Po dwóch latach trudnych negocjacji z koncernami energetycznymi i bankami tworzenie Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego dobiega końca. Trafi do niej niemal 70 bloków węglowych. Kondycja wielu z nich pozostawia jednak wiele do życzenia, a poza tym emitują one dużo CO2 i obciążone są potężnymi długami. W efekcie jeden z koncernów za swoje aktywa dostanie tylko symboliczną złotówkę, a NABE już na starcie potrzebować będzie niemal 60 mld zł finansowania od banków. Rząd na wtorkowym posiedzeniu zajmie się projektem ustawy, który ma umożliwić nowej spółce sięgnięcie po tak duże pieniądze.
- Spółki energetyczne otrzymały od Skarbu Państwa propozycję przejęcia ich elektrowni węglowych i kopalń węgla brunatnego. Za aktywa dostaną w sumie około 4 mld zł, a do tego NABE spłaci niemal 10 mld zł ich długów w ciągu ośmiu lat
- NABE potrzebować będzie ponadto tylko w tym roku 15 mld zł kredytu obrotowego i aż 44 mld zł dodatkowego finansowania od banków na zabezpieczenie zakupu praw do emisji CO2
- Celem całego projektu jest odciążenie koncernów energetycznych, dla których węgiel był coraz większym problemem, i zabezpieczenie dostaw prądu dla Polaków przez najbliższe dekady
- Plan jest taki, by nowa spółka była rentownym przedsięwzięciem. Eksperci nie mają jednak złudzeń. — NABE może mieć problem z generowaniem pozytywnych wyników bez znaczącego wsparcia — twierdzi analityk Santander BM Paweł Puchalski
Projekt transformacji polskiej energetyki rodzi się w bólach w Ministerstwie Aktywów Państwowych, kierowanym przez Jacka Sasina. Dziś głównymi graczami w produkcji prądu są kontrolowane przez państwo koncerny: Polska Grupa Energetyczna, Tauron, Enea i Energa z grupy Orlen. Wspólnie odpowiadają za około 70 proc. energii wprowadzanej do sieci. Plan przewiduje wydzielenie z nich elektrowni węglowych i kopalń węgla brunatnego (Bełchatów i Turów) i przejęcie ich przez Narodową Agencję Bezpieczeństwa Energetycznego, której wyłącznym właścicielem będzie Skarb Państwa. Rozmowy na ten temat toczą się od dwóch lat, a termin finalizacji transakcji był już kilkakrotnie przesuwany. Obecnie MAP zrobił jednak duży krok do przodu, bo ma już deklaracje banków i gotowe oferty dla każdej z grup energetycznych.
— Jest zgoda polityczna, by cały ten proces przeprowadzić jeszcze przed wyborami. Taki jest cel. Już we wtorek projekt ustawy zabezpieczającej finansowanie NABE trafi pod obrady Rady Ministrów i dalej liczymy na sprawne przegłosowanie przez Sejm i Senat. Jest to w interesie wszystkich zainteresowanych stron. Tu chodzi o bezpieczeństwo energetyczne kraju — słyszymy od naszego źródła w MAP.
Oferty skierowane do koncernów energetycznych są bardzo zróżnicowane. Wynikają one nie tylko z kondycji poszczególnych elektrowni, ale też z poziomu zadłużenia i rezerw na zakup praw do emisji dwutlenku węgla. Skrajnym przykładem jest Tauron, który za swoje cztery elektrownie, w tym najnowszy, wysokosprawny blok w Jaworznie, dostanie zaledwie… 1 zł. Taka kwota to efekt kilku czynników — większość bloków Tauronu jest bardzo stara i mało efektywna, a do tego aktywa te są mocno zadłużone — aż na ponad 6,3 mld zł. NABE nie tylko więc zapłaci symboliczną złotówkę za elektrownie, ale też spłaci część długu w ciągu ośmiu lat, a na część zaciągnie kredyt.
PGE za swoje elektrownie i kopalnie węgla brunatnego, w tym m.in. kompleksy Bełchatów i Turów, a także dwa najnowsze bloki w Opolu dostanie 849 mln zł, a do tego przerzuci 5,4 mld zł długu na NABE, która spłaci go w ciągu ośmiu lat.
