Energetykę czekają wielkie porządki. "Dzięki temu przyspieszymy"

- Nasze umowy już automatycznie zakładają pewne zwiększenie pojemności dłużnej - w momencie, kiedy aktywa węglowe zostaną wydzielone - ujawnił  Krzysztof Surma, wiceprezes zarządu ds. finansów Taurona Polska Energia.

• Inwestycje transformujące energetykę układają się, jak wskazuje David Delgado-Romero z Meridiam, według trzech głównych osi: OZE, sieci, magazynowania energii. Ale to nie koniec listy ważnych spraw.
• Zdaniem Damiana Bronnera z PGE, aby przyspieszyć transformację energetyczną, w pierwszej kolejności należy z grupy wydzielić aktywa węglowe.
• - Wsłuchuję się w to, co mówi sektor energetyki, jakie są problemy i mogę powtórzyć - stabilność, przewidywalność i - pewnie z perspektywy odnawialnych źródeł lądowych - możliwość przyłączenia do sieci - wyliczał Robert Dąbrowski z ING Banku Śląskiego.
• Zmianom w energetyce była poświęcona debata "Inwestycje w energetyce - czas przyspieszenia", przeprowadzona podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego"; a już niedługo czeka nas konferencja Energy Days 2024.

Poniżej - zapis sesji "Inwestycje w energetyce - czas przyspieszenia", która odbyła się w czasie  XVI Europejskiego Kongresu Gospodarczego w Katowicach: 

Dla grup energetycznych zintegrowanych pionowo transformacja energetyczna to konieczność odpowiedzi na rozmaite wyzwania - zarówno w sektorze wydobycia węgla, wytwarzania energii, jak i jej dystrybucji.

- W takiej grupie jak Enea mamy pełny łańcuch wartości, czyli wydobycie, wytwarzanie i dystrybucję. To powoduje, że sam schemat inwestycji jest skomplikowany. Przez ostatnie lata zmagaliśmy się też z nietrafionymi inwestycjami; znany jest przypadek Ostrołęki. W tej zaś chwili wydaje się, że mamy dosyć jasną i już niepodważalną strategię dekarbonizacji i osiągnięcia neutralności klimatycznej do roku 2050 - komentowała Dalida Gepfert, wiceprezes ds. korporacyjnych Enei.

"Wydzielenie aktywów węglowych jest kluczowe dla grup energetycznych"

Wskazała, że do priorytetowych obszarów inwestycji grupy należą OZE i dystrybucja. Zaznaczyła też, jak ważna jest decyzja w sprawie budowy bloków gazowych w Kozienicach i zarazem podkreśliła znaczenie skonstruowania stabilnej strategii dla źródeł węglowych i segmentu wydobycia.

- Dla wielu instytucji finansowych, ale też partnerów biznesowych, bardzo ważna jest informacja, jak wygląda strategia w kwestii źródeł (węglowych - przyp. red.), które dla niektórych są po prostu  toksyczne (przez niektórych partnerów tak są określane). Jedno z wyzwań, które chcielibyśmy w tym roku domknąć, to zbudowanie transparentnej strategii w tym zakresie - komentowała Dalida Gepfert. 

Krzysztof Surma, wiceprezes zarządu ds. finansów w Tauron Polska Energia, zaznaczył, że kluczowym elementem całego biznesu grupy pozostaje dystrybucja.

Poinformował, że grupa jest w trakcie budowy źródeł OZE o mocy 360 MW, a to oznacza, że w najbliższych kilkunastu miesiącach Tauron przekroczy poziom 1000 MW mocy zainstalowanej w OZE.

- Pamiętajmy jednak, że wiele się zmieniło; do niedawna inwestycje w OZE były relatywnie proste, każda instalacja PV, każdy wiatrak według projekcji ścieżek cenowych się zwracały - dzisiaj to już nie jest takie oczywiste - komentował Krzysztof Surma. 

Jak dodał, dużym wyzwaniem stało się, jak z sobą połączyć OZE.

- Mamy projekt cable pooling, czyli połączenie energii z wiatru z fotowoltaiką, ale jednocześnie zastanawiamy się, jak to połączyć z magazynami energii. Prawdopodobnie stawianie samodzielnych instalacji PV przestaje już być albo jest może na granicy rentowności, więc to, co przed nami, to magazyny energii - stwierdził Krzysztof Surma. 

