Optymizm wyłącznie urzędowy

Zapewnienie realizacji inwestycji w energetyce jest dla interesów polskiej gospodarki kwestią pierwszorzędnej wagi.

Polska gospodarka stanie w najbliższych latach w obliczu bardzo poważnych wyzwań związanych z koniecznością realizacji kapitałochłonnych inwestycji odtworzeniowych energetycznych mocy wytwórczych i energetycznej infrastruktury przesyłowej. Inwestycje odtworzeniowe w nowe moce są niezbędne również z uwagi na skrajnie wysoki stopień dekapitalizacji elektrowni (73 proc.), sieci przesyłowych (71 proc.), sieci dystrybucyjnych (75 proc.) i ciepłownictwa (63 proc.). W ciągu minionych 20 lat zrealizowano zaledwie 3 istotne inwestycje w nowe moce wytwórcze – Łagisza II, PAK II oraz Bełchatów II w sumie na zaledwie 1800 MW (dla porównania – w latach 60. inwestycje te wyniosły 7500 MW, a w latach 70. prawie 10 000 MW). Wiek zainstalowanych bloków energetycznych (ponad 50 proc. ma powyżej 30 lat) powoduje, że tylko w najbliższych 10 latach potrzebnych będzie ponad 1000 MW nowych mocy rocznie. Powstaje zatem pytanie, czy polski sektor energetyczny jest w stanie podołać wyzwaniom inwestycyjnym w takiej skali. Postaram się
odpowiedzieć również z perspektywy instytucji finansowych, które w procesie finansowania inwestycji z pewnością muszą odegrać kluczową rolę.

Atrakcyjny rynek

Generalnie polski rynek energetyczny charakteryzuje się dużym stopniem atrakcyjności dla systemu finansowego. Niezłe w ostatnich latach wyniki makroekonomiczne, wysokie prognozy wzrostu dla rynku energii (zużycie energii per capita w Polsce stanowi ok. 50 proc. przeciętnej unijnej), wielkość rynku (jesteśmy największym rynkiem energii spośród nowych członków UE, 2-krotnie większym niż Czechy, 2,5-krotnie większym niż Rumunia, 3-krotnie większym niż Węgry i 4-krotnie większym niż Bułgaria), nadal wysoki potencjał prywatyzacyjny (ok. 60 proc. wytwarzania i 85 proc. rynku dystrybucji nie zostało jeszcze sprywatyzowane, podczas gdy rynki energii w Czechach, na Węgrzech i Słowacji są już w znacznej części sprywatyzowane) to czynniki pozytywnie oceniane zarówno przez potencjalnych inwestorów jak również przez instytucje zainteresowane finansowaniem inwestycji. Ponadto zauważalny jest jeszcze skromny, ale niewątpliwie istotny wzrost urynkowienia i ekonomizacji naszego sektora energetycznego. Mam tu przede wszystkim
na myśli fakt konwergencji naszego rynku energii z rynkami UE w zakresie kształtowania się cen w kontraktach terminowych, wzrost płynności rynku poprzez obowiązek handlu na giełdzie lub w przetargach od 2011 r. oraz możliwość pozyskiwania kapitału poprzez giełdę, co widzieliśmy ostatnio przy udanych pierwotnych emisjach publicznych naszych koncernów energetycznych.