Enea za swoje elektrownie — w tym nowy blok w Kozienicach, największy w kraju — dostanie aż 3,1 mld zł. A do tego NABE w ciągu ośmiu lat spłaci 2,38 mld zł długu Enei. Z kolei Energa, która przekaże agencji Elektrownię Ostrołęka, otrzyma za to 153 mln zł (elektrownia nie była zadłużona).
Sama wycena elektrowni i konieczność spłacenia zadłużenia to niejedyny ból głowy przyszłej agencji. Do tego dochodzi jeszcze konieczność zaciągnięcia potężnych zobowiązań na zakup CO2 (koncerny energetyczne zlecają bieżące zakupy CO2 instytucjom finansowym, a kwoty transakcji w skali roku sięgają kilkudziesięciu miliardów złotych). NABE będzie musiało więc zapewnić sobie nie tylko kredyt odnawialny na 15 mld zł, ale też pozyskać od zagranicznych banków dodatkowe 44 mld zł na zabezpieczenie zakupu praw do emisji dwutlenku węgla w postaci tzw. limitów przedrozliczeniowych. Te 44 mld zł to kwota przewidziana tylko na 2023 r., MAP przewiduje, że w kolejnych latach suma potrzebnych zabezpieczeń ma spaść do około 30 mld zł.
Aby to było możliwe, konieczne są państwowe gwarancje, które obejmą wszystkie trzy rodzaje instrumentów finansowych — spłatę przejętych długów (czyli spłatę wewnątrzgrupowych pożyczek), kredytu obrotowego i limitów przedrozliczeniowych. Gwarancje sięgną 70 proc. wartości zobowiązań NABE. Projekt ustawy w sprawie udzielenia takich gwarancji przez Skarb Państwa ma trafić we wtorek pod obrady rządu, a następnie na najbliższe posiedzenie Sejmu.
NABE rozpaliła warszawską giełdę
Na zapowiedź rychłego powstania NABE entuzjastycznie zareagowali giełdowi inwestorzy. W poniedziałek notowania koncernów energetycznych dynamicznie rosły — najmocniej, bo nawet o 32 proc., drożały akcje Enei. Natomiast walory Tauronu podskoczyły maksymalnie o 28 proc., PGE o 20 proc., a Energi o 5 proc.
— Oferty Skarbu Państwa dla koncernów wyglądają bardzo dobrze — oznaczają spore oddłużenie zwłaszcza Enei i Tauronu, trochę mniej PGE. Rozwiewa to sporo wątpliwości wokół projektu, sporo osób zastanawiało się, czy uda się doprowadzić go do końca przed wyborami. Teraz to ryzyko wydaje się mniejsze — ocenia Robert Maj, analityk Ipopemy Securities.
Pozytywnie o zapowiadanej transakcji wypowiada się także Paweł Puchalski, analityk Santander BM. — W mojej ocenie projekt NABE jest w pełni uzasadniony i powinien zostać zrealizowany jak najszybciej. Zakładałem wcześniej, że elektrownie zostaną przejęte przez Skarb Państwa za symboliczną złotówkę, a okazało się, że koncerny mogą potencjalnie otrzymać za swoje aktywa także częściowy zwrot długu netto — podkreśla.
Projekt jest korzystny dla spółek energetycznych, bo dzięki niemu pozbywają się swojego największego ciężaru. Zaciąganie przez nie kolejnych kredytów np. na rozwój OZE czy modernizację sieci elektrycznych byłoby niemożliwe, biorąc pod uwagę, że większość banków nie chce już finansować podmiotów tak mocno zależnych od węgla.
— Wyłączając ze swojego portfela aktywa węglowe, koncerny zmienią swoją strukturę, jeżeli chodzi o wytwarzanie energii elektrycznej. Da to dodatkowe możliwości pozyskiwania środków na finansowanie rozbudowy portfela OZE i innych inwestycji związanych z transformacją. Jednocześnie spółki energetyczne będą konkurować między sobą i z samym NABE na polu wytwarzania, co da dodatkowy — czysto biznesowy — impuls do inwestycji w źródła zero- i niskoemisyjne — tłumaczy dr Karol Pawlak z Wydziału Elektrycznego Politechniki Warszawskiej.