Podkreślił, że wydzielenie aktywów węglowych jest kluczowe dla grup energetycznych, bo zwiększy bazę inwestorów, bazę instytucji finansowych zainteresowanych finansowaniem energetyki i "prawdopodobnie poprawi ratingi grup energetycznych albo poszerzy pojemność dłużną na danym ratingu".

- Nasze umowy już automatycznie zakładają pewne zwiększenie pojemności dłużnej w momencie, kiedy aktywa węglowe zostaną wydzielone, więc na pewno dzięki temu przyspieszymy - stwierdził Krzysztof Surma. 

Transformacja energetyczna obciąży odbiorcę końcowego, należy więc zadbać, żeby ten odbiorca był zadowolony

Damian Bronner, dyrektor Departamentu Zarządzania Operacyjnego i Inwestycji w PGE, poinformował, że grupa PGE widzi bardzo duży potencjał w rozwoju magazynów energii, podając m.in., że jest w fazie przygotowania inwestycji magazynu wielkoskalowego w Żarnowcu oraz projektu dotyczącego rozproszonych magazynów energii.

Podał też, że projekt elektrowni szczytowo-pompowej Młoty toczy się i stwierdził, że "finalne decyzje inwestycyjne będziemy podejmowali po rekonfiguracji tego projektu".

- Aby przyspieszyć transformację energetyczną, w pierwszej kolejności chcielibyśmy - oczekujemy i wierzymy głęboko, że to się wydarzy - wydzielić aktywa węglowe z grupy. To uwolni inżynierię finansową i pozyskiwanie pieniędzy na nowe inwestycje - komentował Damian Bronner.

Agnieszka Okońska, członkini zarządu Stoen Operator, poinformowała, że nakłady inwestycyjne spółki do 2020 roku średniorocznie wynosiły 200-250 mln zł; teraz to ponad 500 mln zł, a kolejnych latach będą oscylowały w granicach 700-900 mln zł.

Podkreśliła, że szybko rosnące nakłady inwestycje to zarazem wyzwania operacyjne związane z realizacją rosnących inwestycji.

Wskazała, że największym problemem, z jakim się boryka firma, pozostaje bardzo duży wzrost zapotrzebowania na moc na terenie jej działania ("to jest coś niesamowitego i na to trzeba się nastawić, jeśli chodzi o przepustowość naszej sieci").

- Transformacja energetyczna obciąży, czy będziemy chcieli tego, czy nie, odbiorcę końcowego, to warto zadbać, żeby był on zadowolony. Możemy zaoferować dwa najważniejsze KPI (kluczowe wskaźniki efektywności - przyp. red.): skrócenie czasu przerw w dostawach energii i skrócenie czasu przyłączenia do sieci - wyjaśniała Agnieszka Okońska. - My już nie pracujemy nad inwestycjami tak zwanej ostatniej mili. Budujemy w tej chwili kręgosłup sieci i dystrybucyjnej oraz przesyłowej, a do tego potrzebne są specustawy, tzw. korytarzówki. Bez tego nie zrobimy już nic więcej w krótkim czasie.

I dodała, że rzecz jasna - oprócz specustaw - potrzebne jest tu też stabilne finansowanie.

Obecnie najważniejszym rozwiązaniem są magazyny energii

Dorota Jeziorowska, dyrektorka Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych, podkreśliła że charakterystyczne dla ciepłownictwa jest to, że to jedyna gałąź energetyki, która ma już bardzo jasno - patrząc na dokumenty przepracowane  w ramach pakietu Fit for 55 - określoną trajektorię dochodzenia do neutralności klimatycznej.

Wskazała m.in., że w 2028 roku wchodzą nowe wymogi, dotyczące efektywnego systemu ciepłowniczego ,"do którego każdy system ciepłowniczy będzie dążył".

PTEZ szacuje, że koszt transformacji ciepłownictwa w perspektywie roku 2040 - w zależności od scenariusza - będzie wynosił pomiędzy 276 mld zł a 418 mld zł, a szacunki te nie obejmują potencjalnej modernizacji jednostek kogeneracji gazowej (pod kątem zastosowania gazów zdekarbonizowanych po roku 2040).

- Jeżeli chodzi o kierunki technologiczne, które w tym momencie widzimy, to gaz jak najbardziej jako paliwo przejściowe dla jednostek kogeneracji, biomasa - przede wszystkim w układzie konwencjonalnym, czyli bez kogeneracji, a dalej oczywiście technologie power to heat (procesy, w których powstaje moc wykorzystywana do ogrzewania i chłodzenia, zazwyczaj z udziałem pomp ciepła lub kotłów (przyp. red.) - wyliczała Jeziorowska. 

