Elektroenergetyka to jeden z najbardziej odpornych sektorów w obecnym kryzysie. To też dotyczy innych europejskich państw. Różnice pomiędzy nami a innymi państwami polegają na skali dotknięcia pandemią oraz związanymi z nią ograniczeniami w życiu gospodarczym. Spośród głównych rynków europejskich największy spadek zużycia energii zaobserwowaliśmy we Włoszech, Francji i Hiszpanii. Te największe spadki, podobnie jak w przypadku Polski, miały miejsce w II kwartale 2020 roku podczas pierwszej fali – mówi dyrektor Fitch Ratings Artur Galbarczyk.
Jak ocenia Pan kondycję polskiego sektora elektroenergetycznego w kontekście trwającej pandemii?
Sektor elektroenergetyczny w Polsce dobrze sobie radzi w okresie pandemii. Oczywiście nie jest odizolowany od świata zewnętrznego i pandemia również odcisnęła na nim swoje piętno. Wyraźną konsekwencją pandemii jest dużo niższy popyt na energię elektryczną w okresach lockdownów. Wpływa to na wszystkie segmenty sektora, od wytwarzania do obrotu. Spadek wolumenów zapotrzebowania na energię w Polsce w zestawieniu z innymi krajami był jednak niewielki. W najtrudniejszym drugim kwartale 2020 roku wolumen wytwarzania energii elektrycznej spadł o 12 procent natomiast zużycie spadło o 9 procent rok do roku. W miesiącach letnich spadki wolumenów były już mniejsze, we wrześniu 2020 roku wytwarzanie i zużycie było na praktycznie tym samym poziomie co we wrześniu 2019 roku, natomiast w czwartym kwartale wolumeny te były nawet wyższe niż w roku poprzednim. Podsumowując, zużycie energii elektrycznej w Polsce w 2020 roku spadło jedynie o 2 procent, a wytwarzanie o 4 procent w porównaniu do 2019 roku. Nie są to więc spadki, które budzą jakiś specjalny niepokój. Kolejną konsekwencją pandemii jest przesunięcie projektów inwestycyjnych firm z sektora, jednak w przypadku Polski również nie można mówić o jakimś załamaniu. Spodziewamy się, że CAPEXy polskich spółek w 2020 roku mogą być niższe o kilka, kilkanaście procent od pierwotnie zakładanego planu, jednak w większości przypadków mówimy o odroczeniu i przesunięciu, aniżeli o zaniechaniu inwestycji. Trzecim negatywnym skutkiem związanym z pandemią jest wzrost przeterminowanych zobowiązań wobec spółek elektroenergetycznych, czyli mówiąc wprost, zwiększenie zadłużenia klientów. Wzrost tego zadłużenia w branży energetycznej nie był jednak znaczący i nie zagroził płynności finansowej firm. Pomogło bardziej elastyczne podejście spółek do zaległości klientów i unikanie twardego odłączania ich od dostaw energii, co tylko pogłębiłoby kryzys gospodarczy. Ostatnim istotnym wyzwaniem było zapewnienie bezpieczeństwa pracowników i utrzymanie ciągłości wytwarzania energii elektrycznej. W przypadku sektora elektroenergetycznego nie zaobserwowaliśmy większych trudności. Gorzej było w przypadku sektora wydobywczego, który w pewnym momencie doświadczył konieczności wstrzymania wydobycia ze względu na szerzenie się infekcji wśród pracowników. Te problemy nie wpłynęły na sektor elektroenergetyczny, jednak jeszcze bardziej pogorszyły i tak trudne położenie polskiego górnictwa. Podsumowując, sytuacja była trudna, jednak dziś, po roku trwania pandemii, możemy powiedzieć, że sektor energetyczny sobie radzi.
Jak zatem wygląda zestawienie polskiej elektroenergetyki z resztą państw europejskich? Czy na ich tle jakoś się wyróżniamy?
Elektroenergetyka to jeden z najbardziej odpornych sektorów w obecnym kryzysie. To też dotyczy innych europejskich państw. Różnice pomiędzy nami a innymi państwami polegają na skali dotknięcia pandemią oraz związanymi z nią ograniczeniami w życiu gospodarczym. Spośród głównych rynków europejskich największy spadek zużycia energii zaobserwowaliśmy we Włoszech, Francji i Hiszpanii. Te największe spadki, podobnie jak w przypadku Polski, miały miejsce w II kwartale 2020 roku podczas pierwszej fali. Spadek zapotrzebowania na energię elektryczną wyniósł pomiędzy 15 a 20 procent rok do roku i to już jest spory spadek. Lepiej sytuacja wyglądała w Niemczech, które zanotowały około 10 procentowy spadek zapotrzebowania na energię elektryczną, czyli spadek na podobnym poziomie do polskiego. Tak samo jak w przypadku Polski, spadki wytwarzania i zapotrzebowania na energię w kolejnych kwartałach były już mniejsze. Konsekwencje pandemii także wyglądały bardzo podobnie. Czyli, poza gorszymi wynikami operacyjnymi spowodowanymi spadkami wolumenów, zmniejszenie nakładów inwestycyjnych, zmiana organizacji pracy czy wzrosty przeterminowanych należności od klientów. Negatywne akcje ratingowe były jednak nieliczne i miały niewielką skalę, np. obniżenie ratingów o jeden poziom albo jedynie zmiana perspektywy na negatywną. Dotyczyły głównie tych spółek energetycznych, które już przed pandemią wykazywały się niewielką przestrzenią w ramach naszych wskaźników kredytowych. Np. polski Tauron, którego rating spadł do ‘BBB-‘ z ‘BBB’, albo francuscy potentaci sektora – EDF i Engie – którym zmieniliśmy perspektywę ratingu na negatywną. EDF ze względu na zmniejszenie wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych, Engie z uwagi na znaczące pogorszenie wyników w segmentach sprzedaży i dodatkowych usług dla klientów. Co do zasady gaz ucierpiał mocniej niż energia elektryczna, ponieważ dostarczany jest w dużym stopniu dla przemysłu, a spadki zużycia w przemyśle trudno skompensować zwiększeniem dostaw do klientów indywidualnych.
