|
Aktualności
|
|
Informacje
Numery
Numer 12/2006
Ceny jakie na polskim rynku otrzymują wytwórcy energii elektrycznej nie pozwalają na budowę nowych m
|
|
|
Rozmowa z Kazimierzem Rajczykiem, dyrektorem ds. obsługi sektora energetycznego ING Bank Śląski.
|
- Negocjacje z bankami w sprawie sfinansowania budowy nowego bloku energetycznego w elektrowni „Bełchatów” trwały 17 miesięcy. To mniej więcej tyle, ile wynosi połowa całego cyklu inwestycyjnego. A mówiło się, że przecież Bełchatów to największa w Europie pracująca na węglu brunatnym elektrownia, idealnie zlokalizowana, legitymująca się znakomitymi wynikami ekonomicznymi, wytwarzająca najtańszą energię elektryczną, posiadająca znaczący, stosunkowo młody jeszcze majątek...
- Mówimy tutaj o finansowaniu inwestycji wartości miliarda euro. To bardzo duży, skomplikowany kontrakt. Nie możemy powiedzieć, że banki piętrzyły trudności ponad miarę. Niewiele kwestii było wątpliwych, poza dynamicznie zmieniającym się otoczeniem zewnętrznym. Wola wszystkich stron tego przedsięwzięcia, od samego początku negocjacji była jasna i czytelna. Wszyscy zmierzali do jednego celu. I ani przez moment nie mieliśmy wątpliwości, że nie doprowadzimy negocjacji do końca.
- Elektrownia Bełchatów ogłosiła przetarg na finansowanie nowej inwestycji, a więc sytuacja uległa odwróceniu – upraszczając - to nie inwestor przyszedł do banku po pieniądze, a mówiąc elegancko – mając pewność swojej pozycji - zaprosił banki i instytucje finansowe z pieniędzmi do siebie. Wszystkim wydawało się, że Bełchatów to „pewniak”, który ruszy w pierwszej kolejności. A tymczasem ta budowa wystartowała jako ostatnia z trzech dużych inwestycji realizowanych w polskiej energetyce.
- Z takim twierdzeniem się nie zgodzę. Bełchatów jako pierwsza z trzech elektrowni realizujących inwestycje zamknął finansowanie! Natomiast negocjacje w sprawie finansowania „Łagiszy” trwały bez mała trzy lata, a emisja pierwszej transzy obligacji ma dopiero nastąpić w najbliższych dniach. Z kolei PAK II przez pewien czas stał w ogóle pod znakiem zapytania i wydawało się, że tej budowy nie da się wcale dokończyć... Tak więc historia negocjacji w sprawie finansowania Bełchatowa jest znacznie krótsza i jeżeli odbiega od jakiejś „krajowej normy” to zdecydowanie na plus. Natomiast przetargi na finansowanie inwestycji w energetyce są dziś na porządku dziennym. To naturalna procedura, wymagana zresztą prawem.
- Jaki wpływ na wydłużenie negocjacji miały mające miejsce w tzw. międzyczasie przekształcenia organizacyjne: najpierw powołanie do życia holdingu BOT, a teraz budowa narodowego championa w postaci Polskiej Grupy Energetycznej?
- Byłbym nieszczery, gdybym powiedział, że nie miały wpływu. To trochę jak dorzucanie do istniejącego już układu równań kolejnych niewiadomych. W takiej sytuacji zawsze pojawia się trudne do zidentyfikowania ryzyko.
- Jak na przykład to, że mocniejsza firma będzie zmuszona do wspierania słabszej?
- Dobry przykład.
- Nie ulega wątpliwości, że kształt i konfiguracja Polskiej Grupy Energetycznej ma zasadniczy pierwszoplanowy cel: rozwiązanie kontraktów długoterminowych jak najmniejszym kosztem. Przesłanie jest czytelne: państwowi producenci energii elektrycznej, którzy historycznie zostali wywianowani kontraktami długoterminowymi, w zamian za dobrowolne odstąpienie od nich, zostaną wyposażeni w państwowe – póki co jeszcze - spółki dystrybucyjne.