Artur Sałański, dyrektor ds. projektów inwestycyjnych w firmie Corab, komentując sytuację w segmencie fotowoltaiki, wskazał, że w segmencie prosumenckim dochodzi do wyłączeń tych instalacji wskutek przekroczeń dozwolonego napięcia w sieci, w godzinach najlepszych dla produkcji.

- Rozwiązaniem jest magazyn energii, czyli zamiana instalacji już wykonanych, które są problematyczne, na instalacje typowo hybrydowe - czyli w piku produkcyjnym magazynujemy energię wyprodukowaną, aby w godzinach pozaszczytowych tę energię odzyskać do autokonsumpcji - wskazał Artur Sałański.

Zaznaczył, że także w przypadku wielkoskalowych farm PV "na pewno musimy myśleć o magazynowaniu energii i optymalnym wykorzystywaniu instalacji fotowoltaicznych".

- Przy pierwszym boomie założenie podstawowe było jedno: wszystkie instalacje kierujemy na południe pod odpowiednim kątem, ma być jak największa produkcja. W tej chwili już się tak nie patrzy na model produkcyjny. Teraz zwraca się uwagę na wydłużenie czasu produkcji z instalacji fotowoltaicznej, dostosowując ją na przykład do wymagań danego przedsiębiorstwa - wyjaśniał Artur Sałański.

Menedżer ocenił też, że potrzebne są ramy prawne, które pozwolą implementować rozwiązania agrowoltaiczne w Polsce, a także  wskazał, że to pole dużych możliwości, bo sama uprawa borówki amerykańskiej to 12 tys. ha, a "przykrywając ten obszar i stosując instalacje agrowoltaiczne, możemy wygenerować moc 20 GW".

Banki nie kreują rynku inwestycji OZE. "Sami tych projektów nie stworzymy"

David Delgado-Romero, partner, dyrektor na Europę Środkowo-Wschodnią w korporacji inwestycyjnej Meridiam, wskazał, że warunki panujące w Europie - w tym to, że będziemy coraz więcej płacić za emisje, bo pozwolenia na nie będą coraz droższe, to jedna z wielkich zmian, które będą kierować dyskusję w konkretnym kierunku.

- To jasne, że dużo robi się w fotowoltaice, w morskiej energetyce wiatrowej i widzimy, że sprawy zmierzają we właściwym kierunku. Jednak w dalszym ciągu jeszcze mamy lukę (ona jeszcze będzie długo) między odsetkiem produkcji energii elektrycznej, która będzie związana i uzależniona od kosztów pozwoleń na emisje, a odsetkiem energii, która nie będzie tym objęta; średnia europejska dla tej kategorii to 62 proc, a w Polsce - 27 proc., więc ta luka jest bardzo duża - komentował David Delgado-Romero.

Robert Dąbrowski, dyrektor Departamentu Energii w ING Banku Śląskim, wskazał, że grupy energetyczne mówiły o inwestycjach w infrastrukturę, w zielone moce i znaczył że ING Bank Śląski chciałby takie projekty finansować.

- Myślę, że miejsce na finansowanie zielonej transformacji nadal jest w bilansach banków. Najłatwiej mi mówić o naszym bilansie. Podsumowaliśmy niedawno, co udało nam się zrobić w odnawialnych źródłach energii: do końca 2023 roku zainwestowaliśmy ponad 4 mld zł w źródła odnawialne - podał Robert Dąbrowski. - Ale oczywiście mamy też plany na przyszłość. Przedstawiliśmy je w postaci deklaracji czy zobowiązania do rynku w zakresie ESG: powiedzieliśmy, że do końca tej dekady (w latach 2024-2030 - przyp. red.) sfinansujemy inwestycje w odnawialne źródła energii na kwotę co najmniej 5 mld zł.

Podkreślił jednak, że banki nie kreują rynku inwestycji OZE.

- Sami tych projektów nie stworzymy. Wsłuchuję się w to, co mówi rynek, co mówi sektor, jakie są problemy - i mogę to powtórzyć: stabilność, przewidywalność i pewnie - z perspektywy odnawialnych źródeł lądowych - możliwość przyłączenia do sieci - wyliczał Robert Dąbrowski.