Pandemia trwa już rok. Co według Pana pokazała pandemia w sektorze elektroenergetycznym? Mam na myśli jakie problemy, jakie przewagi można wymienić, które objawiły się w branży energetycznej? Jakie są atuty, a jakie elementy pokazały słabość.
Zacznę od pozytywów. Naszym głównym atutem jest niewielka recesja w porównaniu do innych państw Europy. To sprawiło, że zapotrzebowanie na energię elektryczną spadło w niewielkim stopniu, a spółki elektroenergetyczne nie odnotowały istotnych spadków przychodów i zysków. Słabych stron uwidocznionych przez pandemię jest jednak więcej. Przede wszystkim, największa, czyli duży udział węgla w miksie paliwowym. Zmniejszenie popytu na energię elektryczną zmniejszyło popyt na węgiel. To w konsekwencji pogorszyło i tak trudną sytuację finansową kopalń. Pandemia zwiększyła również import energii elektrycznej, który w 2020 roku był najwyższy od wielu lat. Wpływ na to miały, poza pandemią, także rosnące ceny uprawnień do emisji CO2. One na początku pandemii nieco spadły, jednak w trakcie drugiego półrocza odrobiły stratę z nawiązką osiągając historyczne maksima. Niższy popyt na energię oraz wyższe ceny uprawnień wzmogły import energii do Polski. W 2020 roku import pokrył 8 procent polskiego zapotrzebowania, co jest wysokim udziałem zważywszy na to, że jeszcze kilka lat temu to Polska eksportowała energię elektryczną.
Poza pandemią, kolejnym wyzwaniem stojącym przed polską elektroenergetyką jest transformacja energetyczną firmowana przez Komisję Europejską. Czy według Pana realnym jest wywiązanie się Polski z wymagań Brukseli co do transformacji do roku 2050?
W mojej opinii tak. W polskiej debacie na temat transformacji energetycznej dominuje wątek dekarbonizacji, która stanowi największe wyzwanie. Jesteśmy tu świadkami dużego przyśpieszenia, które widać od 2018 roku. Przyśpieszenie to wynikało z gwałtownego skoku cen uprawnień do emisji CO2. Na ten wzrost w głównej mierze wpłynęła reforma unijnego systemu handlu emisjami EU ETS, której państwom wykorzystującym węgiel w energetyce, takim jak Polska, nie udało się zablokować. W konsekwencji, zaobserwowaliśmy trwały wzrost cen uprawnień do emisji CO2 do poziomu 20 – 30 euro. Aktualnie ceny wynoszą już około 40 euro za tonę emisji. W mojej opinii to ostatni moment na rozpoczęcie dużych inwestycji w energetyką niewęglową. I to się na szczęście dzieje. Obecnie wszystkie główne spółki elektroenergetyczne w Polsce mają już nowe strategie rozwoju zakładające zielony zwrot. W lutym, po wielu latach dyskusji, udało się przyjąć PEP2040, w którym pojawiają się szacunki dotyczące udziału wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł węglowych na poziomie 37-56 procent w 2030 roku oraz 11-28 procent w 2040 roku. W mojej opinii spadek udziału węgla w mixie nastąpi szybciej. Nie spodziewam się, aby Polsce pozwolono na dłuższe korzystanie z energetyki węglowej niż to będzie miało miejsce w innych państwach unijnych. Pewnym benchmarkiem są tutaj Niemcy, które w wartościach absolutnych wytwarzają nawet więcej energii elektrycznej z węgla niż Polska, ale które zdecydowały się całkowicie zrezygnować z jego wykorzystania najpóźniej do 2038 roku. Tak więc Polska nadal korzystająca z węgla w 2040 roku prawdopodobnie naraziłaby się na blokady natury administracyjnej (np. wprost zakaz jego wykorzystania) lub quasi-rynkowej np. w postaci bardzo wysokich cen uprawnień do emisji CO2. Trzeba pamiętać, że mechanizm handlu emisjami CO2 zawiera w sobie zarówno element rynkowy, jak i związany z realizacją celów polityki klimatyczno-energetycznej UE ustalanymi przez gremia polityczne. Podobną konstrukcję widzieliśmy w przypadku zielonych certyfikatów w Polsce, gdzie pomimo, iż gra była oparta na mechanizmach rynkowych to czynnik administracyjny oddziaływał znacznie na ceny tych certyfikatów. Chciałbym jednak też dodać, że technologie nisko i zero emisyjne w energetyce są dobrze znane, rozwinięte i coraz tańsze. Tak więc tranformacja energetyki ku zeroemisyjności nie powinna w dłuższej perspektywie stanowić problemu natury technologicznej czy ekonomicznej. Trudniejsza będzie redukcja emisji innych branż, np. transportu. Może być tak, że elektroenergetyka będzie musiała osiągnąć swoje cele transformacji w większym stopniu, aby pokryć opóźnienia w innych gałęziach gospodarki. Mamy zatem ostatni moment, aby przyśpieszyć z transformacją naszej elektroenergetyki.
