Trudno będzie znaleźć pieniądze na nowe elektrownie

Blok 1000 MW w Elektrowni Ostrołęka ma być wspólnym przedsięwzięciem grup Energa i Enea - a obie są już dość mocno zadłużone. W marcu br. Energa poinformowała o emisji obligacji wartości 300 mln euro, które częściowo mogą być skonsumowane przy tym projekcie.

Grupa Enea jest na etapie przejmowania Elektrowni Połaniec, za którą musi zapłacić ponad 1,2 mld zł, ponadto trzeba przeprowadzić tam prace modernizacyjne. Ponadto Enea jest zaangażowana w kopalnię Bogdanka i uczestniczy w pomyśle przejmowania aktywów grupy EDF w Polsce.

- Sfinansowanie budowy bloku w Elektrowni Ostrołęka na pewno będzie trudne, lecz nie uważam, aby to było niemożliwe. Jeżeli się znajdzie dostawca technologii, który zapewni finansowanie - a podobno są takie możliwości - to ten projekt będzie się rozwijał - mówi wnp.pl przedstawiciel jednej z dużych instytucji finansowych działających na polskim rynku, proszący o anonimowość.

Jak ocenia, przy budowie bloku w Ostrołęce, i przy innych projektach elektrowni węglowych, będą występować trudności z pozyskaniem finansowania od banków.

Duża część międzynarodowych banków komercyjnych działających w Polsce posiada wewnętrzne regulacje zakazujące angażowania się w finansowanie wydobycia węgla i elektrowni węglowych. Taką politykę mają m.in. Société Générale, Crédit Agricole oraz ING. Ale nawet banki, które nie posiadają antywęglowych regulacji, będą bardzo ostrożnie podchodziły do finansowania budowy nowych bloków energetycznych w Polsce.

Wszystko dlatego, że zmienił się charakter grup energetycznych. Przypomnijmy, że niedawno do statutów PGE i Energi dodano zapisy, że spółki te "realizują zadania związane z zapewnieniem bezpieczeństwa energetycznego Rzeczypospolitej Polskiej."

- To oznacza, że przestały być podmiotami działającymi czysto komercyjnie w celu generowania zysku dla swoich właścicieli. W tej sytuacji bankom komercyjnym będzie trudniej podjąć decyzję o finansowaniu niekomercyjnych przedsięwzięć. Dyskusja na temat tego, czy dana inwestycja jest opłacalna ucina się na poziomie stwierdzenia, że wynika ona z konieczności poprawy bezpieczeństwa energetycznego Polski - mówi nasz rozmówca.

To nie wyklucza definitywnie udziału banków komercyjnych w takich przedsięwzięciach, ale jeśli się w nie zaangażują, to więcej policzą sobie za ryzyko i będą chciały się bardziej zabezpieczyć.

Szukając źródeł finansowania nowych bloków węglowych nie ma co liczyć na takie instytucje jak EBI czy EBOiR, ponieważ mają one swoje wewnętrzne polityki, które zabraniają inwestowania w przedsięwzięcia związane z węglem, a z drugiej strony zwracają uwagę na opłacalność ekonomiczną projektów, w które się angażują.

Jednym ze źródeł finansowania mogą być agendy rządowe.

- Skoro rząd kreuje politykę zmierzającą do budowy nowych mocy, to musi zapewnić finansowanie ze strony instytucji, które argument bezpieczeństwa energetycznego kraju przyjmą jako satysfakcjonujący do podjęcia decyzji o wydaniu środków. Nie mówimy o tym, że pożyczamy i liczymy, że otrzymamy pieniądze z odsetkami i nagrodą za ryzyko, lecz zamiast tego pożyczamy, aby realizować misję zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego i nie wiadomo, czy ta misja przeniesie się na efekt ekonomiczny. To oznacza, że bezpieczeństwo energetyczne zostanie zachowane, ale ktoś za to będzie musiał zapłacić - zwraca uwagę nasz rozmówca.

W grę wchodzą takie instytucje jak Polski Fundusz Rozwoju (PFR) oraz Bank Gospodarstwa Krajowego (BGK), które mogą przyjąć inne ryzyko i inne cele niż instytucje komercyjne i mają tego samego właściciela, co grupy energetyczne. Rodzi się pytanie czy PFR wystarczy pieniędzy na finansowanie różnych przedsięwzięć, ze wsparcia Funduszu mają korzystać nie tylko grupy energetyczne. To kwestia po stronie rządu, który wyposaża te fundusze.

Odstraszająco na angażowanie się w finansowanie energetyki działa z pewnością przykład górnictwa węgla kamiennego. Banki, które w przeszłości zaangażowały się w finansowanie górnictwa otrzymały propozycję, aby zamienić dług na udziały w PGG.

- Banki są więc zmuszane do robienia czegoś, do czego nie są powołane, ponieważ banki komercyjne działające w Polsce nie mają wpisanego takiego obszaru działalności jak bycie udziałowcem innych firm, np. PGG. W większości banków komercyjnych nie ma struktur i procedur na taką okoliczność, aby zostać udziałowcem spółki węglowej - wyjaśnia nasz rozmówca.

Banki nie chcą zamiany udziałów zadłużenia na akcje PGG, ponieważ wówczas musiałyby ponieść dodatkowe, nieplanowane koszty i będą musiały zawiązać rezerwy.