- My patrzymy przede wszystkim na przepływy finansowe. Najistotniejsze będzie to, czy zmiany organizacyjne wygenerują w efekcie dodatnie przepływy finansowe, w mniejszym zaś stopniu patrzymy na sam wzrost wartości firm produkcyjnych z racji wyposażenia je w spółki dystrybucyjne. Nikt nie będzie spłacał zaciągniętych kredytów z majątku spółek dystrybucyjnych. Najważniejsze z naszego punktu widzenia będzie to, czy tak zreorganizowane firmy będą w stanie wypracować zyski pozwalające na spłatę wcześniej zaciągniętych zobowiązań.
- Słyszałem opinię, że według unijnego dekalogu, nasze kontrakty długoterminowe nie są wcale grzechem śmiertelnym, są natomiast błędem negocjacyjnym. Całe obecne nieszczęście polega na tym, że w trakcie negocjacji akcesyjnych nie zostały w odpowiednim czasie zgłoszone i dokładnie opisane. Negocjatorzy pełni optymizmu zakładali zapewne, że do momentu wejścia Polski do UE uda się z tym problemem uporać.
- Kontrakty długoterminowe w obecnym kształcie są ewidentnie instrumentem antyrynkowym, blokującym konkurencję poprzez mechanizm budowania ceny, który nie motywuje do obniżki kosztów, a ma przede wszystkim zapewnić możliwość spłaty zobowiązań kredytowych. Ale to tylko jedna strona medalu.
- Ale to przecież banki nalegały na ich podpisanie...?
- Wtedy, kiedy je zawierano, nie było innego sposobu zagwarantowania spłaty udzielonych kredytów. Panowała duża inflacja, była niepewność, co do kursu złotówki i w ogóle rozwoju sytuacji gospodarczej w Polsce.
- Elektrociepłownie Warszawskie już jakiś czas temu dobrowolnie zrzekły się swojego kontraktu, natomiast Elektrociepłownia „Kraków” stoi na stanowisku, iż jej kontrakt - nawiasem mówiąc, niezwiązany z żadną inwestycją tak modernizacyjną jak i ekologiczną - jest integralnym elementem umowy prywatyzacyjnej. Mówiąc inaczej, kupiono zakład za określoną cenę wraz z gwarancją zbytu produkcji dającą określoną rentowność. Gdyby tej gwarancji nie było, oferta zakupu byłaby niższa, albo w ogóle by jej nie było. Teraz licząc „od tyłu”, trzeba by wyliczyć, ile nadpłacono w zamian za ten kontrakt... Czy to w ogóle możliwe?
- Rzetelne oszacowanie tzw. kosztów osieroconych zawsze nastręcza sporo kłopotów. I prawie nigdy nie ma absolutnej pewności, że są to wielkości adekwatne.
- Dla mnie wypłata ekwiwalentu za koszty osierocone też w pewnym sensie jest antyrynkowa, bo po co się starać racjonalizować koszty wytwarzania, skoro różnicę między ceną ustaloną przez rynek, a ceną własną wypłaci dobry wujek, a tak naprawdę zapłacą - wbrew własnej - woli konsumenci. Dlatego też bliska mi jest teza prof. Jana Czekaja, autora przed laty bodaj najobszerniejszej książki o kontraktach długoterminowych, a obecnie członka Rady Polityki Pieniężnej, że najtaniej by było, aby pozwolić na to by kontrakty wygasły same...
- Mam nadzieję, że uda się w końcu znaleźć rozwiązanie kwestii KDT-ów zadowalające wszystkie strony. Natomiast chciałem zwrócić uwagę na inny większy i bardziej brzemienny w skutkach problem. Niskie ceny, jakie wytwórcy otrzymują za energię elektryczną w Polsce nie pozwalają dziś na odbudowę mocy i budowę nowych mocy wytwórczych w takim tempie, jakiego wymaga stan naszej energetyki. Większość biznesplanów nie domyka się, albo czas zwrotu zainwestowanych kapitałów przy tak niskiej rentowności wydłuża się niebotycznie, czyniąc inwestowanie w Polsce w energetykę zupełnie nieatrakcyjnym.