Czy patrząc na wyzwania stojące przed polską elektroenergetyką, sama transformacja jest szansą czy zagrożeniem dla polskiej gospodarki?
Uważam, że transformacja jest dużą szansą, która jednak nie jest wolna od zagrożeń. Wielką szansę transformacja stanowi dla wytwórców energii ze źródeł odnawialnych. To są często małe i średnie firmy, które funkcjonują dopiero kilka lat na rynku, jednak bardzo dynamicznie rosną. Patrząc na doświadczenia Niemiec z transformacji z pierwszej dekady wieku, to te pierwotnie niewielkie firmy mogą urosnąć do dużych rozmiarów i stanowić realną konkurencję dla gigantów energetycznych, którzy wolniej dostosowują się do zmian otoczenia. Transformacja jest też szansą dla zagranicznych inwestorów, zarówno branżowych jak i finansowych, którzy będą starać się wejść na polski rynek. Takie działania już widzimy w kontekście partnerstw zawieranych przez polskie koncerny z zagranicznymi na rynku energetyki wiatrowej na Bałtyku. Equinor z Polenergią, Ørsted z PGE, Northland z PKN Orlen to ostatnie przykłady takich porozumień o współpracy. Transformacja jest również szansą dla wielkoskalowej energetyki, ze względu na stworzenie okazji do zredukowania monokultury węgla i dywersyfikacji miksu energetycznego oraz, po zapowiadanym wyłączeniu górnictwa z grup energetycznych do oddzielnego podmiotu, uwolnienia środków na transformację i obniżenia ogólnego ryzyka biznesowego energetyki. Również dla gospodarki jako całości transformacja jest szansą, ze względu na zniwelowanie konieczności importu (bądź wydobycia) surowców energetycznych. Na samym początku będzie to redukcja wydobycia węgla, ale z czasem i z dalszym rozwojem technologii swoje znaczenie będzie traciła ropa naftowa i gaz ziemny. To jest prawdziwy wymiar bezpieczeństwa energetycznego państwa. Są też oczywiście zagrożenia. One wiążą się z tempem transformacji i zapewnieniem stabilnych dostaw energii elektrycznej. Zbyt szybkie tempo transformacji znacznie ją podraża. Wyłączanie nawet stosunkowo młodych bloków węglowych, czy jak widzimy w Niemczech i Szwecji, wciąż sprawnych i zeroemisyjnych elektrowni jądrowych powoduje, że te koszty wzrastają, bo konieczne jest inwestowanie w jeszcze większą liczbę nowych źródeł energii. Zagrożeniem zbyt szybkiego tempa transformacji jest też możliwość zaburzenia stabilności dostaw energii elektrycznej. Głównym problemem OZE jest nadal uzależnienie od warunków pogodowych i tego problemu nie uda się rozwiązać w perspektywie najbliższych kilku lat. Nadmierne poleganie na OZE może z kolei prowadzić do podobnych problemów, z którymi borykali się tej zimy Szwedzi zmuszeni podczas największych mrozów do importu energii z Niemiec czy Polski. Sam import energii również stanowi wyzwanie dla stabilności sieci. Przykład mieliśmy 8 stycznia bieżącego roku, kiedy w wyniku awarii doszło do rozdzielenia i niezbilansowania europejskiego systemu elektroenergetycznego i zagrożenia stabilności dostaw na dużym obszarze kontynentu. Wiele krajów planuje w swoich politykach energetycznych pokrywanie niedoborów energii importem. To w kontekście wyłączania kolejnych bloków atomowych w Niemczech, czy bloków węglowych w Polsce, będzie rodziło obawy, czy wszystkim uda się pokrywać swoje zapotrzebowanie na energię w tym samym czasie, zwłaszcza w okresach wzmożonego popytu. Reasumując, transformacja energetyczna niesie ze sobą duże szanse, pod warunkiem obrania odpowiedzialnego tempa jej wdrażania.
