Warunki finansowania inwestycji energetycznych w Polsce. Przesłanki inwestowania w energetyce

Transkrypt

1 Warunki finansowania inwestycji energetycznych w Polsce. Przesłanki inwestowania w energetyce Autor: dr Wacław Wajda ( Nafta & Gaz Biznes lipiec/sierpień 2004) Inwestycje stanowią podstawowy czynnik rozwoju gospodarczego zarówno w skali makro-, jak i mikroekonomicznej. Dzięki inwestycjom wdrażany jest postęp techniczny, wyrażający się we wzroście technicznego uzbrojenia pracy, który jest z kolei czynnikiem zwiększającym wydajność pracy. Poza tym, inwestycje są podstawowym czynnikiem zmniejszania bezrobocia. Po okresie ilościowego wzrostu majątku trwałego w wyniku inwestowania następuje okres stopniowego podnoszenia jakości zgromadzonego kapitału oraz zwiększenie stopnia jego wykorzystania. Szczególne znaczenie mają inwestycje w energetyce ze względu na powiązania tego sektora z całą gospodarką narodową. Energia elektryczna jest niezbędna w każdej dziedzinie działalności ludzkiej. Poziom zużycia energii elektrycznej na jednego mieszkańca wyznacza poziom życia społeczeństwa. Zużycie to jest w Polsce obecnie dwa razy mniejsze niż w krajach Unii Europejskiej. Tempo wzrostu zużycia energii elektrycznej w Unii wynosi 1,5% rocznie. Jeżeli dążenie do zrównania poziomu życia mieszkańców Polski z mieszkańcami Unii ma przybrać realny kształt, to musi nastąpić wzrost zużycia energii, a także tempo tego wzrostu musi być znacznie wyższe niż 1,5%. W ubiegłych dziesięcioleciach w wyniku inwestowania w energetykę powstał znaczny majątek trwały, który obecnie wymaga odtworzenia i modernizacji z uwagi na zużycie techniczne i ekonomiczne. Jednym z podstawowych mierników charakteryzujących zużycie techniczne i ekonomiczne jest wiek majątku trwałego. Odmładzanie aparatu wytwórczego traktuje się z reguły jako jego unowocześnienie, gdyż nowe obiekty charakteryzują się lepszymi parametrami technicznoekonomicznymi. Nie można jednak wykluczyć i takiej sytuacji, gdy mimo stosunkowo młodego wieku majątek trwały reprezentuje przestarzałą technikę. Dzieje się tak wówczas, gdy nowe obiekty pod względem technicznym niewiele się różnią od wycofywanych. Należy podkreślić, że w praktyce takie zdarzenia występują dość rzadko. W większości przypadków nowe obiekty są na wyższym poziomie technicznym i dlatego struktura wieku z przeważającym udziałem młodych generacji majątku odzwierciedla w pewnym sensie poziom nowoczesności aparatu wytwórczego. Przy ocenie nowoczesności majątku elektrowni należy przede wszystkim brać pod uwagę wiek podstawowych urządzeń, tj. bloków energetycznych, składających się z kotłów, turbin i generatorów.

