Dostosowanie z jednej strony do unijnej polityki klimatycznej ze wszystkimi wynikającymi z niej konsekwencjami i zobowiązaniami, a z drugiej – do zmieniającej się sytuacji rynkowej, to kluczowe kwestie mające decydujący wpływ na działalność firm sektora w kraju.

Szczególnie często wymienia się w tym kontekście decyzje unijne związane z dalszą redukcją emisji dwutlenku węgla w krajach Wspólnoty oraz działania na rzecz wzrostu cen pozwoleń na emisję.

Jeśli sprawdzą się prognozy i za uprawnienia trzeba będzie płacić już wkrótce po 15 euro za tonę CO2, to oznacza dla polskich elektrowni opalanych węglem dodatkowe wydatki na zakup tych uprawnień. Zwłaszcza że w opinii ekspertów trudno osiągnąć będzie dalszą redukcję w elektrowniach konwencjonalnych. Szansą na wypełnienie unijnych zobowiązań jest rozwój instalacji kogeneracyjnych, ale wiąże się to z kosztami.

Trudna odbudowa mocy

Na branżę – zwłaszcza firmy energetyki konwencjonalnej – wpływ ma też zwiększenie produkcji energii ze źródeł odnawialnych, które wymagają ciągłego wsparcia, co ma niewiele wspólnego z wolnym rynkiem.

Część ekspertów mówi nawet otwarcie w tym kontekście, że po prostu wolnego rynku w energetyce nie ma, a skoro tak, to trzeba równoważyć interesy OZE i energetyki konwencjonalnej.

Stąd pomysł wprowadzenia rynku mocy w Polsce, którego domagają od co najmniej kilku miesięcy szefowie największych firm, by zmniejszyć ryzyko inwestycyjne i zwiększyć opłacalność nowych projektów.

W praktyce chodzi o wprowadzenie mechanizmu wynagradzania mocy wytwórczych, bo bez niego ich odbudowa w najważniejszych elektrowniach w kraju nie będzie możliwa. A tymczasem inwestycje są konieczne, bo stopniowo stare bloki węglowe w elektrowniach będą wyłączane.

Najnowsze analizy Domu Maklerskiego PKO BP wskazują na słuszność obaw energetyków. DM PKO BP przypomniał w swoim opracowaniu o spadku cen kontraktów BASE na 2016 rok do ok. 156 zł/MWh (dane z września, podczas gdy w styczniu cena wynosiła prawie 180 zł/MWh), i szacuje średnią cenę zakontraktowaną na 2016 rok w poszczególnych spółkach na 166–169 zł/MWh, podczas gdy na ten rok wynosi ona ok. 174 zł/MWh. Bieżący i przyszły rok tymczasem to okres – jak wskazują analitycy DM PKO BP – wzmożonych wydatków na inwestycje (tak bowiem wynika z cyklu ich realizacji), a zatem i zadłużenie firm będzie wzrastać.

Potrzebna zgoda Brukseli

Analitycy rynku sugerują, że kolejne lata będą coraz trudniejsze, jeśli na krajowym rynku nie dojdzie do pewnych zmian i nie uda się podjąć ważnych decyzji na szczeblu rządowym, a te z kolei nie do końca zależą od samego rządu, bo wiążą się z akceptacją Komisji Europejskiej.

Tak na pewno będzie w przypadku wdrażania rynku mocy. Bez zgody Brukseli takie rozwiązania nie będą możliwe, a jej uzyskanie nie tylko zależeć będzie od rzetelnej argumentacji, lecz także od doświadczeń innych krajów. Nie jest bowiem tajemnicą, że gdy już któryś z krajów Wspólnoty stosuje jakieś rozwiązanie zaakceptowane przez KE, to łatwiej jest je wdrożyć innym.

Energetyka, która w powszechnej opinii uchodzi za branżę stabilną i dochodową („bo prąd będzie potrzebny zawsze"), już w przyszłym roku będzie musiała zmierzyć się z pewnymi problemami. Eksperci wskazują na kilka faktów. Podkreślają chociażby niepewność co do zaangażowania energetyki w ratowanie polskiego górnictwa, ale także niskie (jak dotąd) prognozowane ceny energii na przyszły rok.

W dyskusji o energetyce, która trwa nie tylko w samej branży i wśród ekspertów, ale również na szczeblu politycznym – szczególnie w gorącym przedwyborczym okresie, też ważną kwestią jest dalsza liberalizacja rynku i uwolnienie cen, czyli przyszłość odbiorców energii, zwłaszcza gospodarstw domowych. Tym bardziej że wydatki na energię mają większy udział w budżecie przeciętnej polskiej rodziny niż w państwach tzw. starej Unii.