odpowiednie warunki opłacalności. - Obecny poziom cen 200-220
zł za MWh nie zapewnia opłacalności. Ceny muszą w ciągu najbliższych 5-10 lat wzrosną, byd
może nawet o 80%, by ich poziom osiągnął 100 € lub przynajmniej 80 € za MWh. To
przekona inwestorów, że te inwestycje są opłacalne - powiedział Hann.
ww.cire.pl 25.11.2010
Eksperci w Polsce różnie szacują koszty inwestycji. Ale wszyscy są zgodni, że chodzi o
dziesiątki miliardów euro. Wyniki raportu Deloitte można uznad raczej za ostrożne. Prof.
Krzysztof Żmijewski z Politechniki Warszawskiej uważa, że elektroenergetyka będzie
potrzebowad 50 mld € na inwestycje w ciągu najbliższych 10 lat. Kolejne 50 mld € trzeba
będzie zainwestowad w latach 2020-30. A na liście projektów są nie tylko nowe elektrownie,
ale też budowa linii i program efektywności energetycznej. Dlatego prof. Żmijewski mówi
wręcz o ogromnym wyzwaniu, jakim będą te inwestycje nie tylko dla sektora, ale i całej
gospodarki.
8
BĘDZIE DROŻEJ CORAZ DROŻEJ
Dotyczy to nie tylko przyszłego roku, ale całej dekady do 2020 r. Zacznijmy jednak
nietypowo, bo od ... ujemnych ceny energii.
- Z powodu nadmiaru mocy na rynkach Skandynawii, czy Niemiec występują ujemne ceny
energii elektrycznej, czyli, że producenci prądu dopłacają jego odbiorcom hurtowym po to,
żeby w ogóle móc sprzedad - mówi Paweł Smoleo, Dyrektor Strategii i Rozwoju Vattenfall
Europe AG
- Zjawisko ujemnych cen występuje np. w weekendy, gdy wieją silne wiatry, spada popyt na
prąd, bo przemysł nie pracuje, a prąd z OZE, w tym z elektrowni wiatrowych, ma
pierwszeostwo w produkcji i gdy mocno wieje to energii z wiatru jest tyle, że elektrownie
konwencjonalne muszą wybierad, czy się wyłączad, czy przez kilka godzin sprzedawad ze
stratami. Zdarza się, że wybierają okresowe straty jako mniejsze zło, bo wyłączenie
elektrowni konwencjonalnej z ruchu, a potem jej ponowne włączenie trwa długo i jest
bardzo kosztowne. Ujemna cena to niejako kara za zbędną produkcję, ale niekiedy nie do
uniknięcia. Np. elektrociepłownie produkując ciepło wytwarzają jednocześnie prąd, który
może byd nie do sprzedania po normalnych cenach. Ograniczyd produkcji ciepła nie mogą, bo
mają zobowiązania kontraktowe i w rezultacie mogą byd zmuszone sprzedawad prąd po
ujemnych cenach. Zwiększenie ilości transmisyjnych połączeo międzysystemowych mogłoby
rozładowad takie „zatory” powstające w niektórych systemach elektroenergetycznych uważa Paweł Smoleo.
- W Polsce odwrotnie niż w wielu innych krajach Europy faktycznie nie ma już teraz
nadwyżek mocy, a kryzys nie spowodował drastycznego ograniczenia popytu na energię
elektryczną. W związku z tym Polskę najprawdopodobniej czeka deficyt mocy.
Skutkiem tego są wyższe już niekiedy ceny energii w Polsce niż w Niemczech, czy
Skandynawii, a bez bardzo znaczącego wzmocnienia transgranicznych możliwości
przesyłowych trend ten będzie się pogłębiał. Możemy stad się wyspą odwrotną do tych, o
których mówiłem wcześniej - zamiast taniej energii dla przemysłu i gospodarstw,
ekologicznej i w dużej obfitości, możemy mied deficyt energii i ceny dużo wyższe niż za
granicą bez możliwości skorzystania z alternatywy importowej. Obecne forsowanie koncepcji
dużych krajowych "championów" raczej tylko wzmacnia ten "wsobny" trend naszej
energetyki - konkluduje Smoleo.
www.wnp.pl 19.11.2010
Prąd w Polsce będzie drożał prawdopodobnie przez całą następną dekadę. Pierwszego
istotnego wzrostu cen należy się spodziewad w 2013 r, a kolejnego na przełomie lat 2019/20.
Dla odbiorców energii elektrycznej od dawna nie ma dobrych wiadomości i długo ich nie
będzie. Prognozy dotyczące cen prądu nie pozostawiają złudzeo. Rachunki za prąd będą rosły
zarówno dla firm, jak i gospodarstw domowych.
Mirosław Duda z Agencji Rynku Energii oszacował, że w latach 2010-20 łączna cena prądu i
jego dostawy dla odbiorców przemysłowych może wzrosnąd z ok. 300 zł do ok. 474 zł za 1
MWh, a dla gospodarstw domowych z niespełna 423 zł do ok. 605 zł za 1 MWh. Forum
Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu ocenia, że sama cena hurtowa prądu - tzw. czarna
energia - może wzrosnąd z ok. 185 zł w 2010 r. do 389 zł w 2020 r. Do konkretnych liczb nie
ma się co przywiązywad, ale trend jest wyraźny i potwierdzany także przez firmy doradcze.
- Ceny energii elektrycznej w Polsce będą rosły, a podstawowy powód jest taki, że nadal nie
9
zapewniają one opłacalności inwestycji w nowe moce wytwórcze w energetyce
konwencjonalnej, czyli węglowej i gazowej - mówi Jarosław Wajer, dyrektor działu
doradztwa biznesowego w Ernst & Young.
Ostrożnie prognozowane zapotrzebowanie na prąd w 2020 r. ocenianie jest na 169,3 TWh
wobec 148,7 TWh w 2009 r. Niezbędne tempo oddawania do użytku nowych mocy w
tradycyjnych technologiach węglowych i gazowych w latach 2011-20 szacowane jest na 8001000 MW rocznie. Całkowity koszt odbudowy 10 000 MW mocy w okresie do 2020 r. to co
najmniej 20 mld €.
Druga ogólna grupa czynników wpływająca na wzrost cen prądu to rosnące koszty ochrony
środowiska. To efekt polityki energetyczno-klimatycznej UE, której celem jest m.in. obniżenie
emisji CO2 i zmniejszenie zużycia energii poprzez zwiększenie efektywności jej wykorzystania.
Realizacja takiego celu musi kosztowad. Wspierająca jego realizację polityka promowania
energii ze źródeł odnawialnych i kogeneracji także generuje koszty. W 2007 r. wsparcie dla
tych grup wytwórców obciążyło odbiorców w Polsce kwotą 16,26 zł w przeliczeniu na 1
MWh. W 2012 r., wg prognoz PGE Obrót, będzie to już 41,08 zł. To jednak niewiele w
porównaniu z możliwym wzrostem kosztów zakupu CO2. Od 2013 r. polskie elektrownie na
aukcjach będą musiały stopniowo kupowad coraz więcej uprawnieo do emisji CO2. W 2020 r.
będzie to już 100% uprawnieo, które teraz dostają za darmo. W rezultacie spodziewane są
jeden lub dwa skokowe wzrosty cen prądu.
Na ceny prądu i jego dostawy do odbiorców wpływa w mniejszym lub większym stopniu ok.
20 czynników. Począwszy od tak fundamentalnych, jak ceny paliw czy koszty inwestycji,
poprzez coraz liczniejsze składowe systemów, wspieranie produkcji prądu w wybranych
technologiach, a skooczywszy na pobieranej od odbiorców tzw. opłacie przejściowej na
pomoc publiczną dla beneficjentów ustawy o rozwiązaniu KDT-ów. To jednak też nie
wszystko.
- Oczywiście duży wpływ na cenę energii będzie miał poziom konkurencji - mówi Janusz
Moroz, członek zarządu ds. handlu RWE Polska. - Relacja popytu i podaży energii, szczególnie
przy braku odpowiednich połączeo transgranicznych, będzie miała podobnie duże znaczenie
dla kształtowania się poziomu cen.
www.wnp.pl 29.11.2010
Dziś przeciętny Polak płaci rocznie 1200 zł za prąd. W przyszłym roku najprawdopodobniej
zapłaci o ok. 100 zł więcej, a do 2020 r. rachunki za energię wzrosną o 50%.
Nadal nie wiadomo, o ile podrożeje prąd od nowego roku. Sprzedawcy chcieliby wzrostów
od 13% do nawet 22%. Wnioski zostały złożone do Urzędu Regulacji Energetyki. To on ustala
taryfy.
URE uspokaja, że podwyżki w 2011 r. będą jednocyfrowe. Wolny rynek obowiązuje jedynie w
przypadku firm. Operatorzy energetyczni z kolei twierdzą, że prąd dla indywidualnych
odbiorców jest zbyt tani i odbijają to sobie właśnie na odbiorcach instytucjonalnych.
Nie wiadomo, czy w najbliższym czasie ceny energii dla odbiorców indywidualnych również
zostaną uwolnione. Taka decyzja mogłaby wywoład polityczne skutki, ponieważ podwyżka
cen prądu nie spodobałaby się wyborcom.
Jednak zmiana stawek dla indywidualnych odbiorców wymusiłby u nich skłonnośd do
oszczędzania energii i kupowania nowoczesnych urządzeo AGD, zużywających mniej prądu.
www.wnp.pl 22.11.2010
10
Ceny energii dla odbiorców indywidualnych w Polsce już należą do najwyższych w Unii
Europejskiej. Z danych unijnego urzędu statystycznego Eurostat wynika, że po uwzględnieniu
siły nabywczej za energię więcej płacą jedynie Węgrzy. Taoszy prąd mają nawet zamożni
Niemcy, Szwedzi, Brytyjczycy czy Luksemburczycy.
- Polska energetyka, której podstawą jest węgiel kamienny, ponosi ogromne koszty związane
z koniecznością dostosowania się do rygorystycznych wymagao ekologicznych - tłumaczy
Grzegorz Onichimowski, prezes Towarowej Giełdy Energii. Do tego dochodzą koszty
modernizacji infrastruktury energetycznej, która w większości powinna byd już wymieniona.
Do 2020 r. na ten cel trzeba będzie wydad nawet 200 mld zł.
Na ceny prądu wpływ ma także akcyza, która wynosi 20 zł za 1 MWh i jest jedną z
najwyższych w Europie. Eurostat szacuje, że podatki stanowią blisko 22% ceny prądu w
Polsce. Dla porównania ten wskaźnik w Czechach wynosi niecałe 17%, a w W. Brytanii
zaledwie 5%.
PRYWATYZACYJNE MEANDRY GRADA
W październiku Jan Kulczyk był dla ministra skarbu paostwa cacy, w listopadzie już jest be.
Wg wszelkiego prawdopodobieostwa najbogatszy Polak bedzię się musiał „obejśd smakiem”
jeśli chodzi o Eneę. Nie wiadomo również jak zakooczy się prywatyzacja gdaoskiej spółki
Energa. Używając terminologii piłkarskiej - wydaje sie, że Aleksander Grad „zakiwał się na
śmierd”. Innymi słowy: dużo efekciarstwa, mało efektów.
Jedna z największych prywatyzacji w tym roku wisi na włosku. Ministerstwo kręci nosem na
ofertę Jana Kulczyka, m.in. dlatego, że stoi za nim potężny fundusz paostwowy z Libii.