2 W polskiej energetyce występuje niekorzystna struktura wieku kotłów i turbozespołów. Jak wynika z danych zawartych w tabeli 1 znaczna część bloków energetycznych eksploatowana jest powyżej 30 lat. Z analizy struktury wieku urządzeń elektrowni przeprowadzonej przez M. Pawlika wynika z kolei, że ostatnie bloki 120 MW zostały zainstalowane w 1970 r., więc są eksploatowane ponad 30 lat, a 11 z nich przekroczyło 35 lat użytkowania. Spośród 57 bloków o mocy 200 MW aż 44 bloki są eksploatowane ponad 25 lat, zaś 18 ponad 30 lat. Podobna sytuacja ma miejsce w przypadku bloków o większej mocy. Na przykład początkowo instalowane w elektrowni Bełchatów bloki najnowszej generacji o mocy 360 MW mają już ponad 20 lat pracy. Specjaliści uważają, że nieopłacalna i niecelowa jest modernizacja bloków starszych niż lat, polegająca wyłącznie na instalowaniu urządzeń do odsiarczania i odazotowania spalin. Biorąc pod uwagę powyżej przytoczone liczby, nieuniknione staje się w najbliższej przyszłości odtworzenie oczekiwanych ubytków mocy. Jak podaje w swoim opracowaniu M. Pawlik, już obecnie należy wycofać z eksploatacji przestarzałe bloki o mocy 840 MW, natomiast w każdym pięcioleciu okresu od ok MW do 5000 MW. Jeżeli zatem uwzględni się wzrost zapotrzebowania na energię oraz nadwyżki mocy zainstalowanej, to uzyskanie przewidywanej produkcji w 2020 r. na poziomie 190 TWh będzie wymagało oddawania do eksploatacji, począwszy od r., ok MW rocznie. Według danych amerykańskich koszty budowy bloku 400 MW na parametry nadkrytyczne przy założeniu stosowania typowych zespołów urządzeń, zapewniających szybką budowę, oraz czasu życia bloku 30 lat, wynoszą ok. 471,5 mln dolarów, co w przeliczeniu na 1 MW daje blisko 1200 USD, a więc ok. 4 mln zł. Biorąc pod uwagę powyżej podane przyrosty mocy, corocznie należałoby inwestować 2,4 3 mld zł. Od 1994 r. w polskiej energetyce przeznaczono znaczne środki na inwestycje odtworzeniowomodernizacyjne. Modernizacja bloków energetycznych miała głównie na celu zmniejszenie zanieczyszczenia spalin. W każdej polskiej elektrowni systemowej zainstalowano instalacje odsiarczania spalin. Elektrownie polskie pracujące na węglu kamiennym i brunatnym emitują dzisiaj znacznie mniej szkodliwych związków niż podobne obiekty w Niemczech czy Hiszpanii. Dzięki inwestycjom w energetykę Polska emituje mniej zanieczyszczeń do atmosfery, niż wynosi nasz limit przyznany podczas poświęconej ochronie powietrza konferencji w 1997 r. w Kioto. Koncentracja nakładów inwestycyjnych, finansowanych wpływami z kontraktów długoterminowych, na poprawie ekologicznych parametrów produkcji, wywarła negatywny wpływ na procesy odtwarzania mocy. Inwestycje ekologiczne realizowane praktycznie we wszystkich elektrowniach systemowych, także tych znacznie wyeksploatowanych, podnosiły sprawność techniczną, ale hamowały procesy likwidacji przestarzałych bloków i przyczyniały się do powstania nadwyżki mocy w systemie energetycznym. Bezpieczeństwo zasilania wymaga oczywiście utrzymywania pewnych rezerw mocy. Jednakże w Polsce wielkość czynnych mocy zainstalowanych wynosi 34 GW wobec 22 GW niezbędnych mocy szczytowych. Relacja mocy

3 czynnych do niezbędnych wynosi 155%, podczas gdy zalecana przez Unię Koordynacyjną Przesyłu Energii Elektrycznej (UCTE) wartość to 125%, natomiast tendencje europejskie zmierzają w kierunku 110%. Znaczna część tej nadwyżki, jak również część mocy niezbędnych, w Polsce jest zużyta technicznie i ekonomicznie. Kolejnym problemem wymagającym rozstrzygnięcia w procesie podejmowania decyzji inwestycyjnych jest wybór technicznego poziomu odtwarzanych i nowych urządzeń. Odtworzenie i budowa nowych obiektów powinny być oparte na nowej, ekologicznie czystej technice. W Polsce wybór ten jest ograniczony przez rodzaj obecnie i w przyszłości wykorzystywanego paliwa, tj. węgla kamiennego i brunatnego. Paliwa te dają 97% energii elektrycznej produkowanej