Pojawia się zasadnicze pytanie, skąd się wziął pomysł, aby zagraniczne banki komercyjne angażowały się w finansowanie górnictwa, którego trudna sytuacja nie powinna być przecież specjalnie trudną do odkrycia tajemnicą.

Nasz rozmówca przypomina, że wtedy, kiedy banki wchodziły do górnictwa, to jego sytuacja była inna niż obecnie, KHW, JSW i KW pokazywały lepsze wyniki finansowe a rynek węgla był w innej fazie. Po tym, jak zaczęła się sytuacja komplikować i kopalnie nie miały już możliwości spłacenia długu, to banki straciły możliwość łatwego wyjścia z zaangażowania. Dziś jest tego konsekwencja. Sytuacja się coraz bardziej komplikuje, pieniędzy w spółkach górniczych jest coraz mniej.

Przypomnijmy, że wierzycielami KHW, z tytułu obligacji, są Bank Zachodni WBK, Bank BGŻ BNP Paribas, PKO BP, Bank Gospodarstwa Krajowego (te same banki, wraz z Alior Bankiem i Węglokoksem, są obligatariuszami PGG) oraz niemiecki DZ Bank AG Deutsche Zentral-Genossenschaftsbank, który nie jest zaangażowany w PGG.

Istnieje także możliwość, że część niezbędnego finansowania przyniosą dostawcy technologii dla nowych elektrowni. Oni powinni zadbać o finansowanie tych projektów, ponieważ są beneficjentami budowy nowych jednostek, gdyż zarabiają na dostawie technologii, wykonawstwie i remontowaniu przyszłego bloku. Mają wiec inny tytuł do podjęcia ryzyka finansowania takiej inwestycji.

Można też będzie liczyć na pomoc agencji wsparcia eksportu czy też banku z kraju dostawcy technologii. To są oczywiste narzędzia, które są powszechnie stosowane.

Oczywiście, agencja rządowa czy bank z kraju dostawcy technologii również będą oczekiwali, że projekt, w jaki się zaangażują, kiedyś się zwróci i przyniesie zyski, ale inaczej patrzą na ryzyka niż zwykła instytucja finansowa. Jeżeli wchodzi inwestor czysto finansowy i ma interes tylko w tym, aby pożyczyć i oczekuje zwrotu pożyczonych środków wraz z odsetkami, to inaczej patrzy na ryzyko niż inwestor, który jednocześnie ma inne zyski w związku z tą transakcją, jak np. transfer technologii oraz utrzymanie miejsc pracy u siebie. Inna jest percepcja ryzyka, jest więcej argumentów przemawiających za tym, aby zaangażować się w taki projekt.

Warto przy tym pamiętać, że większość dużych graczy sektora energetycznego notuje spadek rentowności w sektorze wytwarzania.

Tomasz Surma z CEZ Polska zwraca uwagę, że obecne ceny energii elektrycznej nie skłaniają wytwórców nie tylko do inwestycji w nowe moce wytwórcze, ale także nawet w modernizację istniejących jednostek.

- Hurtowe ceny energii elektrycznej na giełdzie EEX są na poziomie najniższym od 2002 roku, czyli od chwili, kiedy ta giełda zaczęła funkcjonować - mówi Tomasz Surma.

Rośnie jednocześnie presja na ochronę środowiska, negowane jest stosowanie paliw kopalnych do produkcji energii, dlatego też stopniowo zaostrzać będą się BAT oraz BREF. To powoduje zmianę miksu energetycznego poszczególnych krajów.

- Rośnie znaczenie OZE, których rozwój jest wspierany. To duże wyzwanie dla operatorów systemów przesyłowych, którzy muszą zapewnić stabilność ich pracy. To także ważne dla konwencjonalnych źródeł, które stopniowo zamieniają się w źródła rezerwowe dla OZE - podkreśla Tomasz Surma.

W finansowaniu budowy nowych bloków energetycznych może pomóc wprowadzenie tzw. rynku mocy.

- W Ministerstwie Energii trwają intensywne prace nad projektem ustawy. Przeszkodą we wprowadzeniu rynku mocy mogą być jednak regulacje unijne. Przedstawiony przez Komisję Europejską w listopadzie 2016 r. tzw. pakiet zimowy na pewnych płaszczyznach inaczej postrzega rynek mocy niż strona polska - mówi Jerzy Baehr, partner zarządzający w kancelarii WKB Wierciński, Kwieciński, Baehr.

Jerzy Baehr podkreśla, że to, w jaki sposób będzie działał rynek mocy jest jedną z najważniejszych niewiadomych dla branży energetycznej, od tego w dużej mierze zależy opłacalność już realizowanych i planowanych inwestycji w nowe moce wytwórcze.

Ustawa o rynku mocy jeszcze w pierwszym półroczu 2017 r. może trafić pod obrady Rady Ministrów. Przypomnijmy, że od 5 do 19 grudnia 2016 r. Ministerstwo Energii prowadziło konsultacje społeczne projektu ustawy o rynku mocy. Obecnie resort opracowuje złożone wnioski i uwagi.

Dariusz Ciepiela

Więcej informacji w portalu "Wirtualny Nowy Przemysł"