O kupno poznaoskiej spółki energetycznej rywalizowały od początku 4 firmy. Najpoważniejsi
byli 2 francuscy potentaci EdF (kontrolowany przez francuskie paostwo) oraz GdF Suez (skarb
paostwa ma tam 35% akcji). Oprócz nich startował czeski holding EPH, kontrolowany przez
biznesmenów Petra Kellnera i Daniela Krzetinskiego oraz właśnie Kulczyk Holding, a
dokładnie kontrolowana przez niego spółka Elektron. Dla resortu skarbu najważniejsza była
cena - spodziewał się, że za 51% akcji Enei dostanie blisko 5 mld zł. I to właśnie Kulczyk
przebił konkurentów. Ale 5 mld zł to mało. Zwycięski inwestor będzie musiał ogłosid
wezwanie na pozostałe akcje spółki - 18% ma Vattenfall, resztę EBOiR, pracownicy i drobni
giełdowi inwestorzy. W sumie będzie to kosztowad 10-11 mld zł. Do tego dochodzą
inwestycje - sam nowy 1000 MW blok w Kozienicach to 4,5 mld zł.
Czy Kulczyk ma takie pieniądze? Warszawa huczy od plotek, że jednego z najbogatszych
Polaków wspiera m.in. potężny Libyan Investment Authority. LIA to tzw. sovereign wealth
fund - paostwowy fundusz inwestycyjny. Dysponuje ok. 40 mld $ i od kilku lat próbuje
kupowad akcje spółek europejskich (ma np. 5% największego włoskiego banku Unicredit).
Problem w tym, że banki i Libijczycy finansujący transakcję potrzebują zabezpieczenia. Akcje
spółek kontrolowanych przez Kulczyka mogą nie wystarczyd - największy kąsek w jego
majątku, prawie 4% pakietu koncernu piwowarskiego SABMiller jest wart "tylko" ok. 3 mld
zł.
Ale jeśli resort zdecyduje się nie sprzedawad Enei Kulczykowi to także będzie miał problem.
Będzie musiał ogłosid nowy przetarg i liczyd, że zgłoszą się jacyś chętni. Bo od sprzedaży Enei
zależy w dużej mierze los budżetu na 2011 r.
11
W dodatku nie wiadomo co wyjdzie z innej energetycznej prywatyzacji - gdaoskiej Energi.
PGE chce ją kupid za 7,5 mld zł, ale na transakcję może się nie zgodzid Urząd Ochrony
Konkurencji i Konsumentów.
Gazeta Wyborcza 5.11.2010
Biznes jest jak futbol. Nie chodzi o to, żeby dryblowad bez kooca, tylko żeby strzelid gola. W
prywatyzacji także chodzi o strzelenie gola, czyli o to, żeby sprzedad firmę za jak najwyższą
sumę, a jednocześnie zapewnid jej rozwój.
Niestety, w przypadku prywatyzacji poznaoskiej Enei Grad dryblował tak długo, aż w koocu
potknął się o własne nogi.
Owszem, ciągle może sprzedad Eneę firmie Jana Kulczyka, który zaoferował najwyższą cenę.
Wprawdzie resort skarbu krzywi się nieco, że częśd pieniędzy na transakcję wykłada libijski
fundusz paostwowy, ale jakie to ma znaczenie? Libijczycy znani są z tego, że nie wtrącają się
w zarządzanie spółkami, w które inwestują, bo - jak to zgrabnie ujął współpracujący z nimi
bankier Frederic Marino - słabo się na tym znają.
Dużo gorzej wygląda sprawa zabezpieczenia akcji i majątku Enei. Kulczyk kupuje ją za
pożyczone pieniądze, musi więc dad bankom i funduszom jakieś zabezpieczenie. Transakcja
będzie go kosztowad 10-11 mld zł. Pod zastaw własnego majątku Kulczyk dostanie najwyżej
1/2 potrzebnych pieniędzy. Czy zatem zastawi majątek i akcje Enei?
\Jeśli tak, to resort ma problem. Zwykle do umów prywatyzacyjnych wpisuje się zakaz
podejmowania działao, które mogą prowadzid do utraty kontroli nad firmą. Zastawianie
majątku na pewno należy do takich działao, bo jeśli Enea przestałaby spłacad kredyty, to
wierzyciele po prostu ją przejmą i sprzedadzą. Taki zakaz wpisano więc np. do umowy
sprzedaży Energi, chod tam kupującym była paostwowa Polska Grupa Energetyczna, a nie
prywatny inwestor. Jeśli więc resort zrezygnuje z zakazu zastawiania majątku spółki, to
opozycja, a także Najwyższa Izba Kontroli zapytają, dlaczego Kulczyk został potraktowany
łagodniej niż PGE? I ministrowi Gradowi trudno będzie dad sensowną odpowiedź.
Resort skarbu mógłby łatwo uniknąd tego problemu, gdyby od początku nalegał na wpisanie
do umowy zakazu podejmowania działao mogących prowadzid do utraty kontroli nad firmą.
Ale nie robił tego, podobno za namową doradcy prywatyzacyjnego, którym był znany bank
inwestycyjny Credit Suisse.
Bank uważał zapewne - skądinąd słusznie - że taki zakaz wyeliminuje częśd inwestorów i
utrudni wynegocjowanie lepszej ceny. Resort skarbu i doradca pewnie myśleli tak: jeśli
Kulczyk nie zgodzi się na zakaz zastawu majątku i akcji Enei, to po prostu wrócimy do
negocjacji z firmami francuskimi - GdF Suez i EdF. Nie przyszło im do głowy, że szefowie
jednej z nich zareagują emocjonalnie i po przyznaniu wyłączności negocjacyjnej Kulczykowi
po prostu odpuszczą sobie Eneę. Wpływ na to mogły też mied nieprzemyślane wypowiedzi
wicepremiera Waldemara Pawlaka, który jednoznacznie poparł Kulczyka i stwierdził, że Enei
nie powinni przejąd Francuzi. Któraś z francuskich firm - albo GdF Suez albo EdF - uniosła się
więc honorem i grzecznie podziękowała.
Cała ta historia pokazuje też ludzki wymiar biznesu - nie można liczyd na to, że prezesi
największych światowych korporacji będą się zachowywad zupełnie jak roboty i kierowad
tylko zyskiem. Oni mogą się też zwyczajnie wkurzyd. Aleksander Grad tego nie przewidział,
chociaż powinien. Dobry piłkarz myśli nie tylko o tym, jak prowadzid piłkę, ale także
przewiduje, jak może zachowad się przeciwnik.
12
Resort skarbu nie sprzeda poznaoskiej spółki konsorcjum Kulczyka. Chce wrócid do negocjacji
z pozostałymi chętnymi. Sęk w tym, że nie bardzo jest z kim rozmawiad.
Czeski EPH już w październiku wycofał swoją ofertę. Nieoficjalnie wiadomo, że wycofał się
francuski GdF Suez, który przeszedł do ostatniego etapu prywatyzacji razem z Kulczykiem.
Pozostała więc już tylko druga jedna francuska firma - paostwowa EdF. Pozycja negocjacyjna
resortu skarbu jest więc dośd słaba.
W komunikacie ministerstwo twierdzi, że transakcja zakooczy się do kooca marca 2011 r. Od
prywatyzacji Enei zależy w dużej mierze kształt przyszłorocznego budżetu. Razem z gdaoską
Energą, którą kupiła paostwowa PGE za 7,5 mld zł jest to największa tegoroczna
prywatyzacja. Jeśli sprzedaż Enei zakooczy się fiaskiem, a Urząd Ochrony Konkurencji i
Konsumentów zablokuje kupno Energi przez PGE, to rząd stanie przed nie lada problemem.
Wśród przyczyn, które zadecydowały o tym, że MSP nie zdecydowało się na finalizacje
transakcji ze spółką Elektron, wymienia m.in. brak zaufania do Jana Kulczyka tak ze strony
ministra Aleksandra Grada, jak i Jana Krzysztof Bieleckiego, szefa Rady Gospodarczej przy
premierze. Wybierając ofertę Kulczyka szef resoru skarbu działał pod presją polityczną i w
obliczu zdecydowanego sprzeciwu wobec oferty francuzów ze strony wicepremiera, ministra
gospodarki Waldemara Pawlaka.
Wątpliwości budziła również planowana struktura finansowania zakupu Enei przez spółkę
Kulczyka. Zakup ten miał byd finansowany w dużej części kredytem, który w przyszłości
mógłby obciążyd samą Eneę. Jednocześnie wątpliwości budziła również wartośd należącego
do Jana Kulczyka pakietu akcji SAB Miller, które miały byd zabezpieczeniem kredytu. Wg
bankowców mogły one stanowid gwarancje dla kredytu w wysokości 3-3,8 mld zł, a nie
ponad 5 mld zł.
Ostatecznym czynnikiem, który mógł wpłynąd na decyzje MSP, jest byd może lepsza oferta
złożona przez EDF, który mógł zadeklarowad złożenie oferty przynajmniej dorównującej
propozycji Kulczyka.
Puls Biznesu 18.11.2010
A co z Energą?
Wg niepotwierdzony informacji maleje determinacja rządu i premiera w dążeniu do
doprowadzenia do zakupu Energi przez Polską Grupę Energetyczną.
W tej sytuacji prawdopodobny brak zgody Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów na
tę transakcję zostanie przyjęty przez szefa rządu spokojnie i bez negatywnych konsekwencji
dla prezes Urzędu, o czym powszechnie mówiono, kiedy krytykowała ona pomył konsolidacji
PGE i Energi.
Byd może minister skarbu nie czekając na decyzję UOKiK wznowi przetarg i do gry o Energę
będą mogły powrócid GDF Suez, Kulczyk Investments i czeska firma EP Holding. Mając
również na uwadze fakt, że Czesi nie mają prawdopodobnie środków na realizacje tej
transakcji, a Kulczyk finalizuje zakup Enei, duże szanse na zakup Energi będzie miał GDF Suez.
13
Polska Grupa Energetyczna uzupełniła wniosek do UOKiK o zgodę na kupno Energi. Koszty
przejęcia gdaoskiej grupy nie wykluczają wypłaty dużej dywidendy zaliczkowej - zapewnia
prezes PGE.
PGE z ofertą na zakup 84,19% akcji Energi za 7,53 mld zł przebiło konkurencję, ale na
sfinalizowanie transakcji zgodę musi wyrazid Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów.
Wniosek o zgodę na przejęcie trafił do UOKiK 20 października. Tomasz Zadroga, prezes PGE,
przyznał, że urząd antymonopolowy wystąpił o uzupełnienie dokumentacji.
- Otrzymaliśmy listę pytao, na które już odpowiedzieliśmy - mówi prezes Tomasz Zadroga.
- Cieszę się, że prowadzimy merytoryczną rozmowę. Na to liczyliśmy.
Na wydanie decyzji urząd ma 2 miesiące z wyłączeniem dni oczekiwania na uzupełnienie
wniosku. - Nadal łapiemy się na grudzieo. Cały czas liczymy na pomyślny obrót sprawy twierdzi Tomasz Zadroga.
Małgorzata Krasnodębska-Tomkiel, szefowa urzędu, publicznie mówiła jednak, że połączenie
obu paostwowych spółek negatywnie wpłynie na rynek.
Aleksander Grad powiedział, że spodziewa się w tym roku pozytywnej decyzji Urzędu
Ochrony Konkurencji i Konsumentów w sprawie przejęcia Energi przez PGE.
Minister skarbu, odnosząc się do złożonego przez PGE wniosku oraz prowadzonej przez
spółkę korespondencji z Urzędem, powiedział, że "argumentacja po stronie PGE jest tak
silna,
że
spodziewa
się
w
tym
roku
pozytywnej
decyzji
(UOKiK)".
PGE to największa w Polsce firma elektroenergetyczna oraz jedna z największych w Europie
Środkowej i Wschodniej pod względem ilości wytwarzanej energii elektrycznej i wielkości
zainstalowanych mocy wytwórczych. W jej skład wchodzą m.in. 2 kopalnie węgla brunatnego
i ponad 40 elektrowni i elektrociepłowni.