w naszym kraju. W najbliższych latach nie należy oczekiwać istotnych zmian w tym zakresie. Oznacza to, że odtwarzanie i budowa nowych elektrowni w dalszym ciągu będą oparte na blokach energetycznych opalanych węglem. Należy zatem inwestować w urządzenia o wyższej sprawności wytwarzania energii. W polskich elektrowniach systemowych sprawność ta wynosi obecnie ok. 34%, natomiast w krajach Unii Europejskiej wynosi 42%. W obecnie realizowanych inwestycjach w elektrowniach Pątnów, Łagisza i Bełchatów instaluje się wysoko sprawne bloki na parametry nadkrytyczne zapewniające mniejsze zużycie paliwa, niską emisję zanieczyszczeń oraz relatywnie niską cenę energii elektrycznej. Blok energetyczny o mocy 460 MW budowany aktualnie w elektrowni Łagisza powinien uzyskać sprawność 46%. Finansowanie projektów inwestycyjnych w energetyce Jednym z podstawowych źródeł finansowania inwestycji są długoterminowe kredyty. Pomimo znaczących zmian, jakie nastąpiły w polskim systemie bankowym, w dalszym ciągu banki wykazują daleko posuniętą ostrożność jeśli chodzi o udzielanie kredytów długoterminowych. Przy udzielaniu tego rodzaju kredytów wymagane jest zazwyczaj przedstawienie odpowiednich gwarancji i zabezpieczeń, a tego nie jest w stanie dokonać znaczna większość potencjalnych kredytobiorców. Ze względu na fakt, że banki kierują się w swojej działalności zasadą minimalizacji ryzyka, chętniej udzielają kredytów przedsiębiorstwom o wysokiej zdolności kredytowej. Udział kredytów bankowych w finansowaniu rozwoju przedsiębiorstw jest w Polsce znacznie mniejszy niż w innych bardziej rozwiniętych krajach. Udział kredytów w nakładach inwestycyjnych przedsiębiorstw (łącznie z kredytami w walutach obcych) wynosi w Polsce 17%, a w krajach rozwiniętych 70-80%. Rozmiary kredytów w relacji do PKB są w Polsce czterokrotnie mniejsze niż średnio w krajach strefy euro. Wynika to m.in. z wysokiego poziomu realnych stóp procentowych oraz dysproporcji

4 w aktywności systemu bankowego i kredytowania w Polsce i w innych krajach. W ostatnich dwóch latach, po wyraźnym obniżeniu stopy inflacji, rozpoczął się proces obniżki stóp procentowych. Jednakże w relacji do państw Unii Europejskiej są one w Polsce zdecydowanie wyższe. Z przeprowadzonych przez NBP badań ankietowych wśród przedsiębiorstw wynika, iż przy podejmowaniu decyzji inwestycyjnych liczą one głównie na własne wygospodarowane środki. Spadek oprocentowania kredytów, jaki ostatnio obserwujemy, nie spowodował zwiększonego zainteresowania firm kredytami inwestycyjnymi. Energetyka jest sektorem kapitałochłonnym o długookresowej i relatywnie niskiej stopie zwrotu. Znaczne niekiedy odsunięcie w czasie uzyskania efektu w stosunku do poniesionego nakładu sprawia, że inwestowanie w energetyce niesie ze sobą wysokie ryzyko. Korzystanie z kredytów jako źródła finansowania przedstawiało się w energetyce trochę inaczej niż w całej polskiej gospodarce głównie za sprawą kontraktów długoterminowych. Kontrakty długoterminowe na dostawę energii i mocy były zawierane w latach pomiędzy Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi a producentami energii elektrycznej. W ramach tych długoterminowych umów PSE zobowiązały się przez okres od kilku do kilkunastu lat kupować energię po cenach wyższych od cen rynkowych. W ten sposób elektrownie miały zagwarantowane środki na finansowanie modernizacji bloków energetycznych, której celem było zwiększenie sprawności technicznej i redukcja emisji zanieczyszczeń do wielkości wynikających z zawartych umów międzynarodowych. Inwestycje były finansowane kredytami bankowymi, które zaciągnęli wytwórcy na łączną kwotę ponad 17 mld zł. Kontrakty stanowiły dla kredytodawców ekonomiczne zabezpieczenie spłaty. Obecnie ok. 60% produkcji energii elektrycznej w Polsce sprzedaje się w ramach kontraktów długoterminowych. Konieczność liberalizacji rynku energii wymaga ich rozwiązania. Stroną żywotnie