Również wskaźniki zadłużenia na pierwszy rzut oka pozwalają na ekspansję długu w największych korporacjach energetycznych, ale tu obraz jest dużo bardziej skomplikowany i bynajmniej nie podzielałbym tak dużego optymizmu ich szefów. Według zapowiedzi 4 największych grup energetycznych (PGE, Tauron, Enea i Energa)
ich planowane nakłady inwestycyjne do 2015 r. mają wynieść ponad 52 mld PLN. Tymczasem zdolność „wielkiej czwórki” do pozyskiwania nowego długu ogranicza się maksymalnie do 3,5-krotności wskaźnika EBITDA, czyli byłby to poziom ok. 36,5 mld PLN. Jeśli do tej kwoty dodamy planowane wpływy z emisji IPO w wysokości ok. 13 mld PLN, to możliwości finansowania inwestycji przez 4 nasze koncerny do 2015 r. wyniosą maksymalnie 49,5 mld PLN. Realizacja programu inwestycyjnego do 2015 r. w formule finansowania długiem bilansowym jakoś się jeszcze zamyka, ale oczywiście na 2015 r. nie kończą się nasze plany, jest to dopiero początek koniecznego programu inwestycyjnego. Niektórzy eksperci, jak np. prof. Żmijewski,
szacują potrzeby inwestycyjne całego sektora do roku 2030 na astronomiczną kwotę 320 mld EUR, co jest kwotą zupełnie niewyobrażalną i niemożliwą do sfinansowania. Do roku 2020 niezbędne inwestycje w budowę nowych mocy wymagają, wg raportu McKinseya, nakładów rzędu 80-110 mld PLN, a inwestycje odtworzeniowe kolejnych 30 mld PLN. Przy zakładanym czasie realizacji inwestycji ok. 4-5 lat istnieje konieczność ich rozpoczęcia nie później niż w przyszłym roku. Konkluzja tego raportu sprowadza się do stwierdzenia, że w przypadku braku nowych inwestycji już na przełomie lat 2013 i 2014 realny popyt na energię może przekroczyć dostępne moce systemowe, ale niedobory mocy od biedy będzie można jeszcze jakoś uzupełnić (przez zwiększony import czy zmiany w harmonogramie remontów). Najpóźniej jednak od 2018 r., w najbardziej optymistycznym scenariuszu, Polska wchodzi w permanentny niedobór mocy, co specjaliści określają jako blackout energetyczny, a co dla odbiorców energii oznacza wyłączenia prądu.

Krótkowzroczna strategia

Uważam, że finansowanie długiem bilansowym projektów inwestycyjnych (a taki model wydają się preferować nasze koncerny energetyczne) jest strategią krótkowzroczną, nieadekwatną dla potrzeb gospodarki, ale również szkodliwą z punktu widzenia budowy wartości samych firm energetycznych, gdyż bynajmniej nie prowadzi ona do zwiększenia ich wyceny rynkowej, ale wręcz przeciwnie – może ją zmniejszyć. Po osiągnięciu maksymalnego pułapu zadłużenia (czyli najpóźniej w roku 2015) możliwości realizacji nowych inwestycji spadną do zera. Poza tym uzależnianie się od rynku długu przy obecnym, skrajnie wolatylnym rynku i niepewnych perspektywach gospodarczych w UE, ale również w odniesieniu do Polski (zapowiedź obniżenia ratingu wiarygodności kredytowej Polski przez międzynarodowe agencje ratingowe z uwagi na brak reform konsolidujących nasze finanse publiczne) czyni taką strategię po prostu nieodpowiedzialną. Dlatego też w celu uniknięcia czarnego scenariusza należy dążyć do optymalizacji struktur finansowania inwestycji
poprzez pozabilansowe finansowanie projektów, na które ich sponsorzy angażowaliby ok. 30 proc. środków własnych. Dług taki nie obciążałby ich bilansów, ale pozostawałby na poziomie spółek celowych. Aby ten model skutecznie zaistniał, musi być spełnionych kilka warunków.

Warunki powodzenia

Po pierwsze: banki nie akceptują skrajnie wysokiego ryzyka regulacyjnego w odniesieniu do kosztów emisji CO2. Pakiet klimatyczny wymusza ograniczenie emisji CO2 o 20 proc. do 2020 r. (niektórzy politycy polscy bałamutnie twierdzili, że powinniśmy wspierać ograniczenia nawet do 30 proc.). Pomijając bezsensowność tej decyzji UE, która podjęta została pod wpływem lobbies niskoemisyjnych wytwórców energii (a Polska wytwarzająca prawie 95 proc. energii elektrycznej z wysokoemisyjnego węgla z pewnością do beneficjentów tego systemu nie należy), jej intelektualna nieuczciwość polega też na tym, że o ile ograniczenie emisji CO2 o 20 czy nawet o 30 proc. przez UE jest generalnie możliwe, to decyzja ta byłaby skuteczna tylko wtedy (optymistycznie zakładając, że ktoś wiarygodnie udowodni wpływ emisyjności na zmiany klimatyczne, bo nie jest to bynajmniej aksjomatem ani prawdą objawioną), gdyby miała charakter globalny, a na to nie ma większych szans. Kraje UE emitują tylko 15 proc. globalnej ilości CO2. Redukcja
globalnej emisji o 3 punkty procentowe jest praktycznie bez znaczenia i żadnego problemu globalnego nie rozwiąże. Przyjęcie pakietu klimatycznego przez Polskę oznacza, że do 2020 r. nasze elektrownie dostawałyby część uprawnień za darmo, ale tylko te, które rozpoczęły nowe inwestycje do końca 2008 r. Niestety, lista uprawnionych elektrowni nie jest nadal z KE ustalona, co uniemożliwia bankom, ale również racjonalnie zachowującym się inwestorom prywatnym, podjęcie decyzji finansowania czy rozpoczęcia inwestycji, zwiększając jeszcze bardziej ryzyko wystąpienia blackoutu. Bez wyjaśnienia tej kwestii nikt rozsądny nie zaangażuje się w nowe projekty. Gdyby nowe elektrownie oparte na paliwie konwencjonalnym kupowały prawa emisji CO2 na aukcjach, jak chce KE, cena prądu musiałaby wzrosnąć w Polsce o ok. 90 proc. W sytuacji, gdy nie wiadomo jak derogacje będą działały, trudno jest wiarygodnie oszacować rentowność projektów inwestycyjnych (przy cenie CO2 równej 40 EUR za tonę rentowność inwestycji jest zerowa;
dzisiejsza ich cena to ok. 13 EUR).