Gdaoska Energa jest jedną z 4 krajowych grup energetycznych. Posiada m.in. elektrownię
konwencjonalną Ostrołęka oraz 45 elektrowni wodnych. Jest liderem w produkcji energii ze
źródeł odnawialnych. Energa dostarcza energię elektryczną dla 2,5 mln gospodarstw
domowych oraz do ponad 300 000 firm, ma ok. 17% udziału w rynku sprzedaży energii
elektrycznej.
www.wnp.pl 26.11.2010
PGE i Energa powinny zostad dwoma autonomicznymi podmiotami. Ich połączenie to cios dla
bezpieczeostwa energetycznego - uważa Mariusz Swora, prezes Urzędu Regulacji Energetyki
- Zdecydowanie sprzeciwiam się dalszej koncentracji w sektorze energetyki. Przejęcie Energi
przez PGE oznacza zwijanie, a nie rozwijanie rynku. W jej wyniku zwiększy się niebezpiecznie
ryzyko występowania zjawisk antykonkurencyjnych na rynku. Brak konkurencji uderzy w
portfel każdego z nas.
Jeżeli jest jakiś sens w tym, że budujemy narodowych czempionów to musi byd jakaś
przyczyna, ważny powód. Byłbym skłonny rozważad nawet zasadnośd takiego ruchu, gdyby u
jego podstaw stała istotna wartośd, np. innowacyjnośd. Odwracanie sensu biblijnego
pojedynku Dawida z Goliatem, czyli zgoda na zwycięstwo nieruchawego olbrzyma nad
sprytnym i innowacyjnym, chod mniejszym, przeciwnikiem nie ma sensu - stwierdza prezes
URE.
14
DOBRE WYNIKI FIRM
Zysk netto grupy Enea, przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej wyniósł w III
kwartale 2010 r. 183,4 mln zł, zysk operacyjny - 217,2 mln zł,
Przychody ze sprzedaży netto to 1,910 mld zł.
Po 3 kwartałach 2010 grupa Enea wypracowała prawie 547,4 mln zł zysku netto
przypadającego na akcjonariuszy jednostki dominującej wobec 446,4 mln zł w analogicznym
okresie 2009 r.
Zysk operacyjny wzrósł do 610,7 mln zł z 439,4 mln zł, a przychody netto wzrosły do 5,828
mld zł z 5,239 mld zł przed rokiem.
W III kwartale 2010 r. całkowita sprzedaż Enei w ramach obrotu energią elektryczną wynosiła
4,280 TWh, w tym sprzedaż odbiorcom koocowym 3,578 TWh. Liczba odbiorców
detalicznych na koniec września 2010 r. to ok. 2,4 mln firm oraz gospodarstw domowych.
W porównaniu z II kwartałem Enea obniżyła swoje koszty pracownicze o ponad 60 mln zł. To
jeden z czynników, który sprawił, że kwartalny wynik operacyjny spółki był o lepszy od
prognoz.
Wg Kamila Kliszcza, analityka DI BRE Banku, jest to główny czynnik, który sprawił, że na
poziomie operacyjnym kwartalne wyniki spółki były o 50% wyższe od konsensusu
rynkowego. Kolejny kwartał pokaże, jak trwała jest ta obniżka i w jakim stopniu jest
wynikiem aktualizacji rezerw na różne świadczenia pracownicze.
Po 9 miesiącach 2010 r. EBITDA grupy Energa wyniosła 1,130 mld zł, przekraczając tym
samym wynik z 2009 r. o blisko 80 mln zł.
Przychody za 9 miesięcy 2010 r. wyniosły 6,650 mld zł (w całym 2009 r. - 8,380 mln zł), a zysk
netto - 588 mln zł (w całym 2009 r. 425 mln zł).
Tak jak w poprzednich miesiącach największy wkład w poprawę wyniku finansowego Grupy
ma segment dystrybucji energii i obrotu energią. Dobre wyniki udało się osiągnąd również
dzięki redukcji kosztów operacyjnych i poprawie efektywności zarządzania. Jest to efekt
zmian restrukturyzacyjnych i konsolidacyjnych w największej spółce Grupy, czyli ENERGAOperator. Ze spółki tej wydzielane są te obszary, które nie stanowią jej podstawowej
działalności, czyli dystrybucji energii. Kolejnych oszczędności, a tym samym wzrostu
rentowności spodziewad się można w wyniku toczącego się procesu restrukturyzacji całej
Grupy.
Polska Grupa Energetyczna miała 747,16 mln zł skonsolidowanego zysku netto przypisanego
akcjonariuszom jednostki dominującej w III kwartale 2010 r. wobec 727,24 mln zł zysku rok
wcześniej.
15
EBITDA (zysk przed potrąceniem odsetek, podatków i amortyzacji) w III kwartale 2010 r.
wyniósł 1,466 mld zł. EBITDA wyłączając rekompensaty KDT wyniósł 1,356 mld zł, co oznacza
spadek o 6,9% rok do roku.
Przychody z tytułu rekompensat KDT - 109,9 mln zł wobec 297,8 mln zł przed rokiem.
Skonsolidowane przychody wyniosły 4 873,61 mln zł wobec 4 914,18 mln zł rok wcześniej.
Narastająco w I-III kwartale 2010 r. spółka miała 2 246,63 mln zł skonsolidowanego zysku
netto wobec 2 521,90 mln zł zysku w 2009 r., przy przychodach odpowiednio 14 984,53 mln
zł wobec 15 482,83 mln zł.
W ujęciu jednostkowym, w I-III kwartale 2010 r. spółka miała 2 679,43 mln zł zysku netto
wobec 1067,57 mln zł zysku rok wcześniej.
Po 3 kwartałach 2010 r. PGE sprzedała 42,56 TWh energii elektrycznej wobec 43,86 TWh
przed rokiem (spadek o 3%). Grupa wyprodukowała w tym okresie 38,98 TWh energii wobec
39,57 TWh w analogicznym okresie 2009 r. (spadek o 1%).
Ok. 59% wyprodukowanego prądu PGE sprzedała odbiorcom detalicznym - 22,88 TWh
wobec 22,66 TWh rok wcześniej, a około 40% sprzedała w hurcie - 15,6 TWh wobec 16,75
TWh w pierwszych 9 miesiącach 2009 r. W detalu PGE sprzedała w pierwszych 9 miesiącach
2010 r. ok. 16,06 TWh odbiorcom biznesowym (rok wcześniej ok. 16,01 TWh) i ok. 6,82 TWh
odbiorcom na rynku regulowanym (rok wcześniej 6,65 TWh).
www.money.pl 15.11.2010
www.wnp.pl 15.11.2010
Polska Grupa Energetyczna podpisała z konsorcjum banków umowę przewidującą emisję
obligacji o wartości do 10 mld zł. Środki z emisji mają byd przeznaczone na refinansowanie
długu oraz inwestycje i bieżące potrzeby spółki.
Z nowej emisji obligacji spółka zamierza m.in. spłacid poprzedni program emisji obligacji,
który wygasa 15 listopada.
Za kilka miesięcy z tych środków zapłaci również zaliczkę a poczet budowy 2 bloków o mocy
900 MW w Elektrowni Opole, która może wynieśd 0,5-1,5 mld zł.
PGE musi się również przygotowad na wydatki w związku z planowaną budową bloku o mocy
460 MW w Elektrowni Turów oraz ewentualną wypłatą dywidendy zaliczkowej za 2010 r.
Pulsu Biznesu 10.11.2010
Od 17 grudnia 2010 r. Tauron Polska Energia znajdzie się w składzie indeksu 20 największych
spółek notowanych na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie.
Tauron zajmie 8 miejsce w WIG20 i będzie miał w nim 4% udziału. Z indeksu największych
spółek wypadnie Bioton.
- Wejście Taurona do WIG20 jest zgodne z naszymi oczekiwaniami oraz stanowi
potwierdzenie silnej pozycji Grupy na rynku kapitałowym. Jestem przekonany, iż nasza
obecnośd w tym indeksie przyczyni się do jeszcze większego zainteresowania naszymi
akcjami wśród inwestorów instytucjonalnym i indywidualnych, co znajdzie odzwierciedlenie
w wartości obrotów - komentuje Dariusz Lubera, prezes zarządu Tauron Polska Energia.
Wejście do WIG 20 jest następstwem kwartalnej rewizji indeksów przeprowadzanej przez
GPW w oparciu o dane po ostatniej sesji stycznia (rewizja roczna) oraz kwietnia, lipca i
października (korekty kwartalne). Podstawą wpisania spółek na listy uczestników indeksów
WIG20, mWIG40 i sWIG80 jest ranking tych indeksów sporządzony po ostatniej sesji
października, w którym pod uwagę bierze się obroty za okres ostatnich 12 miesięcy i
16
kapitalizację w wolnym obrocie na dzieo rankingu. Indeks WIG20 jest obliczany od 1994 r. na
podstawie wartości portfela akcji 20 największych i najbardziej płynnych spółek z
podstawowego rynku akcji.
www.wnp.pl 10.11.2010
WĘGIEL: BOGDANKA, PRYWATYZACJA, DOTACJE Z U E
Czeski krezus Zdenek Bakala może tylko pomarzyd o Bogdance.
Inwestorzy instytucjonalni w ogóle nie odpowiedzieli na ogłoszone przez New World
Resources wezwanie do sprzedaży akcji Bogdanki.
- Instytucje, które pracują przy wezwaniu Bogdanki oceniają to jako katastrofę i nie widzą
szans na przekroczenie progu nawet 50% akcji Bogdanki - powiedziała nieoficjalnie osoba
związana z transakcją.
Koncern ogłosił, że po planowanej fuzji obu firm chce stad się liderem wydobycia węgla w
Europie Środkowej. Bogdanka miałaby byd platformą do dalszych przejęd w tym regionie.
Wezwanie dojdzie do skutku, gdy będą zapisy na 75% akcji Bogdanki. NWR zaoferował za
jedną akcję 100,75 zł.
Minister skarbu Aleksander Grad przypomniał, że głównymi akcjonariuszami Bogdanki są
Otwarte Fundusze Emerytalne. Podkreślił, że nie chce ingerowad w ich prawo własności, ale z
publikacji na ten temat wnioskuje, że odpowiedzi na wezwanie NWR nie będzie.
- Patrząc tylko od strony biznesowej, trudno się spodziewad pozytywnych odpowiedzi.
Otwarte Fundusze Emerytalne reprezentują swoich klientów, reprezentują przyszłych
emerytów. Czy można sobie wyobrazid lepszy biznes dla polskich emerytów niż posiadanie
akcji Bogdanki? Uważam, że nie ma lepszego biznesu dzisiaj w Polsce - powiedział Grad. Wg
niego, wezwanie NWR jest także "próbą" dla OFE, by pokazad na rynku, a także swoim
klientom, że "myślą biznesowo", żeby budowad silną pozycję kapitałową.
Bogdanka jest najlepszą polską kopalnią węgla kamiennego. Jej zysk netto za 3 kwartały 2010
r. wyniósł prawie 193 mln zł. Zarząd spółki sprzeciwia się próbie przejęcia przez NWR,
wskazując na ryzyko znacznych negatywnych skutków przejęcia dla spółki oraz brak
jakichkolwiek korzyści finansowych, technologicznych czy organizacyjnych. Przeciwne
przejęciu są również związki zawodowe.
To wielkie niepowodzenie największego w historii warszawskiej giełdy próby wrogiego
przejęcia, bo NWR oferował za 100% akcji kopalni aż 3,4 mld zł. Koncern nie podał nawet, ile
akcji gotowi byli mu sprzedad akcjonariusze Bogdanki. Powodzenie wezwania stało pod
znakiem zapytania właściwie już od ogłoszenia, bo akcjonariusze uznali cenę 100,75 zł za
akcję
za
zbyt
niską
i
deklarowali
brak
zainteresowania
sprzedażą.