zainteresowaną skutkami rozwiązania kontraktów są również polskie banki, które udzielały kredytów. Jeżeli kontrakty zostaną unieważnione, banki grożą postawieniem długów w stan natychmiastowej wykonalności z powodu zmiany istotnych warunków umowy. Likwidacja kontraktów, stanowiących podstawowe zabezpieczenie kredytów, oznaczałaby dla banków istotny wzrost ryzyka kredytowego. Dalszą konsekwencją rozwiązania kontraktów może być czasowe wstrzymanie finansowania następnych inwestycji modernizacyjnych. W polskich przedsiębiorstwach największy udział w finansowaniu inwestycji mają środki własne, pochodzące z wypracowanego zysku, wkładów i udziałów oraz amortyzacji. Od 1996 do 2003 r. udział ten wzrósł z poziomu 64,5% do 71%. Zdolność przedsiębiorstw do samofinansowania inwestycji charakteryzuje relacja nadwyżki finansowej (zysk netto + amortyzacja) do wartości poniesionych nakładów inwestycyjnych oraz relacja amortyzacji do nakładów. Wartość pierwszego wskaźnika od 1998 r. wykazuje spadek z poziomu 0,93 do 0,70 w

5 2003 r., natomiast wartość drugiego wskaźnika w analogicznym okresie wzrasta z poziomu 0,45 do 0,79, co wskazuje na to, że w finansowaniu inwestycji w mniejszym stopniu wykorzystuje się wypracowane zyski, a wzrasta znaczenie amortyzacji. Na tle powyższych danych spróbujmy prześledzić sytuację dwóch największych producentów energii elektrycznej, tj. elektrowni Bełchatów i Południowego Koncernu Energetycznego. Elektrownia Bełchatów jest największą w Europie elektrownią konwencjonalną wykorzystującą węgiel brunatny. Roczna produkcja energii stanowi ok. 20% produkcji krajowej. Południowy Koncern Energetyczny, utworzony w 2000 r., tworzą elektrownie: Jaworzno, Łaziska, Siersza, Łagisza, Halemba, Blachownia oraz elektrociepłownie: Katowice i Bielsko- Biała. PKE ma ponad 17% udziału w krajowej produkcji energii elektrycznej i 16% w produkcji ciepła na rynku lokalnym. Dotychczasowa działalność inwestycyjna wymienionych producentów koncentrowała się na realizacji projektów ekologicznych i odtworzeniowo-modernizacyjnych finansowanych kredytami. Należy jednak zauważyć, że w źródłach finansowania PKE kredyty i pożyczki długoterminowe w 2003 r. stanowiły 34%, podczas gdy w elektrowni Bełchatów zaledwie 8%. Obydwa podmioty gospodarcze mają wysoką zdolność do samofinansowania inwestycji. Relacja nadwyżki finansowej do nakładów inwestycyjnych w 2003 r. w PKE wynosiła 1,75, zaś w elektrowni Bełchatów 0,90. Korzystne są również w obu przypadkach relacje amortyzacji do nakładów inwestycyjnych, które w PKE wynoszą 1,20, natomiast w elektrowni Bełchatów 0,82. Na podstawie powyższych danych można sądzić, że również najbliższe zamierzenia inwestycyjne zostaną sfinansowane w dużej mierze własnymi środkami. Na walnym zgromadzeniu akcjonariuszy PKE w czerwcu 2004 r. postanowiono cały zysk netto osiągnięty w 2003 r. przeznaczyć na cele rozwojowe. Zgodnie z decyzjami zarządu, podjętymi na przełomie 2002 i 2003 r., w elektrowni Bełchatów będzie budowany blok 833 MW. Nowy blok będzie reprezentował najnowszą technikę, co pozwoli sprostać wymaganiom Unii Europejskiej w zakresie emisji zanieczyszczeń, a także zwiększy konkurencyjność przedsiębiorstwa na rynku energii. Zainteresowanie współfinansowaniem budowy bloku wyrażają Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju oraz Europejski Bank Inwestycyjny. Głównym projektem inwestycyjnym realizowanym w Południowym Koncernie Energetycznym SA w 2003 r. i latach następnych będzie przede wszystkim rozpoczęcie prac nad odbudową mocy wytwórczych, czyli budowa bloku 460 MW na parametry nadkrytyczne w Elektrowni Łagisza. Wybrano już technologię kotła, powstały podstawowe projekty, dokonano niezbędnych wyburzeń i przełączeń rurociągów oraz wykonano wiele innych prac przygotowawczych. Do zamknięcia finansowania budowy nowego bloku brakuje ok. 600 mln zł. Środki te planuje się pozyskać z emisji obligacji.

