Trzeba eliminować ryzyko inwestycyjne

W polskiej energetyce fale inwestycyjne zdarzają się co około 20 lat. Większość obecnie działających elektrowni została wybudowana mniej więcej w tym samym okresie przy użyciu podobnych technologii, co oznacza, że równomiernie się starzeją i mniej więcej w tym samym czasie trzeba je wymienić. Była fala inwestycyjna w latach 1970 - 1980 finansowana w warunkach gospodarki centralnie sterowanej. Była fala w latach 1990 - 2000 finansowana poprzez kontrakty długoterminowe (KDT). Obecną falę sfinansować musi rynek.

Grupy energetyczne muszą brać pod uwagę wiele ryzyk związanych z inwestycjami w bloki wytwórcze. Polska jest w nietypowej jak na Unię Europejską sytuacji, gdzie większość mocy wytwórczych opartych jest na węglu, który nie jest najbardziej preferowanym rodzajem paliwa w UE. W najbliższym czasie to się nie zmieni. Kolejny czynnik, jaki grupy energetyczne muszą uwzględniać, to kwestia opłacalności inwestycji w nowe moce. Polsce grożą blackouty, ponieważ według wielu analiz od lat 2016 - 2019 mocy może zabraknąć w wyniku odstawień bloków z powodów ochrony środowiska lub zużycia technicznego, ale samo zapotrzebowanie na moc nie jest wystarczającym powodem, aby realizować inwestycje. Obecne ceny energii elektrycznej nie uzasadniają inwestycji w nowe bloki wytwórcze. Trzeba zaakceptować fakt, że aby budowa bloków była opłacalna, ceny energii muszą osiągnąć poziom uzasadniający ekonomicznie taką inwestycję. Stąd swego rodzaju anomalie cenowe. W roku 2009 zużycie energii w Polsce spadło i wbrew podstawowym prawom ekonomii cena energii wzrosła. Zagrożenie mniejszą podażą przy braku inwestycji było większe niż wpływ mniejszego popytu.

Polska w dużym stopniu funkcjonuje jako wyspa energetyczna. Przepustowość połączeń transgranicznych jest na tyle niewielka, że nie wpływa w znaczącym stopniu na bilans energii. Jest to niepokojące z uwagi na niemożność importu dużej ilości energii, ale z drugiej strony jest elementem zmniejszającym ryzyko inwestowania w Polsce. Zresztą w całej Unii Europejskiej mniej niż 10 proc. energii przepływa przez granice państw.

Kolejna kwestia związana z ryzykiem projektów inwestycyjnych to fakt, że w okresie ostatnich kilku lat nastąpiła konsolidacja firm energetycznych, która w dużym stopniu była powiązana z upublicznieniem i prywatyzacją poprzez giełdę. W jej wyniku powstały podmioty, które mogą operować nie pojedynczymi projektami, ale całym portfelem aktywów wytwórczych. To ma bardzo duże znaczenie, ponieważ w przypadku nowych bloków największe obciążenie kosztami finansowymi jest w fazie budowy i rozruchu. Dopiero po pewnym czasie osiągany jest zysk z pracy jednostki. Bloki starsze mają dokładnie odwrotny profil, więc wiele ryzyk można w ten sposób kompensować.

Elementem wstrzymującym inwestycje jest również niejasność związana z przydziałem bezpłatnych uprawnień do emisji CO₂ dla nowych bloków. Przypuszcza się, iż wątpliwości w tym zakresie powinny zostać rozwiązane na początku 2011 r.

Ceny energii na poziomie ok. 70 euro za 1 MWh zaczynają ekonomicznie uzasadniać inwestycje, co oznacza ok. 40-proc. wzrost w stosunku do obecnych cen. Trzeba pamiętać, że cena energii nie jest jedynym elementem rachunku klienta końcowego, więc dla niego faktycznie oznacza to wzrost cen rzędu 30 proc (w skali kraju, a nie w obrębie danej grupy taryfowej). W różnych scenariuszach cen uprawnień do emisji CO₂ i węgla ceny energii mogą wyglądać inaczej. Docelowo ceny energii w Polsce powinny zbliżać się do cen w innych krajach UE, zważywszy na dość zbliżone ceny paliwa, CO₂ i jednostkowe nakłady inwestycyjne, ale pozostaną różnice chociażby z powodu innej struktury paliwa i przesunięć w cyklu inwestycyjnym.

Można rozważać finansowanie dłużne i emisję akcji, ale w praktyce emisje akcji mają do pewnego stopnia ograniczone zastosowanie ze względu na fakt, że sektor energetyczny w Europie jest zdominowany przez inwestorów strategicznych lub rządy. W związku z tym emisje akcji raczej są związane ze zmianami właścicielskimi niż z finansowaniem. Pozostaje więc dług i środki własne z wewnętrznych przepływów pieniężnych. Dogodną formą finansowania w polskich warunkach są kredyty. Mają one bardzo duże znaczenie przy inwestycjach w niewielką liczbę dużych projektów, ponieważ jest to finansowanie bilateralne, które jest znacznie bardziej odporne na sytuacje kryzysowe niż emisja obligacji.

Jeśli chodzi o obligacje, to będą one miały zastosowanie zwłaszcza w przypadku dużych i stabilnych podmiotów, podczas gdy wszystkie największe polskie koncerny energetyczne mają kapitalizację rynkową mniejszą niż wartość projektów inwestycyjnych, które te grupy zamierzają zrealizować w ciągu najbliższych 5 - 10 lat, co znacznie podnosi ich ryzyko inwestycyjne. Natomiast obligacje mają taką wadę, że jako instrument standardowy są dość trudno zarządzane w sytuacjach kryzysowych, których w przypadku inwestycji energetycznych nie będzie brakować. Nigdy nie wyeliminuje się opóźnień czy ryzyka cenowego. Dlatego w najbardziej ryzykownym okresie, czyli w trakcie budowy i uruchomienia inwestycji, zapewne kredyt będzie miał przewagę nad obligacjami, co z czasem będzie się zmieniać, stwarzając okazję do refinansowania.

Mówiąc o instrumentach dłużnych, można jeszcze wspomnieć o agencjach multilateralnych, jak Europejski Bank Inwestycyjny (EBI) czy Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju (EBOiR). Ich rola jest trudna do przecenienia. Przy braku środków unijnych na inwestycje w elektroenergetykę węglową są to najbardziej konkurencyjne źródła finansowania dłużnego, zarówno pod kątem kosztów, jak i zapadalności. Jedynym substytutem finansowania unijnego są bezpłatne uprawnienia do emisji CO₂, o których więcej informacji będziemy mieli prawdopodobnie w ciągu najbliższych kilku miesięcy.

@RY1@i02/2010/239/i02.2010.239.167.0003.001.jpg@RY2@

Fot. Archiwum

Piotr Zdrojewski, dyrektor, dział doradztwa biznesowego, PwC

ROZMAWIAŁ DARIUSZ CIEPIELA

dziennikarz miesięcznika "Nowy Przemysł" i portalu WNP.pl