Decydujące znaczenie dla powodzenia wezwania NWR miały decyzje otwartych funduszy
emerytalnych, które zainwestowały w akcje składki emerytalne. Duże pakiety akcji kupiły w
tym roku od ministra skarbu. Kluczowymi akcjonariuszami poza OFE Aviva są OFE PZU Złota
Jesieo (9,8%) i OFE ING (9,6%). Osiągnięcie progu 75% było problematyczne, bo akcji nie
mogli też sprzedawad pracownicy Bogdanki dysponujący pakietem ok. 10%, gdyż do grudnia
17
2011 r. mają ustawowy 2-letni zakaz zbywania akcji. W sumie pakiety zadeklarowanych
akcjonariuszy na "nie" oraz pracowników stanowiły aż 28% akcji.
W węglu coś drgnęło. Górnicy wiedzą, że muszą coś zmienid, by branża miała szanse na
rynku. Symptomem poprawy może byd to, że rośnie np. eksport węgla.
Od 2008 r. Polska była importerem netto węgla kamiennego, co wydawało się kuriozalne.
Nasz kraj jest wszak największym producentem tego paliwa w UE.
Wzrost eksportu to głównie zasługa mniejszego importu, ponieważ wydobycie węgla w
kopalniach na Śląsku po 3 kwartałach 2010 r. było niższe o 3,2% od wydobycia w
analogicznym okresie 2009 r.
Kopalniom udało się też sprzedad częśd zalegających na zwałach zapasów. Ich stan zmniejszył
się aż o 14,1% w stosunku do kooca września 2009 r. (wtedy na przykopalnianych placach
zalegało 4,79 mln ton węgla, teraz jest go o 0,77 mln ton mniej).
Import wyhamował przede wszystkim z powodu sytuacji w Rosji, w której kupujemy
najwięcej węgla. Po pierwsze katastrofa w jednej z głównych firm węglowych Federacji,
kopalni Raspadskaja, spowodowała obniżenie wydobycia. A po drugie popyt na węgiel m.in.
w Chinach spowodował przerzucenie dużej części rosyjskiej sprzedaży w tamtym kierunku,
bo i cena była korzystniejsza.
Jednak nie należy mied złudzeo, że Rosjanie zrezygnują z polskiego rynku. Od stycznia do
września ponad 5,2 mln ton rosyjskiego węgla było przetransportowanych do Polski koleją.
W tym samym czasie transport drogą morską przez łotewskie terminale sięgnął 670 000 ton.
Mniej kopalo to większa efektywośd.
KHW tworzy mega-kopalnię, JSW łączy Borynię i Zofiówkę. Kopalnie będzie też łączyd
Kompania Węglowa. Szefowie spółek węglowych: w ten sposób ograniczymy koszty.
Artur Trzeciakowski, wiceprezes Katowickiego Holdingu Węglowego przypomniał, że KHW
tworzy mega-kopalnię łącząc swoje zakłady, będzie lepiej wykorzystywad infrastrukturę
(m.in. szyby), co pozwoli rocznie na zaoszczędzenie nawet 600 mln zł rocznie.
Efektem stworzenia mega-kopalni będze radykalne obniżenie kosztów stałych z ponad 70%
do nawet 50%.
Jacek Korski p.o. prezesa Kompanii Węglowej przyznał, że obniżanie kosztów to priorytet
kopalo.
- Problemem górnictwa są też płace i cały system wynagrodzeo. Gdy chcemy wprowadzad
system motywacyjny, mamy ścianę oporu związków zawodowych - mówił Jarosław
Zagórowski. - Związki w górnictwie mają niekontrolowaną władzę, a ja nie mam nawet
możliwości kontrolowania związkowych liderów. I oni nie chcą godzid się na żadne zmiany. A
sprzyja im prawo, nie przystosowane w ogóle do dzisiejszych realiów, które dało silną
pozycję związkom zawodowym - tłumaczył.
- Na górnictwo musimy patrzed w skali makro i brad pod uwagę uwarunkowania zewnętrzne.
Często zarządy spółek węglowych muszą podejmowad decyzje nierynkowe, bo takie mamy
prawo, na bazie którego nasze górnictwo funkcjonuje - tłumaczył Janusz Olszowski, prezes
Górniczej Izby Przemysłowo-Handlowej (samorząd branżowy). Zwrócił uwagę na dotowanie
górnictwa w UE. - Produkcja węgla w Polsce nie powinna byd dotowana, ale trzeba brad pod
18
uwagę to, że górnictwo napędza koniunkturę czy to, że ma ono całe zaplecze i kooperantów.
Ile dochodów publicznych utracimy likwidując górnictwo? - mówił Olszowski. Z szacunków
GIPH kopalnie węgla kamiennego co roku przekazują do budżetu paostwa i gmin ponad 6
mld zł.
Prywatyzacja węgla, czyli do trzech razy sztuka.
Przynajmniej 2 śląskie spółki węglowe mają w 2011 r. zadebiutowad na giełdzie.
Pierwszy w kolejce do debiutu jest eksportujący węgiel Węglokoks, w 2011 r. zadebiutowad
ma także JSW. Jako ostatnia, w związku z koniecznością spłaty zaległych zobowiązao, na
warszawski parkiet wejdzie Kompania Węglowa.
Wg szefa Jastrzębskiej Spółki Węglowej Jarosława Zagórowskiego debiut jego firmy może byd
największą przyszłoroczną ofertą na warszawskiej giełdzie, jeśli Skarb Paostwa oprócz
podwyższenia kapitału JSW zdecyduje się na sprzedaż swoich akcji. - Wówczas wartośd oferty
może sięgnąd 3-3,5 mld zł, z czego 1,2-1,5 mld zł trafi do spółki - mówi Zagórowski.
Na razie na warszawskiej giełdzie z kopalo węgla notowana jest tylko lubelska Bogdanka
(debiut w czerwcu 2009 r.). Zdaniem prezesa Bogdanki Mirosława Tarasa jeśli Skarb Paostwa
zachowa kontrolę w śląskich kopalniach, może byd trudniej przeprowadzid ich prywatyzację.
A Ministerstwo Gospodarki nie zamierza oddawad kontroli nad kopalniami. - To sprawa
bezpieczeostwa energetycznego - powiedziała niedawno Joanna Strzelec-Łobodzioska,
wiceminister gospodarki odpowiedzialna za górnictwo i energetykę.
2011 r. ma byd przełomowym dla kopalo węgla kamiennego. Chod stracą pomoc publiczną
na inwestycje, mają zyskad środki z giełdowych debiutów. Zdaniem Strzelec-Łobodzioskiej
Węglokoks (główny eksporter polskiego węgla) i JSW (największy w UE producent węgla
koksowego, bazy do produkcji stali) będą gotowe do debiutu do połowy 2011 r. Węglokoks
ma debiutowad pierwszy. Środki z emisji mają pozwolid m.in. na kupienie udziałów w
Katowickim Holdingu Węglowym, który do prywatyzacji szykowany jest już po raz 3. (w 2005
r. na drodze stanęła zmiana władzy, w 2008 r. kryzys). Zdaniem wiceprezesa KHW Artura
Trzeciakowskiego, jeśli Węglokoks kupi udziały w holdingu, to debiut KHW i tak będzie
możliwy.
Przed KHW, a po Węglokoksie, na giełdzie znajdzie się JSW. To także 3. podejście. Jednak tym
razem szansa jest spora. Po 3 kwartałach 2010 r. spółka ma 741 mln zł zysku netto, a w
całym 2010 r. może byd to nawet 1 mld zł.
Ostatnia w kolejce do debiutu jest największa spółka górnicza w UE Kompania Węglowa
(skupia 1/2 polskich kopalo węgla kamiennego). P.o. jej prezesa Jacek Korski powiedział, że
debiutu można się spodziewad po 2015 r., wtedy bowiem KW spłaci zaległe zobowiązania
upadłych spółek węglowych, z których została stworzona w 2003 r. (zostało jej jeszcze ok. 1
mld zł).
Rok 2011 na byd dla górnictwa rokiem prywatyzacji, a węgiel pozostanie w Polsce surowcem
strategicznym. Wskazuje na to zarówno strategia dla górnictwa, jak i polityka energetyczna
Polski do 2030 r.
19
W 2009 r. wydobyto u nas 77 mln ton węgla kamiennego. Widad trend spadkowy w
wydobyciu węgla. Dla utrzymania obecnego poziomu wydobycia konieczne więc będą
inwestycje. Do 2015 r. koszt tych inwestycji szacuje się na ok. 15 mld zł. Aby pozyskad kapitał,
społki węglowe szykują się do prywatyzacji poprzez giełdę.
2010 r. górnictwo zakooczy na plusie. Zysk netto wyniesie ok. 1 mld zł, a wszystkie spółki
zakooczą rok z wynikiem dodatnim. Najlepszy wynik osiągnie produkująca węgiel koksowy
Jastrzębska Spółka Węglowa.
W środowisku górniczym wskazują, że prywatyzacja nie może byd celem samym w sobie.
Ona ma byd sposobem na zwiększenie efektywności branży węglowej.
- Przykład NWR i Bogdanki dowodzi tego, że giełda lubi węgiel - mówi Jerzy Markowski, b.
wiceminister gospodarki.
Niestety Polska sama w ostatnich latach wysyłała negatywne informacje o polskim
górnictwie. Straszyliśmy świat, mówiąc tylko o rozkapryszonych i roszczeniowych górniczych
związkach, o wysokich kosztach, o korupcji.
- Czas pokazad, że z polskim górnictwem nie jest źle - mówi Jerzy Markowski.
Jeżeli nie będziemy wydobywad węgla w Europie, to nie bardzo będzie miał to kto robid.
Przecież w Czechach górnictwo skooczy się za jakieś 15 lat, w Niemczech jest ono schyłkowe.
Wg Tomasza Konika, partnera Deloitte, giełda lubi nie tyle węgiel, ile dobre projekty. Stąd
przygotowania w spółkach węglowych muszą iśd pełną parą. Konik wskazuje, że Skarb
Paostwa pozostawi sobie pakiety większościowe, a to ograniczy z kolei grono potencjalnych
inwestorów. - Raczej będą to instytucje finansowe - zaznacza Konik.
Istotne jest również to, by nie przegapid odpowiedniego momentu na debiut, bo wówczas
przygotowania mogą pójśd na marne.
Samo górnictwo to branża przyszłościowa, zważywszy, że świat stawia na węgiel.
W 2009 r. wydobyto na świecie 6,1 mld ton węgla, z czego 86% stanowił węgiel
energetyczny. W 2009 r. aż 94% handlu węglem odbywało się drogą morską. Główny obszar
handlu węglem to rejon Pacyfiku.
Węgiel staje się bowiem paliwem krajów rozwijających się, jak Chiny czy Indie. Będzie
wzrastad światowe zapotrzebowanie na węgiel energetyczny. Światowa Agencja Energii
szacuje, że w 2030 r. potrzeba będzie 7 mld ton węgla kamiennego i brunatnego na potrzeby
produkcji energii elektrycznej.
Jeżeli chodzi o Polskę, to oczywiście właśnie węgiel będzie głównym paliwem. Polskie
górnictwo musi byd na tyle wydajne i konkurencyjne, by wytrzymad napływ węgla z importu.
Prognozowane zapotrzebowanie na 60 mln ton węgla w 2030 r. może byd bowiem
zaspokojone węglem z polskich kopalo bądź z importu.