6 Dla finansowania inwestycji ważną kwestią jest struktura organizacyjna sektora energetycznego. Dokonujący się w Polsce proces konsolidacji tego sektora stwarza nadzieję na zwiększenie rozmiarów i racjonalizację inwestycji. Południowy Koncern Energetyczny jest przykładem, że skutecznie przeprowadzona konsolidacja może ułatwić pozyskanie środków na rozwój. Wspomniana już budowa bloku w Łagiszy nie byłaby możliwa, gdyby elektrownia zamierzała finansować ją samodzielnie. Silne finansowo przedsiębiorstwo jest poza tym wiarygodnym klientem instytucji dysponujących odpowiednimi funduszami. Do tej pory producenci energii nie byli uczestnikami giełdy. Na warszawskim parkiecie nie były bowiem notowane akcje żadnej systemowej elektrowni. W związku z tym ciekawie zapowiada się sprzedaż poprzez giełdę mniejszościowego pakietu akcji Południowego Koncernu Energetycznego, która być może nastąpi w czwartym kwartale 2004 r. Kontrakty długoterminowe a możliwości finansowania inwestycji Kontrakty długoterminowe od początku ich obowiązywania wzbudzały kontrowersje i wątpliwości, głównie natury ekonomicznej. Przede wszystkim uniemożliwiały konkurencję na rynku energii, a więc wzmacniały tzw. rynek producenta. Odbiorcy energii, tj. przedsiębiorstwa i gospodarstwa domowe, pozbawione były swobody wyboru dostawcy i nie miały żadnego wpływu na ceny zakupu energii poprzez indywidualnie zawierane transakcje handlowe. Negatywnym rezultatem funkcjonowania kontraktów był woluntaryzm inwestycyjny wyrażający się w tym, że środki pozyskiwane w łatwy sposób nie zawsze były efektywnie wydatkowane, a skutki tej niefrasobliwości ekonomicznej były przerzucane na odbiorcę finalnego. Konieczność zmian nie podlegała więc dyskusji, natomiast sposób restrukturyzacji lub likwidacji KDT pozostawał kwestią wyboru. Podejmowane dotychczas próby opracowania koncepcji rozwiązania kontraktów, z uwagi na skalę problemu, okazały się nieskuteczne. Dopiero w 2002 r., kiedy perspektywa wejścia do Unii Europejskiej stawała się coraz bardziej realna, Rada Ministrów dokonała korekty założeń polityki energetycznej kraju w kierunku liberalizacji rynku energii elektrycznej. Powołany został wówczas Zespół ds. Rynku Energii Elektrycznej i Rynku Gazu Ziemnego, którego zadaniem było opracowanie koncepcji rozwiązania KDT. Prace tego gremium stanowiły podstawę do opracowania projektu ustawy, który został przygotowany przez Ministerstwo Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z udziałem Ministerstwa Skarbu Państwa, Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, Urzędu Regulacji Energetyki, Urzędu Komitetu Integracji Europejskiej, PSE SA oraz Ministerstwa Finansów. W styczniu 2004 r., Rada Ministrów przyjęła projekt ustawy o zasadach rekompensowania kosztów rozwiązania umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej. W projekcie przewiduje się możliwość rozwiązania wszystkich KDT w tym samym dniu, w jednakowy sposób i na jednakowych warunkach dla wszystkich wytwórców. Z uwagi na to, że skutkiem rozwiązania KDT będzie zmniejszenie przychodów producentów energii, przewiduje

