Polska ewolucja energetyczna

Rz: Spółki energetyczne zawsze były pod wpływem polityki, ale dziś wydaje się to silniejsze niż wcześniej.

Josef Pospíšil, szef zespołu Energetyka i Transport Fitch Ratings dla Europy, Bliskiego Wschodu i Afryki: Powodem, dla którego dziś ten czynnik w większym stopniu kształtuje obraz energetyki, jest unijna polityka klimatyczna, która nakazuje odwrót od źródeł konwencjonalnych i przejście w kierunku odnawialnych. Dodatkowym wyzwaniem dla firm tej branży jest malejący popyt na energię, który jest efektem kryzysu ekonomicznego w strefie euro i zwiększania efektywności energetycznej. Jednakże strategie poszczególnych spółek europejskich się różnią, bo każda z nich realizuje narodową politykę energetyczną.

Arkadiusz Wicik, dyrektor w zespole Energetyka i Transport Fitch Ratings dla Europy, Bliskiego Wschodu i Afryki: Nasza energetyka opiera się na węglu kamiennym i brunatnym. To się nie zmieni przez najbliższe kilkanaście lat. Ale - tak jak inne kraje unijne - musimy zredukować emisję CO2. Dlatego dzisiaj polskie koncerny inwestują w bardziej efektywne jednostki węglowe z mniejszymi emisjami CO2. Budowa bloków w Opolu, Kozienicach czy Jaworznie jest realizacją polityki energetycznej naszego kraju, pomimo utrzymujących się trudnych warunków rynkowych dla segmentu wytwarzania.

Ze względu na politykę klimatyczną spółki już muszą zmieniać strategię. Na przykład E.ON skupi się na odnawialnych źródłach, wydzielając działalność związaną z wytwarzaniem w innych siłowniach do drugiej spółki. Czy taki los mogą podzielić polskie spółki?

J.P.: E.ON jest skrajnym przypadkiem. Na pewno realizację ostatnio ogłoszonego planu tej spółki będzie obserwować cała branża. W przypadku polskich spółek jestem spokojny - nie pójdą tą samą drogą. Polski sektor energetyczny został stosunkowo niedawno skonsolidowany i ten proces może być jeszcze kontynuowany. Poza tym polska polityka energetyczna oparta jest na kontynuacji, a nie na rewolucyjnych zmianach, a to zapewnia większą stabilność spółkom. I na koniec, niemieckie firmy są zmuszone pokryć olbrzymie koszty związane z wyłączeniami elektrowni atomowych.

A.W.: U nas wzrost udziału odnawialnych źródeł w strukturze wytwarzania jest bardziej ewolucyjny niż w Niemczech, dlatego spółki mają czas na dostosowanie się. Ponadto wprowadzenie nowego systemu wsparcia (w ustawie o OZE) powinno zmniejszyć przyrost nowych mocy w energetyce odnawialnej w najbliższych latach. Co więcej, popyt na energię w Polsce, choć w niewielkim stopniu (bo od 0,5 do 1 proc. rocznie), nadal rośnie w porównaniu ze spadającym popytem w Niemczech. Na sytuację polskiego sektora, zwłaszcza takich spółek jak Energa, Enea i Tauron, stabilizująco działa to, że duża część ich EBITDA (zysk operacyjny plus amortyzacja - red.) jest generowana przez dystrybucję, która jest segmentem regulowanym z przewidywalnymi przychodami.

Spółki prowadzą dziś olbrzymie inwestycje zwiększając zadłużenie. Czy sobie z nimi poradzą?

A.W.: Polska energetyka w stosunku do europejskiej ma niewielkie zadłużenie. Jeśli chodzi o zadłużenie netto, to PGE nadal ma nadwyżkę gotówki. Ale to się zmieni. Oczekujemy, że w ciągu najbliższych trzech-czterech lat wskaźnik zadłużenia netto do przepływów pieniężnych będzie się zwiększać do poziomu 3. Ale i tak w latach największych obciążeń nasza energetyka będzie poniżej średniej dla europejskiego sektora. Nawet Tauron, który spośród czterech polskich spółek ocenianych przez nas będzie mieć najwyższy lewar. Według naszych prognoz w latach 2017-2018 dźwignia finansowa katowickiego koncernu może przekroczyć poziom 3, który uznajemy za maksymalny dla obecnego ratingu. Ale będzie to tymczasowy wzrost wskaźnika do momentu, gdy nowy blok w Jaworznie rozpocznie produkcję i zacznie generować przepływy w 2019 roku.

J.P.: Dla porównania dzisiaj średnia europejskich firm energetycznych wynosi 3,2-3,3 i wzrośnie do 3,6 w 2016 r. W tym czasie polskie firmy nadal będą poniżej.

