zapadną nie wcześniej niż za dwa lata.

O inwestycjach tylko się mówi...

Z Kazimierzem Rajczykiem, dyrektorem sektora w Centrali ING Bank Śląski SA rozmawia Jacek Balcewicz

- Jak zmieniła się wiarygodność i zdolność kredytowa polskiej energetyki po rozwiązaniu KDT-ów?
- Ustawa o przedterminowym rozwiązaniu KDT- ów przewiduje wypłatę rekompensat na pokrycie tak zwanych kosztów osieroconych. Zasady rozwiązania KDT-ów były przedmiotem długich negocjacji zarówno z wytwórcami jak i z bankami.

Żaden bank nie zablokował tego procesu, a wytwórcy przyjęli sposób wypłaty rekompensat jako zadowalający. Wiarygodność kredytowa mogła ucierpieć jedynie w przypadku tych beneficjentów KDT-ów, u których nie doszacowano wysokości rekompensat z tytułu kosztów osieroconych w pierwszym roku obowiązywania ustawy. Oczywiście wtedy, jeżeli zbyt małe rekompensaty mogłyby zachwiać płynnością firmy. Z drugiej jednak strony efekt konsolidacji w sektorze zdecydowanie poprawia wiarygodność kredytową samych wytwórców.
- Myślę, że niedoszacowanie i koszty osierocone raczej nie grożą dzisiaj nikomu, ceny energii elektrycznej ochoczo poszybowały ostro w górę...
- Przestrzegałbym jednak przed tak daleko idącym upraszczaniem problemu. W istocie mieliśmy do czynienia z dwoma sprzecznymi, zachodzącymi na siebie zjawiskami. Spodziewanym efektem rozwiązania KDT-ów miała być obniżka cen energii u wytwórców. Niestety nałożył się na to wzrost kosztów paliwa, konieczności zakupu praw do emisji CO2, i wyższy koszt niezbędnych inwestycji odtworzeniowych. W efekcie - zamiast spadku cen energii - mamy wzrost cen. Nawiasem mówiąc KDT-y nie były złem samym w sobie. Zły, wręcz patologiczny, był mechanizm kształtowania cen, jaki zapewniały. Nie zachęcał on do racjonalizacji kosztów, bowiem zapewniał on wytwórcy pokrycie wszystkich, nie zawsze racjonalnych kosztów….
- Stąd „Lexus” został, jako marka, odkryty w pierwszym rzędzie przez energetyków...
- ... między innymi.
- Kiedyś szacowałem, że prawdziwa cena energii winna być liczona jako średnia ważona, cen z Kontraktów Długoterminowych i z rynku wolnego. Posiadacze KDT-ów, mając opłacone w pełni koszty stałe, sprzedawali nadwyżki energii na wolnym rynku, zadowalając się ceną zapewniającą pokrycie kosztów zmiennych. W skali makro wszystko się zgadzało, chociaż ci, którzy KDT-ów nie posiadali, musieli zmierzyć się z zaniżoną ceną na wolnym rynku. Ale nie przypominam sobie, aby którykolwiek zawodowy producent energii elektrycznej w Polsce w tamtym czasie ogłosił z tego powodu upadłość...
- Ale było to niesprawiedliwe i nierynkowe, a na dodatek miało znamiona niedozwolonej pomocy publicznej...
- Co jest w tej chwili gwarantem spłaty kredytów zaciąganych na budowę nowych mocy?
- W 2006 roku z sukcesem zakończyło się konstruowanie finansowania budowy nowego bloku w BOT Elektrownia Bełchatów w oparciu o projekcję przyszłych przychodów, jako główne zabezpieczenie. Z dumą mogę podkreślić, że ING miało w tym projekcie ogromny udział. Aktualnie jednak sęk w tym, że w polskiej energetyce nie ma ani jednego projektu w tak zaawansowanej fazie, aby można było rozmawiać o finansowaniu! Poza dwoma projektami na etapie realizacji: w Bełchatowie i Łagiszy, słyszymy tylko o pomysłach budowy nowych mocy w bardzo ogólnym zarysie. W zasadzie są to hasła. Najbardziej chyba zaawansowane są prace nad rozbudową Elektrowni w Opolu. I z wielkich inwestycji to na razie to tyle…