Prywatyzacja nie może byd celem samym w sobie, natomiast może dad górnictwu środki na
realizację niezbędnych inwestycji, które przyczynią się przynajmniej do utrzymania obecnego
poziomu wydobycia i zapewnienia stabilnych miejsc pracy. Dzięki prywatyzacji zmniejszy się
także bezwład decyzyjny w spółkach węglowych.
Będą unijne pieniądze na węgiel.
9 listopada europosłowie komisji ds. gospodarczych i monetarnych PE uznali, że pomoc dla
zamykanych kopalo węgla kamiennego w UE powinna byd możliwa do 2018 r., a nie - jak
proponuje Komisja Europejska - do 2014 r. Nie ma jednak zgody na przedłużenie wsparcia
20
dla nowych inwestycji w górnictwie, na czym szczególnie zależy polskim kopalniom, a na co
Polska wydała w 2010 r. 400 mln zł.
Obecne rozporządzenie, wygasające z koocem 2010 r., stanowi, że w przemyśle węglowym
pomocą paostwa można wspierad 3 kategorie działao - inwestycje, działania operacyjne i
działania nadzwyczajne. W nowym rozporządzeniu, które ma zastąpid od nowego roku
obecne przepisy, KE chce pozwolid na pomoc na działalnośd tylko pod warunkiem, że zakłady
przedstawią plany zamknięcia do października 2014 r.
Wiceminister gospodarki Joanna Strzelec-Łobodzioska zapewniała, że w dyskusji w sprawie
pomocy dla górnictwa na forum UE, rząd używa wszelkich argumentów, aby utrzymad
możliwośd wspierania inwestycji początkowych. Przyznała jednak, że Polska - największy
unijny producent węgla kamiennego - nie ma tu wielu sojuszników, bo sprawa rozwoju
górnictwa dotyczy wyłącznie jej.
Niemieckie władze widzą szanse na porozumienie w ramach UE, które umożliwi udzielanie
pomocy zamykanym kopalniom węgla kamiennego do 2018 r., a nie - jak chce Komisja
Europejska - do 2014 r.
5 czynnych niemieckich kopalo węgla kamiennego zatrudnia obecnie ok. 25 000
pracowników. Nie są one w stanie utrzymad się bez subwencji paostwa. W 2012 r. zamknięte
zostaną 2, a do 2018 r. - ostatnie 3 kopalnie.
W Parlamencie Europejskim w Strasburgu odbyło się głosowanie dotyczące pomocy paostwa
ułatwiającej zamykanie niekonkurencyjnych kopalo węgla.
Wypracowany kompromis zagwarantuje możliwą pomoc paostwa dla przeprowadzenia
procesu zamknięcia nierentownych kopalo do 2018 r.
Parlament Europejski uwzględnił zmiany zaproponowane przez europosła Bogdana
Marcinkiewicza, aby tempo przeprowadzania wyłączania z produkcji nierentownych kopalo
było dostosowane do możliwości absorpcji dokonywanej przez obywateli i struktury
społeczne.
Działania podjęte w Parlamencie Europejskim zaowocowały zmianami propozycji
przedstawionej przez Komisje Europejską, która wnioskowała o przyspieszenie zamykania
nierentownych kopalni węgla kamiennego. Zgadzała się na ich dotowanie do 1 października
2014 r. Wypracowany kompromis zagwarantuje możliwości pomocy paostwa dla
przeprowadzenia procesu zamknięcia nierentownych kopalo do 2018 r., chod grupa posłów
hiszpaoskich i rumuoskich wraz z polską delegacją wnioskowała o przedłużeniu tego terminu
do 2020 r.
Dlaczego na zamknięcie działających dziś zakładów polskie spółki węglowe nie będą mogły
dostad dotacji? Nie pozwala na to polskie prawo. Zgodnie z nim po 1 stycznia 2007 r. to
spółki węglowe ponoszą koszty likwidacji kopalo. Stąd np. gdy któraś z polskich firm
węglowych zdecyduje się nawet przed 2018 r. na zamknięcie którejś z kopalo, sama będzie
musiała ponosid skutki tego procesu - chyba, że ustawa zostanie zmieniona.
- Nawet jeśli polskie prawo tego nie dopuszcza to lepiej mied w rezerwie polisę
ubezpieczeniową. Jakby się sytuacja zmieniła, to zawsze będzie można taką pomoc w ciągu
najbliższych 8 lat wypłacid - powiedział Bogdan Marcinkiewicz, europoseł PO.
21
- Przedłużenie terminu zamykania nierentownych kopalo do 2018 r. jest korzystnym dla
Polski rozwiązaniem, mimo że chcieliśmy by pomoc publiczna wygasła dopiero w 2020 r.
Polska jest największym producentem węgla w Europie i na tle innych paostw UE polski
przemysł węgla kamiennego jest konkurencyjny, a nierentownośd dotyczy niewielkiej ilości
kopalo. Ocena skutków wskazuje, że proces zamykania nierentownych kopalo musi byd
stopniowy i rozłożony w czasie - powiedział Jacek Saryusz-Wolski Przewodniczący Klubu POPSL w Parlamencie Europejskim.
CO2 W CIENIU C O P 16 W CANCUN
Parlament Europejski wzywa do ograniczenia emisji aż o 30% do 2020 r. Rządy UE są temu
niechętne.
Eurodeputowani przegłosowali rezolucję opisującą ich oczekiwania na zbliżającą się
konferencję klimatyczną w Cancun. „W interesie przyszłego wzrostu gospodarczego Unii
Europejskiej przypominamy o konieczności przyjęcia celu ograniczenia emisji gazów
cieplarnianych w UE o 30% do 2020 r. w porównaniu z poziomem z 1990 r.” - brzmi fragment
dokumentu. I dalej: „Niezależnie od wyniku międzynarodowych negocjacji we własnym
interesie UE leży dążenie do celu klimatycznego przekraczającego poziom 20%”.
Rezolucja podzieliła PE: 292 osoby były za, 274 przeciw - wynik rzadko spotykany w dążącej
do kompromisu izbie. O redukcji 30% mówi też przyjęta przez eurodeputowanych strategia
energetyczna Unii Europejskiej.
Oba te dokumenty nie mają mocy prawnej, wyrażają jedynie polityczną wolę większości
eurodeputowanych. Dążeo tych nie podziela jednak większośd rządów paostw członkowskich
Wspólnoty, które decyzje w tej sprawie podejmują. Dlatego negocjująca w imieniu UE
Komisja Europejska jedzie do Cancun bez nadziei na przełom w sprawie wyższych celów.
- Nasza oferta jest na stole: gotowi jesteśmy dążyd do 30%, pod warunkiem że inni dokonają
podobnego wysiłku - powiedziała Connie Hedegaard, unijna komisarz ds. zmiany
klimatycznej. Wg niej nie ma jednak na to szans. - Amerykanie nie mają legislacji w tej
sprawie, nie mają nawet większości w Senacie - zauważa.
Wg niej w Cancun trzeba się zająd innymi celami, w których jest szansa na zgodę, jak
powstrzymanie procesu wycinania i niszczenia lasów. - Naszym celem jest także pokazanie
światu, że to nie Europa blokuje porozumienie. My spokojnie osiągniemy cel redukcji 20% do
2020 r. Ale do walki ze zmianą klimatyczną potrzebujemy USA i Chin, największych
emitentów gazów cieplarnianych - mówi Hedegaard.
Konferencja w Cancun zaczyna się 29 listopada i potrwa do 10 grudnia. Podobna impreza w
Kopenhadze rok temu zakooczyła się fiaskiem - nie ustalono żadnych światowych celów
redukcji. W dodatku UE, chod najbardziej zaawansowana w zielonej strategii, była oskarżana
o pasywną postawę oraz oddanie USA i Chinom wiodącej roli w negocjacjach.
Rząd Chin zastanawia się nad wprowadzeniem systemu handlu uprawnieniami do emisjami
dwutlenku węgla.
22
Chioczycy zamierzają wprowadzid system typu cap and trade. Największe przedsiębiorstwa
mają otrzymad limity emisji i pozwolenie na handel częścią z nich. Rozważana jest również
opcja wprowadzenia podatku od emisji.
Chiny będące największym emitentem CO2 zobowiązały się do zmniejszenia do 2020 r. o
45% emisji dwutlenku węgla w stosunku do PKB w porównaniu z poziomem z 2005 r.
Emisja CO2 - głównego gazu cieplarnianego - zmniejszyła się w znacznie mniejszym stopniu,
niż przypuszczali naukowcy.
Globalna emisja CO2, powstającego w wyniku spalania paliw kopalnych (ropy naftowej, gazu,
węgla) osiągnęła 30,8 mld ton w 2009 r. Była zaledwie o 1,3% mniejsza niż w rekordowym
2008 r.
Kryzys poważnie zaatakował kraje zachodnie i przyczynił się do obniżenia zużycia paliw
kopalnych. Japonia wypuściła do atmosfery 11,8% mniej CO2, USA 6,9%, 8,6% w W. Brytanii,
Niemcy 7%, a Rosja 8,4%. Z drugiej strony gwałtownie rozwijające się gospodarczo kraje
zwiększyły ilośd emitowanego CO2 np. Chiny o 8%, Indie o 6,3%, a Korea Płd. o 1,4%. W
rezultacie Chiny umocniły pozycję pierwszego na świecie producenta CO2. Chioska
gospodarka wysyła do atmosfery 24% gazu, jaki produkuje ludzkośd. 2 miejsce zajmują USA,
wysyłając do atmosfery 17% światowego CO2. 88% tego gazu jaki dostaje się do atmosfery
pochodzi ze spalania gazów kopalnych. Koncentracja tego gazu w atmosferze osiągnęła
rekordowo wysoki poziom 387 części na 1 mln.
Prognozy emisji CO2 ze spalania paliw w 2010 r. są zatrważające. Jeśli sprawdzi się
przewidywany wzrost gospodarczy świata, do atmosfery dostanie się 3% gazu więcej niż w
2009 r. Ale jest też dobra wiadomośd: ilośd CO2 w atmosferze, spowodowana przez
wylesianie - spada. W latach 90 z powodu wycinki lasów dostawało się do atmosfery 25%
CO2, podczas, gdy w 2009 r. było to 12% Sytuacja poprawiła się dzięki naciskom na
ograniczenie wycinki lasów tropikalnych i dzięki nowym zalesieniom w Europie, Azji i
Ameryce. Po raz pierwszy nowe zalesienia w strefie umiarkowanego klimatu
zrekompensowały wycinanie lasów tropikalnych.
Międzynarodowa Agencja Energii (International Energy Agency) opublikowała kompleksowe
zestawienie emisji CO2 przez wszystkie kraje świata. Z raportu wynika, że 10 największych
emitentów CO2 na świecie odpowiedzialnych jest za 61% emisji CO2. Największym
emitentem są Chiny, następnie USA, Rosja, Indie, Japonia, Niemcy, Kanada, W. Brytania,
Korea Płd. oraz Iran. W 2007 r. (ostatnie dane, które zebrała MAE) światowa emisja CO2 była
na poziomie 29 mld ton, z czego 10 największych emitentów wyprodukowało łącznie 18,8
mld ton CO2.
W 2007 r. USA odpowiedzialne były za 20% światowej emisji CO2, chod mieszka tam
zaledwie 5% ludności Ziemi. Chiny, odpowiedzialne za 21% emisji CO2, zamieszkuje ok. 20
proc. ludności świata. Indie, z udziałem 17% w ludności świata, odpowiadają jedynie za 5%
emisji CO2.
Zupełnie inaczej niż lista krajów-największych emitentów CO2 wygląda lista krajów z
największą emisją CO2 na głowę mieszkaoca. Do liderów tego zestawienia należą USA (19,1
ton), Kanada (17,37 ton), Australia (18,75 tony) i Luksemburg (22,35 tony).