Jak się do tego mają propozycje kupowania kopalni przez spółki energetyczne?

A.W.: Za kilka lat spółki w wyniku realizacji inwestycji będą zadłużone na maksymalnych poziomach. Dlatego nie widzimy miejsca dla dodatkowego zadłużenia, np. na przejmowanie kopalń, w ramach obecnych poziomów ratingów.

J.P.: Polskie spółki wydobywcze mają znacznie niższe ratingi niż energetyczne (kategoria B bez uwzględnienia wsparcia państwa wobec kategorii BBB). A jeśli dodamy aktywa bardziej ryzykowne do przewidywalnego sektora, to średnie ryzyko biznesowe wzrośnie. Wszystko zależy jednak od ostatecznych decyzji, bo jeśli spółki energetyczne przejmą kopalnie, z których zazwyczaj kupują surowiec, to mogą osiągnąć synergie.

Czy jest miejsce na zadłużanie się na reaktor jądrowy?

A.W.: Mówimy o bardzo dużym projekcie budowy ?3 GW za 40-60 mld zł. A biorąc pod uwagę opiewające na ponad 110 mld zł nakłady inwestycyjne naszej energetyki do 2020 r., to naszym zdaniem nie ma miejsca na dodatkowe znaczące zadłużenie się w tej perspektywie czasowej. Na tym etapie nie znamy odpowiedzi na wiele istotnych pytań dotyczących projektu, np. jaki byłby ewentualnie mechanizm wsparcia gwarantujący zwrot z takiej inwestycji czy struktura finansowania projektu. Z naszego punktu widzenia realizacja projektu budowy elektrowni bez systemu wsparcia rentowności miałaby prawdopodobnie negatywny wpływ na ratingi firm zaangażowanych w projekt.

Kiedyś rynek niemiecki był dla nas wyznacznikiem, jeśli chodzi o hurtowe ceny energii. Dziś w Niemczech one spadają, a u nas rosną ze względu na regulacje, tj. wprowadzenie operacyjnej rezerwy mocy. Czy jest szansa na powrót do poprzedniego stanu?

A.W.: Naszym zdaniem nie ma powodów do znaczącego wzrostu cen w Polsce, jeśli w Niemczech hurtowe ceny energii nadal będą spadać (dziś jest ok. 35 euro za 1 MWh). Widzimy pozytywne efekty wprowadzenia operacyjnej rezerwy mocy na hurtowe ceny energii w Polsce. W III kwartale ceny w kontraktach terminowych na 2015 rok wzrosły do ponad 170 zł za MWh. Ceny energii będą też zależeć od poziomu cen polskiego węgla.

Były premier Polski przejął przewodnictwo nad Radą Europejską. Czy forsowany przez niego postulat stworzenia unii energetycznej, czyli przejścia od polityk narodowych do wspólnej, łącznie z realizacją wspólnych zakupów gazu, jest możliwy do realizacji?

J.P.: Teoretycznie jest to logiczny postulat. Ale napotka on wiele przeszkód. Europa w gruncie rzeczy jest liberalna, a taki pomysł oznacza ograniczanie rynku. I chociaż dostrzegam pozytywne pod względem politycznym aspekty realizacji takiego postulatu, np. dotyczące zapewnienia ciągłości dostaw energii, to nie sądzę, by wszystkie państwa zgodziły się na wspólną cenę. Na pewno trudno byłoby wprowadzić ten pomysł w życie.

A co sądzą panowie o stworzeniu wspólnych w UE mechanizmów wynagradzania za dyspozycyjność do produkcji, czyli stworzenia jednolitego rynku mocy?

J.P.: Sam pomysł nie jest zły. Wszystko jednak zależy od szczegółów jego wdrożenia. Mechanizmy wsparcia za dyspozycyjność zostały wprowadzone m.in. w Irlandii i Hiszpanii. Nie sądzę jednak, by wdrożenie swojego rodzaju unijnej polityki w tym zakresie było prawdopodobne. Większości przedsiębiorstw energetycznych na pewno taki pomysł by się spodobał. Problem w tym, że w Europie jest niewielki apetyt polityczny na tego typu projekt. Nie wydaje się, by Niemcy były za wprowadzeniem takiego mechanizmu, bo decydenci tego kraju nie zgodziliby się na dodatkowy koszt dla odbiorców. Jednak ewidentnie istnieje konieczność stworzenia krajowych mechanizmów wsparcia, bo chodzi o bezpieczeństwo dostaw. Ponieważ konwencjonalnie siłownie będą z czasem coraz mniej opłacalne, ale mimo to będą zapewniać stabilność systemu, to trzeba będzie im płacić za utrzymywanie tych mocy w dyspozycji. W innym przypadku zostaną zamknięte, co może się skończyć blackoutem.