Po drugie: nieznany jest los zielonych certyfikatów po 2017 r. (dzięki nim tak ładnie rozwija się rynek projektów elektrowni wiatrowych, z którymi banki nie mają większych problemów) i żółtych po 2012 r.

Po trzecie: cena rynkowa pokrywa tylko koszty zmienne (paliwo + CO2), nie pokrywa natomiast kosztów stałych oraz zwrotu kapitału zaangażowanego w nowe inwestycje. Poza tym mamy w Polsce relatywnie płaską strukturę kosztów krańcowych, przez co brakuje bodźców do angażowania się w niskoemisyjne projekty, gdyż koszty krańcowe powinny być wyznacznikiem cen energii i podstawą do długoterminowego inwestowania.

Po czwarte: czynnikiem zniechęcającym do inwestowania w projekty energetyczne są również niedostatki infrastruktury, takie jak brak połączeń transgranicznych, niski poziom inwestycji w sieci przyległe i dystrybucyjne oraz regulacja chroniąca odbiorcę końcowego, która być może krótkoterminowo jest uzasadniona interesem politycznym, ale długoterminowo z pewnością nie ułatwia życia energetykom.

Gdzie te inwestycje

W świetle powyższego nie dziwi mnie zarówno dotychczasowa wstrzemięźliwość międzynarodowych grup energetycznych, które nie kwapią się ani do realizacji nowych projektów inwestycyjnych w Polsce, ani do aktywnego uczestnictwa w prywatyzacji naszej energetyki. Jedyne co może dziwić, to dotychczasowy urzędowy optymizm kontrolowanych przez państwo polskich grup energetycznych. Jeszcze do niedawna zapowiadały one gigantyczne inwestycje w nowe moce oparte zarówno o paliwo konwencjonalne jak również odnawialne. Ostatnio jakby wszyscy oni zaczęli rewidować swoje plany inwestycyjne, domyślam się, że z powodów, które opisałem powyżej. W końcu „wielka czwórka” funkcjonuje jako spółki akcyjne regulowane przez kodeks spółek handlowych.

To czego potrzebujemy dzisiaj, to uczciwej dyskusji na temat ograniczeń regulacyjno-systemowo-instytucjonalnych sektora energetycznego, a przede wszystkim unikania tematów zastępczych, zaciemniających obraz sytuacji sektora. Należy uczciwie komunikować się z rynkiem i skupiać na realizacji projektów, do których jest się zobowiązanym chociażby prospektem emisyjnym, a nie tworzyć układanek polityczno-biznesowych, których rynek nie bardzo rozumie. Największa polska grupa energetyczna nie po to pozyskała olbrzymie pieniądze z rynku kapitałowego, żeby odtwarzać oligopolistyczne struktury rynkowe, ale żeby realizować inwestycje. Próby tłumaczenia na siłę, że przejęcie innej grupy z „wielkiej czwórki” stworzy synergię z realizacją projektu jądrowego są bardzo wątpliwej jakości.

Zapewnienie realizacji inwestycji w energetyce jest dla interesów polskiej gospodarki kwestią pierwszorzędnej wagi. Mamy dzisiaj sytuację, w której nie tylko Polska, ale cała Europa skonfrontowana jest z problemem niedoinwestowania energetyki. Żywot powojennego systemu elektroenergetycznego w całej Europie dobiega kresu, nowe inwestycje wszędzie muszą po prostu nastąpić. My różnimy się od reszty Europy tylko tym, że decyzje inwestycyjne muszą być podejmowane dzisiaj, a nie za dziesięć lat.

Maciej Stańczuk
prezes Polskiego Banku Przedsiębiorczości