Najwyższe wskaźniki emisji CO2 na głowę mają jednak stosunkowo nieduże kraje będące
23
dużymi producentami ropy i gazu, jak Bahrajn (28,23 tony), Kuwejt (25,09 tony),
Zjednoczone Emiraty Arabskie (29,91 tony). Mistrzem świata został Katar z emisją 58,01 tony
CO2 na głowę.
Polska w 2007 r. miała emisję CO2 na głowę w wysokości 7,99 tony, co było na poziomie
zbliżonym do średniej europejskiej - europejskie kraje OECD emitowały średnio 7,48 tony na
głowę, a średnia dla 27 krajów UE wynosiła 7,92 tony. Wyższą emisję na głowę niż Polska
odnotowały Austria, Belgia, Czechy, Dania, Finlandia, Niemcy, Grecja, Irlandia, Holandia i W.
Brytania.
W krajach powszechnie uznawanych za największych emitentów CO2 (co w przypadku, gdy
weźmiemy pod uwagę emisję kraju, jest uprawnione), jak Chiny czy Indie, emisja CO2 na
głowę jest na znacznie niższym poziomie niż np. w krajach UE. W Chinach emisja CO2 na
głowę wynosiła 4,57 tony, a w Hong Kongu 6,26 tony. W przypadku Indii ten wskaźnik jest
jeszcze niższy i wynosi 1,18 tony na głowę. Brazylia, postrzegana jako jedna z potencjalnych
lokomotyw światowej gospodarki, emisję CO2 na głowę ma na poziomie 1,81 tony.
Średnia dla krajów Ameryki Łacioskiej wynosi 2,21 tony CO2 na głowę, wyższy wskaźnik mają
jedynie Argentyna (4,12), Chile (4,28), Jamajka (4,74), Antyle Holenderskie (23,57), Trynidad i
Tobago (21,85) i Wenezuela (5,24).
Jeszcze mniejszy jest ten wskaźnik dla krajów Azji - średnia wynosi 1,35 tony CO2 na głowę.
Duża częśd krajów azjatyckich to paostwa o bardzo dużej liczbie ludności, jak Bangladesz
(0,25 tony CO2 na głowę), Indonezja (1,67 tony) czy Wietnam (1,1 tony).
Najmniejsza emisja CO2 na świecie jest jednak w paostwach afrykaoskich, gdzie średnia
wynosi 0,92 tony na głowę. Najmniejsze wskaźniki są w Erytrei (0,11 tony), Etiopii (0,08),
Mozambiku (0,09), Tanzani (0,13) i Togo (0,14). Afrykaoskim i światowym rekordzistą jest
jednak Demokratyczna Republika Kongo z emisją 0,04 tony CO2 na głowę.
Jeszcze inną metodą liczenia emisji CO2, zaproponowaną przez MAE, jest wielkośd emisji na
jednostkę wielkości PKB. Z zestawienia Agencji, gdzie wyliczono emisję CO2 (w kilogramach)
na 1 $ PKB (wg. cen z 2000 r.) przy uwzględnieniu parytetu siły nabywczej (PPP) wynika, że w
USA było to 0,50 kg, w Kanadzie 0,55 kg, a w Australii 0,59 kg.
Średnia dla 27 krajów UE wynosiła 0,33 kg na 1 $ PKB. W Europie Polska zajmuje 2 miejsce
pod względem wielkości emisji z 0,57 kg CO2 na 1 $ PKB, wyższa emisja była tylko w
Czechach (0,58 kg). Wśród europejskich krajów najmniejszą emisję mają w tym rankingu
Austria (0,26), Dania (0,29), Francja (0,21), Islandia (0,22), Irlandia i Włochy (po 0,28),
Norwegia
(0,19),
Szwecja
(0,15)
oraz
Szwajcaria
(0,16).
Polska była na podobnym poziomie co Chiny (0,61 kg CO2 na1 $ PKB), mniejszym
wskaźnikiem mogły pochwalid się Indie (0,33).
Wielkośd emisji CO2 na wysokośd PKB wydaje się byd najbardziej wiarygodnym, tuż po emisji
CO2 na głowę, wskaźnikiem emisyjności. Całkowicie mylącym i błędnym jest z pewnością
wskaźnik pokazujący emisję CO2 przez poszczególne kraje - to ciekawa informacja,
niemogąca jednak stanowid racjonalnych podstaw do żądania redukcji emisji CO2 przez
największych emitentów. Całkowicie zrozumiałe jest przecież, że takie kraje, jak Chiny oraz
Indie, gdzie mieszka po ponad 1 mld ludzi, muszą emitowad więcej CO2 niż znacznie mniej
ludne kraje UE.
www.wnp.pl 29.11.2010
W Cancun na konferencji COP 16 delegacje 200 paostw rozpoczną dziś rozmowy o
powstrzymaniu zmian klimatu.
24
Tegoroczna konferencja stron konwencji klimatycznej ONZ w Meksyku - COP 16 rozpoczyna
się z zupełnie innej atmosferze niż COP 15 rok temu w Kopenhadze.
Nikt nie spodziewa się przełomu w negocjacjach nad nowym porozumieniem o ograniczeniu
emisji gazów cieplarnianych, zastępującym protokół z Kioto. Powodem jest brak
zobowiązania USA i Chin, które w sumie odpowiadają za 40% emisji gazów cieplarnianych na
świecie, do zmiany polityki.
ZMIANY W ZIELONYCH CERTYFIKATACH
Polska planuje ograniczenie dotacji do zielonej energii. Nasz system wsparcia energii
odnawialnej jest najdroższy w UE.
Ministerstwo Gospodarki pracuje nad nowym sposobem wspierania OZE. Zaproponowało
organizację przetargów na dotacje do budowania takich elektrowni. Co więcej, ma byd
ustalana roczna pula nowych mocy, którym przysługiwad będzie dofinansowanie.
Firmy, które skorzystają z dofinansowania inwestycji, będą musiały potem sprzedawad
zieloną energię po cenie rynkowej, czyli takiej jak pozostali producenci. Eksperci uważają, że
jest to sprawiedliwe rozwiązanie. - W żadnym kraju w Europie firmy nie korzystały z
podwójnego wsparcia - dotacji do inwestycji, a potem jeszcze do sprzedawanej energii ocenia Sławomir Krystek, dyrektor Izby Gospodarczej Energetyki i Ochrony Środowiska.
Obecnie polski system wsparcia odnawialnej energii należy do najdroższych w Europie.
Elektrownie wiatrowe, wodne i na biomasę za każdą MWh dostają rynkową cenę energii ok. 200 zł, a do tego certyfikat ekologiczny wart 270 zł. Taki system jest zbyt drogi - w 2009 r.
zielone certyfikaty kosztowały 2,5 mld zł. Dodatkowo branża jest wspierana dotacjami
unijnymi i pożyczkami z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. W efekcie jedni producenci energii zyskują bardzo dużo, inni wcale - ocenia Grzegorz
Wiśniewski prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej.
Prawo do posiadania zielonych certyfikatów zachowają tylko te elektrownie, które już
działają. Będą mogły korzystad z nich dopóty, dopóki inwestycja w całości się nie
zamortyzuje.
Wszystkie pozostałe nowe OZE będą otrzymywad stałą cenę na jej sprzedaż do sieci. Taryfa
będzie jednak inna dla wiatru, słooca, wody i biomasy. Z czasem ceny będą malały.
Z kosztownego wsparcia wycofują się też inne kraje. Niemcy płacą rocznie za zieloną energię
13 mld €, jak oblicza operator systemu przesyłowego. Jest to rocznie 60 € na gospodarstwo
domowe. W 2010 r. rząd obniżył taryfy na zieloną energię o 13% i planuje dalsze cięcia.
Czeskie prawo gwarantowało z kolei elektrowniom słonecznym 10-krotnie wyższe ceny niż
średnia rynkowa. W efekcie masowo powstawały nowe elektrownie, a mieszkaocy muszą
płacid o 20% więcej za prąd. Prawo zostało w tym roku zmienione.
Ministerstwo Gospodarki nie planuje rezygnacji z dopłat do zielonej energii, chod system
certyfikatów będzie zróżnicowany w zależności od źródła wytwarzania. Resort nie wyklucza
jednak ograniczenia wsparcia dla farm wiatrowych w Polsce do ok. 6 000 MW poinformowała
wiceminister
gospodarki
Joanna
Strzelec-Łobodzioska.
Wiceminister podkreśliła, że zielona energia nadal będzie wspierana w Polsce, chod
25
przyznała, że nasz system energetyczny może "znieśd" określoną ilośd wiatraków. - Pewnie
zniósłby więcej, ale wtedy trzeba dobudowad droższe źródła gazowe (kompensujące
niedobory
wiatru)
i
energia
podrożałaby
o
50-80%
zauważyła.
Zapowiedziała, że resort gospodarki przewiduje zróżnicowanie systemu certyfikatów w
zależności od źródła wytwarzania energii elektrycznej. Chodzi głównie o tzw. zielone
certyfikaty, zaświadczające o wytworzeniu energii elektrycznej w odnawialnym źródle
energii. Wytwórcy prądu z OZE sprzedają certyfikaty wraz z energią elektryczną, dzięki czemu
otrzymują więcej pieniędzy.
- Planujemy zróżnicowanie systemu certyfikatów: inna będzie wartośd certyfikatu dla
energetyki wiatrowej, inna dla fotowoltaiki (chodzi o przetwarzanie światła słonecznego na
energię elektryczną), jeszcze inna dla biogazowni - powiedziała Strzelec-Łobodzioska. Dodała,
że "będzie to związane z okresem zwrotu zaangażowanego kapitału wyliczonego średnio dla
takich inwestycji".
Cena energii jest obciążona dzisiaj całą gamą różnych certyfikatów. Osiągamy powoli punkt
nasycenia na „energetycznej krzywej Laffera”, powyżej którego odbiorcy nie wytrzymają
nakładanych na nich obciążeo - powiedział prezes Urzędu Regulacji Energetyki Mariusz
Swora.
Przypominamy, że zgodnie z teorią Laffera kolejne wzrosty obciążeo fiskalnych powodują
coraz mniejsze przyrosty przychodów z tego tytułu, aż do momentu, w którym dalszy wzrost
tych obciążeo skutkuje obniżeniem całkowitej wartości przychodów z tytułu podatków.
Szef URE stoi również na stanowisku, że system wsparcia zielonej energii w Polsce należy
poddad rewizji i z rezerwą przyjmowad pomysły wprowadzenia nowych systemów w postaci
chodby białych certyfikatów.
Prezes Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej Jarosław Mroczek uważa, że nie
należy zmieniad obecnego systemu wsparcia dla producentów energii ze źródeł
odnawialnych - tzw. zielonych certyfikatów. Przygotowywana jest ustawa o odnawialnych
źródłach energii.
Zielone certyfikaty potwierdzają, że energia została wytworzona ze źródeł odnawialnych.
Certyfikatami można obracad na rynku. Kupują je te firmy energetyczne, które chcą spełnid
ustawowe
wymogi
poziomu
wytwarzania
energii
odnawialnej.
- O obecnym systemie zielonych certyfikatów wiem jedno - okazało się, że dobrze
funkcjonuje. Z pewnością nie jest doskonały i jest drogi, co skutkuje wyższymi kosztami dla
spółek dystrybucyjnych, ale ma też olbrzymią zaletę - przyciąga inwestorów - powiedział
Mroczek. - 5 lat już pracujemy systemie zielonych certyfikatów. Teraz zbliżamy się do
momentu, w którym ma szansę stad się systemem na prawdę rynkowym. Może nie warto
tego zepsud - dodał.
Projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii (OZE) powinien w I połowie 2011 r. trafid
pod obrady rządu. Wcześniej zostanie skonsultowany z organizacjami społecznymi.
Przygotowywana ustawa ma pozwolid na uzyskanie co najmniej 15% udziału energii
odnawialnej w zużyciu energii brutto do 2020 r. Pośrednie cele w projektowanym
dokumencie, to 8,76% do 2012 r., 9,54% do 2014 r., 10,71% do 2016 r. i 12,27% do 2018 r.
26
Zielona energia staje się coraz bardziej popularna. Dowód - spółki energetyczne po raz
pierwszy zapłaciły w 2010 r. mniej opłat zastępczych za to, że nie sprzedały zielonej energii.
Na konta Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, który zbiera te
opłaty, wpłacono 439 mln zł - o 7% mniej niż rok wcześniej. Spadek wpływów nastąpił mimo,
że co roku limity sprzedaży zielonej energii są zwiększane - w tym roku ma ona stanowid
10,4% na rynku, w 2009 r. było to 8,7%.
Podstawą do rozliczenia obowiązku jest zakup energii i umorzenie świadectwa jej
pochodzenia, opłata dla NFOŚiGW ma jedynie charakter zastępczy i dla firm to ostatecznośd.
Podmioty, które umorzyły świadectwa pochodzenia, mogą bowiem otrzymad zwrot akcyzy.
- Świadectwa pochodzenia mogą byd po prostu taoszą opcją niż wnoszenie opłaty zastępczej
- mówi Agnieszka Głośniewska, rzeczniczka Urzędu Regulacji Energetyki.
W dodatku co roku opłata ta też rośnie. O ile w 2009 r. wynosiła 259 zł za każdą 1 MWh,
której firmom zabrakło do wypełnienia obowiązku, o tyle w 2010 r. jest to 268 zł.
Wg danych URE w kraju jest już 2 400 MW mocy zainstalowanej w OZE. Najszybciej przybywa
farm wiatrowych. Pod koniec 2009 r. ich moc wynosiła 725 MW, a teraz o 51% więcej.
SŁOOCE PODBIJA ŚWIAT
We wspólnym raporcie, European Photovoltaic Industry Association (EPIA) i Greenpeace
International ogłosiły, że do 2020 r. fotowoltaika będzie w stanie pokryd 5% światowego
zapotrzebowania na energię elektryczną, a 9% do 2030 r.
Autorzy przewidują podwojenie inwestycji w fotowoltaikę z 35 mld € obecnie do 70 mld € w
2015. W tym samym czasie koszty systemów PV spadną prawię o 40%. W efekcie, w
najbardziej uprzemysłowionych krajach, ceny energii elektrycznej z fotowoltaiki dla
gospodarstw domowych staną się konkurencyjne wobec cen energii ze źródeł tradycyjnych.
Ta sytuacja, określana mianem „grid party”, oznacza zasadniczą zmianę na rynku PV.
Fotowoltaika może odegrad znaczącą rolę w zaspokajaniu zapotrzebowania na energię
elektryczną na świecie, zarówno w krajach, w których branża ta ma długie tradycje, jak i w
krajach rozwijających się. Do 2030 r. nawet 2,5 mld odbiorców korzystad będzie mogło z
energii słonecznej. Motorem znacznego wzrostu potencjału PV jest obserwowany od
dłuższego czasu spadek kosztów systemów oraz niezwykła wszechstronnośd tej technologii.
To dzięki temu istnieje możliwośd instalacji systemu PV na budynkach o rozmaitej konstrukcji
dachu. Fotowoltaika jest również szansą na dostęp do energii elektrycznej dla społeczności
żyjących na obszarach do tej pory niezelektryfikowanych.
Moc zainstalowana PV ma szansę wzrosnąd z 23 000 MW na początku 2010 r. do 180 000
MW do 2015 r. Do 2030 r. moc zainstalowana ma szansę osiągnąd poziom 1 800 000 MW.
Oznaczad to będzie ograniczenie emisji CO2 o 1,4 mld ton to rocznie.
Energetyka słoneczna może odegrad istotną rolę w rozwiązywaniu problemów związanych z
zapewnieniem bezpieczeostwa energetycznego oraz niestabilnością cen energii ze źródeł
tradycyjnych. Stanowi także ważny czynnik rozwoju gospodarczego. Branża fotowoltaiczna,
w której obecnie zatrudnionych jest 230 000 osób na świecie, do 2015 r. zaoferowad będzie
mogła 1.3 mln miejsc pracy. Do 2050 r. liczba ta wzrosnąd może do 5 mln.
27
W krajach Pasa Słonecznego (położonych na obszarze do 35° stopnia szerokości
geograficznej po obu stronach równika) mieszka dzisiaj 75% ludności świata. Jej
zapotrzebowanie na energię stanowi 40% zapotrzebowania globalnego. Co więcej, w ciągu
najbliższych 20 lat to rozwijające się kraje tego regionu odpowiadad będą za 80% wzrostu
zapotrzebowania na energię elektryczną na świecie. Kraje Pasa Słonecznego charakteryzują
się intensywnym nasłonecznieniem, a zarazem wysokimi cenami energii elektrycznej. W
związku z powyższym, PV ma wielkie szanse na to, by stad się konkurencyjnym źródłem
energii na tym obszarze - jednym z głównych do 2020 r. i najważniejszym do 2030 r.
Mimo wyjątkowego nasłonecznienia, systemy PV na tym obszarze stanowią jedynie 9%
globalnej mocy zainstalowanej fotowoltaiki na świecie. Pokazuje to, jak wielki potencjał dla
rozwoju PV istnieje w tym regionie.
Fotowoltaika w coraz większym stopniu stanowi dostępną dla wszystkich, a wiec
demokratyczną w charakterze, ekologiczną i konkurencyjną cenowo alternatywę dla
tradycyjnych źródeł energii i z pewnością stanie się jednym z głównych źródeł energii
elektrycznej, będącym w stanie zaspokoid rosnące zapotrzebowanie ze strony krajów
rozwijających się, nie tylko z leżących w Pasa Słonecznego, ale na całym świecie.
Energetyka słoneczna jest odporna na kryzys gospodarczy - podaje w najnowszym raporcie
bank inwestycyjny Sarasin.
Moce zainstalowane na świecie w energetyce słonecznej przekraczają już 30 000 MW. To
wystarcza do zapewnienia dostaw prądu dla 10 mln gospodarstw. Spadek cen modułów
fotowoltaicznych oraz wzrost ich wydajności spowodowały, że fotowoltaika była w ostatnich
2 latach wyjątkowo niewrażliwa na kryzys gospodarczy.
W 2010 r. ilośd uruchomionych instalacji fotowoltaicznych wzrośnie na świecie o 87%.
Zdaniem analityków banku Sarasin 2 najbardziej lukratywne rynki dla energetyki
fotowoltaicznej to obecnie Niemcy i Włochy.
Bank, jako najbardziej perspektywiczne rynki, wymienia: Francję, Włochy, Hiszpanię, USA,
Kanadę, Chiny, Indie i Japonię.
Wg raportu Bloomberg New Energy Finance w 2020 r. fotowoltaika może byd w stanie
zaspokoid 4.2% zapotrzebowania na energię elektryczną w USA dzięki malejącym kosztom,
które inwestycje w tę technologię czynią coraz bardziej atrakcyjnymi.
Nakłady na fotowoltaikę, które osiągną w następnej dekadzie 100 mld $, pozwolą na
zwiększenie mocy zainstalowanej z obecnych 1400 MW do 44 000 MW. Obniżenie kosztów
produkcji, zarówno kolektorów słonecznych, jak i paneli fotowoltaicznych do poziomu
poniżej 200 $ za 1 MWh przyczyniło się do zwiększenia zysków z inwestycji.
Perspektywy rozwoju energetyki słonecznej w USA są bardzo obiecujące. Za kilka lat
zrezygnowad będzie można z subsydiowania branży i wprowadzid pełną konkurencyjnośd na
rynku.
28
Rosja rozpoczyna rozwój fotowoltaiki. Decyzje władz przydzielenia w budżecie federalnym
(2009-11) funduszy na inwestycje i dotacje do projektów dotyczących energii odnawialnej
będą kluczowe dla postępu na tym rynku.
Rosja, obok dywersyfikacji produkcji energii, chce także zminimalizowania różnic w zakresie
rozwoju technicznego w stosunku do krajów Europy Zachodniej i USA, które intensywnie
inwestują w nowe, przyjazne dla środowiska technologie.
Wsparcie rosyjskiego rządu i przekonanie o możliwościach fotowoltaiki zaowocowały
utworzeniem przez paostwową korporację Rusnano centrum badawczego w Kraju
Stawropolskim. Ponadto, Firma Khevel planuje wybudowanie elektrowni słonecznej
wykorzystującej skupioną energię promieni słonecznych do produkcji energii elektrycznej
(Concentrated Solar Power - CSP) o wydajności 12,3 MW, zaś Oerlikon Solar, znany niemiecki
producent systemów fotowoltaicznych, będzie wspierał centrum badawcze za
pośrednictwem zakładu produkcji ogniw słonecznych.
W Rosji ok.10 mln mieszkaoców wciąż żyje bez dostępu do sieci dystrybucyjnej. Jako źródło
energii wykorzystują agregaty prądotwórcze z silnikiem diesla.
- Rozwój energii odnawialnej w takich obszarach mógłby przynieśd wymierną korzyśd w
postaci zdecentralizowanej produkcji energii - dodaje Tomasz Kamioski, analityk w
warszawskim oddziale Frost & Sullivan. - Wybór energetyki słonecznej powinien przebiegad z
uwzględnieniem wymogów i możliwości danego regionu. W przypadku systemów solarnych
najważniejszymi czynnikami są intensywnośd promieniowania słonecznego w regionie.
Grupa naukowców z kilku japooskich ośrodków naukowych, współpracujących z partnerami z
Algierii, proponuje oryginalny sposób na zaspokojenie 50% światowych potrzeb
energetycznych.
Plan jest następujący: opracowanie technologii wytwarzania baterii słonecznych z krzemu
otrzymywanego z piasku; budowa fabryki słonecznych ogniw; konstrukcja pierwszej
elektrowni z wyprodukowanych baterii. I na koniec wykorzystanie wytwarzanej przez nią
energii do budowy kolejnej fabryki paneli słonecznych.
W 2010 r. rozpoczyna się projekt badawczy, na który zostanie przeznaczonych ponad 1 mln $
rocznie, przez kolejnych 5 lat. W tym czasie miałyby zostad opracowane odpowiednie
technologie i wybudowane pierwsze elektrownie.
Wg wyliczeo japooskich uczonych, do 2050 r., na pustyni produkowano by wystarczającą
ilośd energii elektrycznej, aby zaspokoid 1/2 potrzeb globu.
PROGNOZY DLA ŚWIATA Z CHINAMI W TLE
Zgodnie z raportem Międzynarodowej Agencji Energetycznej, światowy popyt na energię
wzrośnie o 36% do 2035 r. Spośród paliw kopalnych najbardziej wzrośnie popyt na gaz,
głównie za sprawą Chin i krajów Bliskiego Wschodu - powiedział główny ekonomista MAE dr
Fatih Birol.
Podkreślił, że w ocenie Agencji przez najbliższe 10 lat będziemy obserwowad nadwyżkę gazu
na światowym rynku. "Nadwyżka ta może byd mniejsza niż dziś, ale będzie to znacznie więcej
niż zapotrzebowanie rynku" - ocenił. Dodał, że zmienia to relację między importerami a
29
eksporterami gazu. "Kilku nabywców gazu w Europie z sukcesem renegocjowało kontrakty
długoterminowe. Co ważniejsze, ceny w nowych kontraktach długoterminowych będą nieco
inne i mogą nie byd indeksowane cenami ropy, będzie więcej kreatywnych rozwiązao" dodał główny ekonomista MAE.