Jego zdaniem najważniejsze będzie odcięcie koncernów od kosztów związanych ze stopniowym wyłączaniem bloków węglowych.
— Dlatego nie ma się co dziwić, że spółki energetyczne, takie jak PGE, intensywnie dążyły do powstania NABE. Dopływ kapitału z zewnątrz na transformację energetyczną jest dla nich niezbędny. Paradoksalnie, pozbywając się aktywów węglowych, cofną się o krok, ale po to, by zrobić większy rozbieg i przyspieszyć transformację energetyczną — kwituje Pawlak.
NABE a ceny prądu
Dla odbiorców prądu kluczowe jest jednak nie to, czy na transakcji skorzystają koncerny energetyczne, ale jak utworzenie NABE przełoży się na ich rachunki za prąd. Tu zdania są podzielone. Wiele zależeć będzie od tego, czy nowa agencja okaże się rentownym przedsięwzięciem, czy jednak trzeba będzie ją dotować, za co ostatecznie zapłacą wszyscy odbiorcy. Odpowiedź na to pytanie zależy oczywiście od tego, co będzie się działo na rynku energii w kolejnych dekadach, ale cel jest jasny — jak słyszymy od naszych źródeł w MAP — NABE ma na siebie zarabiać. I to — zdaniem naszych rozmówców w resorcie — jest możliwe nawet bez wsparcia w postaci wydłużenia rynku mocy dla najstarszych bloków (rynek mocy przewiduje wynagrodzenie dla elektrowni za samą gotowość do uruchomienia bloku w sytuacji kryzysowej, bez tego utrzymywanie niektórych starych bloków węglowych nie byłoby opłacalne).
— NABE może być rentowna, może utrzymać jednostki wytwórcze w ilości pozwalającej na utrzymanie bezpieczeństwa dostaw prądu. Ewentualne wydłużenie rynku mocy może po prostu dalece zwiększyć to bezpieczeństwo, bo zwiększy poziom rezerw w polskiej energetyce — mówi nasz rozmówca.
Analitycy są jednak sceptyczni. — Moim zdaniem NABE może mieć problem z generowaniem pozytywnych wyników bez znaczącego wsparcia. Spodziewam się, że spółka będzie musiała korzystać z jakichś form pomocy publicznej. Produkcja energii elektrycznej z elektrowni węglowych znajduje się w silnym trendzie spadkowym, co przekłada się na ich spadającą rentowność. Tymczasem koszty ich działalności, uznawane za stałe, rosną wraz z inflacją, a dodatkowym znakiem zapytania jest i będzie cena płacona za polski węgiel — przekonuje Paweł Puchalski z Santander BM.
Więcej optymizmu wykazuje Karol Pawlak z Politechniki Warszawskiej. — Energia z węgla obciążona jest kosztami zmniejszającymi jej atrakcyjność cenową. Pamiętać jednak należy, że trudno jest w okresie przejściowym zapewnić stuprocentowe dostawy energii z OZE, dlatego krótkoterminowo NABE może okazać się rentownym przedsięwzięciem. Przemawia za tym fakt, że NABE będzie też mogła optymalizować swój portfel wytwórczy, skupiając produkcję w źródłach najbardziej rentownych, a biorąc pod uwagę uwarunkowania EU ETS (handel emisjami CO2 — red.) możemy założyć, że najbardziej rentowne będą źródła najczystsze. Bezprecedensowa będzie też skala zakupu surowca. Spowoduje to, że NABE jako jeden podmiot będzie miała większą szansę na wynegocjowanie korzystniejszych cen — twierdzi Pawlak.
Część z naszych rozmówców obawia się jednak, że zamiast wynegocjować korzystne ceny węgla, NABE będzie za polski węgiel przepłacać, by utrzymać przy życiu śląskie kopalnie. Rząd obiecał przecież górnikom, że ostatnia kopalnia zostanie zamknięta dopiero w 2049 r.
Źródło: businessinsider.com.pl