- Słyszałem o prostej relacji 1 MW to 1 mln euro.
- Dzisiaj trzeba już mówić relacjach 1 MW – 1,5 mln euro. Boom na budowę nowych mocy wytwórczych na rynku europejskim spowodowany chęcią partycypacji w rozdziale limitów na emisje CO2 na lata 2008-2012 sprawił, że ceny turbogeneratorów, kotłów i samej stali skoczyły mocno do góry.
- A jeśli znaczna część dostaw będzie realizowana przez polskie fabryki?
- Dzięki kosztom robocizny, która na polskim rynku jest tańsza - można zaoszczędzić 7 do 10 procent, a więc ostatecznie 1 MW nowych mocy może nas kosztować dzisiaj nie 1,5 mln, a 1,35 mln euro. Te koszty rozkładają się w zależności od typu elektrowni i rodzaju paliwa. Najtańsze i relatywnie najprostsze, a więc najszybsze w budowie są elektrownie gazowe. Sama elektrownia gazowa to ok. 12 proc. całego przedsięwzięcia, zaś 76 proc. to koszty paliwa, a przy elektrowniach węglowych te relacje to 30–32 proc. do 40–41 proc. na paliwo. W przypadku elektrowni jądrowych na inwestycje trzeba wydać 50 proc., zaś paliwo kosztuje już tylko 12 proc.
- Jakby nie patrzeć, ciągle jest drogo! Skąd wziąć takie pieniądze? Skoro ceny mamy światowe, a zarobki krajowe. Polski konsument jest biedny, bodaj najbiedniejszy w całej Unii.
- Cena prądu – mówiąc kolokwialnie - na płocie elektrowni to 1/3 tego, co płaci odbiorca finalny.
- Przesył i dystrybucja też zapewne wykażą swoje potrzeby inwestycyjne wcale nie mniej ważne niż u wytwórców. Na początku lata okazało się, że nie tylko na północy Polski brakuje dużego zawodowego źródła prądu, ale także linii wysokiego napięcia okalającej stolicę od północy, pozwalającej zasilić te części miasta energią wyprodukowaną na południu.
- Biorąc pod uwagę, że taryfy przesyłowe do tej pory zatwierdzał Urząd Regulacji Energetyki, to on de facto decydował arbitralnie o tym, kto i ile może zarobić. Ale chciałbym zwrócić uwagę inną bulwersującą mnie kwestię. Chodzi mianowicie o możliwe konsekwencje planowanego wzrostu obligatoryjnych zakupów minimalnych ilości energii ze źródeł odnawialnych. Budowa parków wiatrowych czy turbin wodnych to inwestycje na lata. Aby uniknąć kar, wytwórcy zintensyfikują współspalanie biomasy, co może paradoksalnie prowadzić do degradacji środowiska naturalnego. Rośliny energetyczne są - wbrew pozorom - bardzo wymagające w uprawie i zwykle ich uprawa możliwa jest w dużej odległości od źródeł spalania. Spowoduje to, że na nasze drogi wyjadą tysiące TIR-ów, wiozących setki kilometrów biomasę, rozjeżdżając nasze i tak kiepskie drogi i emitując do atmosfery tony spalin… Nikt jak na razie nie liczy, ile to tak naprawdę nas kosztuje. Do tego dodać należy koszty szybciej zużywających się instalacji w elektrowniach, nie przystosowanych z założenia do tego typu paliwa.
- Dziękuję za rozmowę
Dokończenie znajdziesz w wydaniu papierowym. Zamów prenumeratę miesięcznika ENERGIA GIGAWAT w cenie 108 zł za cały rok, 54 zł - za pół roku lub 27 zł - za kwartał. Możesz skorzystać z formularza, który znajdziesz tutaj
Zamów prenumeratę
|
|
|
|