Zdaniem Birola, niższe ceny gazu zwiększą popyt na to paliwo, co może stanowid dodatkową
presję na konkurencyjnośd odnawialnych źródeł energii. "To samo dotyczy węgla.
Spodziewane nowe technologie, takie jak wychwytywanie i składowanie CO2, mogą także
odczud negatywne implikacje niższych cen gazu" - zauważył.
Birol za czynniki zwiększające zużycie energii na świecie uznał rosnące gospodarki i populacje
ludzkie, a także subsydiowanie cen energii m.in. w Iranie, Arabii Saudyjskiej, Rosji, w Indiach,
Chinach, Egipcie i Wenezueli
Wg MAE nastąpiła duża zmiana strukturalna w sektorze naftowym. "Cały wzrost popytu na
ropę pochodzi z sektora transportowego. We wszystkich innych sektorach są alternatywy dla
produktów naftowych np. do ogrzewania domu można używad gazu lub elektryczności, w
przemyśle można używad gazu lub węgla, a w elektrowniach gazu, węgla lub paliwa
jądrowego. W transporcie jest mało możliwości, żeby zastąpid ropę" - powiedział Birol.
Dodał, że motorem wzrostu popytu na ropę są Chiny, gdzie rośnie liczba samochodów.
"Chiny powodują duży wzrost popytu na ropę i węgiel i mają dużą emisję CO2, ale Chiny
mają też drugą rolę" - powiedział Birol. "Gdy spojrzymy na nasze prognozy, największy
wzrost w zielonych technologiach, a nawet w zawansowanych technologiach w motoryzacji
będzie pochodzid z Chin (w perspektywie 2035 r.)" - dodał.
- To co zrobią Chiny, jaki będzie tam popyt i podaż na energię, będzie ważniejsze niż
jakikolwiek inne decyzje w sektorze energetycznym. Decyzje, które zapadną w Pekinie, będą
tak ważne, jak własne decyzje krajów europejskich. Chioskie decyzje będą wszystkich nas
dotyczyły, jeśli chodzi o ceny ropy, węgla, również nowych technologii - ocenia dr Fatih Birol,
główny ekonomista Międzynarodowej Agencji Energetycznej.
Z analiz wynika, że w perspektywie do 2035 r. wzrost popytu na energię będzie generowany
głównie przez gospodarki spoza obszaru OECD, a przede wszystkim właśnie przez Chiny,
które będą kreowały globalny popyt na paliwa i energię.
- Ale nie chcę oskarżad Chin. Chcę to pokazad w pewnym kontekście. Dzisiejszy Chioczyk
konsumuje tylko 1/3 energii, którą konsumuje przeciętny obywatel krajów OECD. W 2025 r.
Chioczyk będzie nadal zużywał tylko 2/3 energii przypadającej na osobę w krajach OECD.
Oznacza to, że po prostu Chiny mają usprawiedliwienie - mówił Birol.
MAE przewiduje, że przyszłości w krajach poza OECD będzie rósł popyt na wszystkie rodzaje
paliw, a w OECD popyt na ropę i węgiel spadnie i jedynym paliwem kopalnym, na które także
w zamożnych krajach będzie rósł popyt, zostanie gaz. Agencja ocenia, że także poza OECD
mocno będą rozwijały się OZE i wskazuje, że oczekiwany wysoki wzrost popytu na energię w
nowych gospodarkach jest zrozumiały, bo rozwijają się, a liczba ich ludności rośnie.
- W wielu z tych krajów paliwa kopalne są bardzo silnie subsydiowane i wg naszej analizy
subsydia łączne do konsumpcji ropy, gazu i węgla to ponad 300 mld $ w 2009 r. Kraje G20
wezwały do usunięcia tych subsydiów do paliw kopalnych. Gdyby tak zrobiono, bardzo silnie
zredukowałoby to emisje CO2, a ponadto dla wielu krajów subsydiowanie z budżetu paostwa
zaczyna byd coraz większym brzmieniem. W związku z tym również rządy mogłyby lepiej
zbilansowad budżety, gdyby przestały subsydiowad paliwa kopalne - ocenił Birol.
MAE podkreśla przy tym, że wszystkie kraje chcą zwiększad produkcję energii odnawialnej.
30
Największy wzrost produkcji zielonej energii ma wystąpid w Europie, USA i Chinach. Birol
ocenił, że jest to dobra wiadomośd, a zwłaszcza, że wzrost produkcji z odnawialnych paliw
dotyczy generacji energii elektrycznej, gdzie ma już 19% udziału, który w 2035 r. ma
wzrosnąd do 32%.
- Ale wzrost tych odnawialnych źródeł energii zależy od wsparcia finansowego rządów.
Myśmy spróbowali skwantyfikowad te subsydia. To jest 57 mld $ w 2009 r. i muszą one
znacząco wrosnąd w przyszłości do ponad 200 mld $ po to, żeby wspierad ten wzrost.
Większośd OZE potrzebuje wsparcia rządowego. Jeśli go nie będzie, to stracą swoją
konkurencyjnośd wobec paliw kopalnych, a zwłaszcza wobec gazu - mówił Birol, wskazując,
że w wielu krajach niskie ceny gazu bardzo zaciążyły na cenach energii odnawialnej, a w USA
w 2010 r. inwestycje w paliwa odnawialne spadły o 70% wobec inwestycji w 2009 r.
MAE ocenia jednak, że Chiny napędzające teraz popyt na ropę czy węgiel za jakiś czas mogą
odegrad bardzo pozytywną rolę w energetyce odnawialnej. Chioskie projekty w tej branży do
2035 r. są olbrzymie i dotyczą m.in. budowy elektrowni wiatrowych o mocy 335 000 MW. W
ocenie MAE oznacza to, że w przyszłości Chiny będą wytwarzad urządzenia do produkcji
energii ze źródeł odnawialnych na wielką skalę i przyczynią się do zmniejszenia kosztów ich
wytwarzania.
- Problemem z czystymi technologiami jest to, że są dobre, ale drogie i to, że Chiny silnie
obniżą koszty, jest dobra wiadomością - ocenił Fatih Birol.
www.wnp.pl 23.11.2010
Światowa energetyka będzie rozwijad się w cieniu Chin. Zyskad na tym mogą handlujące z
nimi kraje, bogate w zasoby naturalne. Czyste źródła energii staną się priorytetem dla wielu
paostw. Polską branżę energetyczną czekają znaczące zmiany własnościowe oraz wzrost cen
energii - prognozuje Deloitte.
2010 r. jest momentem przełomowym dla aktywności na rynku fuzji i przejęd w sektorze
energetycznym. Aktualnie transakcje w branży stanowią 24% globalnej aktywności na rynku
M&A. Przejęcia mają charakter cykliczny, a obecnie ich liderami są firmy naftowo-gazowe z
rynków wschodzących. 1. fala dotyczyła akwizycji w Afryce, Azji i Ameryce Łacioskiej
dokonywanych przez chioskie przedsiębiorstwa. Obecnie obserwujemy 2. falę fuzji i przejęd
obejmującą firmy paostwowe z Rosji, Korei Płd., Brazylii oraz Malezji. Wg prognoz Deloitte, 3.
fala, obejmie paostwowe przedsiębiorstwa naftowe z Indii oraz Wspólnoty Niepodległych
Paostw.
Deloitte zwraca uwagę na ogromną rolę Chin w sektorze energetycznym oraz coraz bliższą
współpracę Paostwa Środka z krajami bogatymi w zasoby naturalne. Partnerstwo to, oraz
rosnąca produkcja ropy naftowej w krajach wschodzących, będzie jednym z najważniejszych
czynników determinujących zachowania na globalnym rynku energetycznym. Liderami wśród
producentów ropy będą: Arabia Saudyjska, Irak, Brazylia i Kazachstan. Do 2015 r. Azja
zwiększy swoje moce produkcyjne o kolejne 2,75 mln baryłek dziennie. Jest to przejaw
długotrwałego trendu, czyli systematycznego spadku produkcji na Zachodzie oraz wzrostu na
Wschodzie. Wpływ na to ma popyt na rynku samochodów. Prognozowany wzrost liczby
pojazdów w samych tylko Chinach to 200 mln w 2020 r., czyli o 162% więcej niż obecnie.
Deloitte prognozuje, że duży potencjał tkwi w zastosowaniu gazu niekonwencjonalnego,
takiego jak np. gaz łupkowy. Jego pełne wykorzystanie może byd blokowane przez obrooców
środowiska. USA są obecnie głównym źródłem pochodzenia tego surowca. Przewiduje się, że
jego udział w całkowitej produkcji kraju zwiększy się o 62% w 2016 r. Kluczową przeszkodą w
poszukiwaniu ropy naftowej jak i gazu niekonwencjonalnego nadal pozostaje technologia.
31
Oznacza to między innymi koniecznośd współpracy pomiędzy niezależnymi podmiotami,
międzynarodowymi i paostwowymi przedsiębiorstwami. Każdy z krajów stara się realizowad
taką kooperację w miarę własnych możliwości.
Energetyka jądrowa, będąc jednym z nisko-emisyjnych oraz najbardziej niezawodnych źródeł
energii, staje się obiektem zainteresowania zwłaszcza krajów wschodzących. Liderem w
produkcji tego typu energii będą Europa i kraje Ameryki Północnej, a także Chiny. Ich
zaangażowanie to dobry sygnał dla rynku energii jądrowej w Polsce. Oznacza to, że w czasie
realizacji projektów nasz kraj będzie mógł korzystad z zagranicznych doświadczeo.
Wg Deloitte, odnawialne źródła energii staną się priorytetem dla wielu krajów. Kluczowe
będzie kompleksowe tworzenie strategii ich rozwoju z uwzględnieniem potrzeb kształcenia
pracowników dla tego sektora. Rządy powinny wspierad rozwój kadr oraz tworzenie nowych
miejsc pracy, w oparciu o analizę luki między stopniem realizacji narodowych celów
energetycznych oraz obecnej podaży pracowników.
Począwszy od 2030 r. największą popularnością wśród OZE zacznie cieszyd się energia
słoneczna, która może stad się bardziej popularna niż inne rodzaje OZE, w tym wiatrowe lub
wodne. Czynnikiem odpowiedzialnym za ten trend są szybko (chod z bardzo wysokiego
poziomu) spadające koszty produkcji oraz łatwa adaptacja technologii w życiu codziennym.
Prawdziwa rewolucja czeka przemysł motoryzacyjny. W 2015 r. prognozuje się trzykrotny
wzrost globalnej sprzedaży pojazdów hybrydowych. Do 2020 r. samochody napędzane
„zieloną energią” mogą stanowid aż 1/3 globalnej sprzedaży w krajach rozwiniętych oraz do
20% sprzedaży pojazdów na obszarach miejskich rynków wschodzących. Spowoduje to
znaczne konsekwencje dla koncernów paliwowych, a także zwiększy popyt na energię
elektryczną.
www.wnp.pl 26.11.2010

listopad 2010

Transkrypt

Podobne dokumenty

Zasady bezpiecznego wypoczynku zimowego

Co powinno się znaleźć w prezentacji dotyczącej praw człowieka

Instalacja z powietrzną pompą ciepła do ciepłej wody użytkowej z

Komentarz - European Maritime Heritage

Jak zorganizować prezentację?

Jak zredukowad stres dziecka?

Informacje dla autorów dot. procedury przyjęcia publikacji do druku

TSUNAMI, TRZĘSIENIA ZIEMI I PROMIENIOWANIE – widziane z

Wspomnienia z praktyk: Meksyk 2010 Łukasz Bartos - iaeste