7 się przyznanie im rekompensat, których kwotę szacuje się na mld zł. Środki na sfinansowanie rekompensat mają pochodzić z obligacji restrukturyzacyjnych emitowanych na rynkach zagranicznych przez specjalnie do tego celu utworzony podmiot gospodarczy. Na podmiot ten mają być przeniesione prawa do restrukturyzacyjnej opłaty systemowej wnoszonej przez finalnych odbiorców energii. Środki uzyskane ze sprzedaży obligacji będą przeznaczone na wypłatę wytwórcom energii rekompensat, natomiast wykup obligacji restrukturyzacyjnych będzie finansowany z wnoszonej opłaty restrukturyzacyjnej. Podstawowe cele likwidacji KDT to: wprowadzenie na szerszą skalę mechanizmu rynkowego w energetyce, skutkującego racjonalizacją cen energii oraz wzrostem konkurencyjności w całej gospodarce, wzmocnienie sytuacji finansowej producentów energii, ułatwiające im sprawne funkcjonowanie na rynku europejskim, pozyskanie źródeł finansowania nowych inwestycji, wypełnienie zobowiązań wynikających z negocjacji przedakcesyjnych dotyczących ograniczania konkurencji. Efekty realizacji programu rozwiązania kontraktów to przede wszystkim: powstanie rynku odbiorcy i stworzenie równowagi sił niezbędnej do właściwego kształtowania cen, zmniejszenie poziomu zadłużenia elektrowni, średnio o ok. 80%, powodujące stabilizację ich sytuacji finansowej i umożliwiające obsługę długu, rozwój sektora obrotu energią, dzięki likwidacji administracyjnych ograniczeń, obniżenie poziomu gwarancji skarbu państwa związanych z finansowaniem sektora wytwarzania energii, możliwość podejmowania nowych inwestycji w oparciu o rzetelny rachunek efektywności. Projekt ustawy jest przedmiotem prac parlamentarnych, a obecnie jest także uzgadniany z Komisją Europejską. W związku z tymi uzgodnieniami pojawia się podstawowy problem, a mianowicie kwestionowanie polskich propozycji przez Komisję Europejską. Według prawa europejskiego kontrakty długoterminowe traktowane są jako pomoc publiczna państwa, niezgodna z zasadami funkcjonowania rynku konkurencyjnego. Ponadto Komisja sugeruje, aby wbrew początkowemu stanowisku rządu polskiego, rekompensaty były rozłożone w czasie i wypłacane zależnie od kształtowania się bieżących cen rynkowych. Do końca lipca 2004 r. strona polska ma przedstawić nowe zasady wypłacania rekompensat oraz przedstawić Komisji projekt całej ustawy. Mimo wielu spornych i dyskusyjnych kwestii zrealizowanie programu restrukturyzacji kontraktów długoterminowych powinno usunąć bariery rozwoju w sektorze elektroenergetyki i spowodować rozwój rynku konkurencyjnego energii elektrycznej oraz ułatwić dostosowywanie się struktur sektora do zmieniających się warunków. Wielu inwestorów strategicznych uważnie obserwuje dzisiaj nie tylko losy kontraktów

8 długoterminowych, lecz również kondycję całej gospodarki. Jeżeli pozytywne tendencje wzrostowe utrzymają się, to z pewnością znajdą się chętni do bardziej aktywnego inwestowania w sektor energetyczny. Na zliberalizowanym, konkurencyjnym rynku takie parametry ekonomiczne, jak ceny energii, stopy oprocentowania kredytów, obligacji, stopy podatkowe powinny być wystarczającymi instrumentami pobudzającymi inwestycje. Autor jest pracownikiem naukowym w Katedrze Finansów Przedsiębiorstw Akademii Ekonomicznej w Krakowie. Literatura: 1. K. Giermek, K. Godzisz, Restrukturyzacja elektroenergetyki a rozwój rynku konkurencyjnego, Biuletyn URE 2002 nr M. Pawlik, Odtwarzanie mocy wytwórczych w energetyce Polski i Unii Europejskiej, Wokół Energetyki, grudzień W. Mielczarski, Przedsiębiorstwa energetyczne w Unii Europejskiej, Wokół Energetyki, kwiecień Nowoczesny blok energetyczny w elektrowni Bełchatów S.A. szansą krajowej energetyki w unii Europejskiej, Rzeczpospolita 2003 nr Raporty roczne 2003 elektrowni Bełchatów i PKE.