- Jak to? Niemal każdego tygodnia agencje przynoszą nowe wiadomości na ten temat. Przedstawiciele Vattenfall lustrują pola w okolicach Ścinawy, szukając lokalizacji pod nową elektrownię, CEZ deklaruje budowę nowych bloków na terenie Elektrowni Skawina. Trwają dyskusje, czy to mają być dwa bloki po 500 MW czy jeden 1000 MW. Bogdanka wraca do niegdysiejszego projektu elektrowni „Wschód” i deklaruje 1000 MW, a więc tyle, ile chcemy otrzymywać z nowej Ignaliny. Jesienią ubiegłego roku – a byłem tego świadkiem – prezes Electrabel Polska, podczas konferencji prasowej w Połańcu, deklarował budowę bloku o mocy 1000 MW w Gdańsku...
- Faktycznie jest pomysł budowy niskoemisyjnego bloku węglowego na terenie portu w Gdańsku. Ale póki co, to tylko pomysł. Na razie nie wiemy, czy będzie zgoda władz Gdańska, bo kto będzie chciał w miejscu, które liczy na wpływy z turystyki, stawiać nowe kominy...
- We Frankfurcie nad Menem sam widziałem elektrociepłownię sąsiadującą niemal przez ulicę z osiedlem nowoczesnych apartamentowców. Nic nie leciało z komina, a po jego płaszczu wiło się dzikie wino...
- W Niemczech jest sporo jednostek opartych na gazie, które jako najbardziej elastyczne, są szczególnie pożądane w systemie, w którym ponad 20% mocy pochodzi z farm wiatrowych, gdzie generacja jest zależna od pogody. Może był to jeden z takich obiektów?
- Jeszcze dwa lata temu wszyscy istotni na polskim rynku gracze na temat budowy nowych mocy wypowiadali się z daleko idącą powściągliwością. Dzisiaj każdy deklaruje, że chce coś budować. Taka moda?
- Między deklaracjami na użytek prasy, a konkretnymi wiążącymi decyzjami, droga jest jeszcze daleka. Obawiam się, że rozmowy o finansowaniu budowy nowych mocy w polskiej energetyce rozpoczną się nie wcześniej niż za dwa lata...
- Spróbujmy pospekulować: gdzie w pierwszej kolejności powstanie nowa elektrownia?
- Myślę, że najbliższy decyzji o realizacji jest nowy blok w Elektrowni Opole. Ale i tam trwa dopiero procedura wyboru technologii i nie słyszałem aby zapadła decyzja choćby jakiej mocy będzie planowany blok?
- Właściwie to żadna nowość, jedynie powrót do pierwszego projektu.
- Zgadza się. Ale trzeba pamiętać, że najważniejsze aby wybudować nową elektrownię czy nowy blok potrzebne są trzy podstawowe rzeczy: dostęp do odpowiedniej ilości wody służącej chłodzeniu bloku, wystarczająca ilość paliwa i wyprowadzenie mocy czyli dostęp do sieci. Reszta to sprawy mniejszej wagi...
- Już kilka lat temu na naszych łamach postawiłem tezę, że nowe moce w Polsce powstaną w pierwszym rzędzie w lokalizacjach już istniejących.
- Ma pan rację. Ale jest jeszcze jedna, istotna kwestia, stojąca na przeszkodzie. Pomimo uwolnienia rynku, cena energii elektrycznej w Polsce jest nadal znacznie niższa niż w innych krajach europejskich. I to jest główna przeszkodą w rozbudowie potencjału wytwórczego.
- Kiedy słyszę takie argumenty, zazwyczaj odpowiadam, że płace w Polsce też są dwa - trzy razy niższe niż w Niemczech, cztery - pięć razy niższe niż w Wielkiej Brytanii lub Irlandii. Butelka serbskiego czy macedońskiego wina kupiona w pierwszym lepszym sklepie we wschodniej części Niemiec kosztuje 1 euro, zaś w Polsce w najtańszym sklepie trzeba dać za nią co najmniej trzy razy tyle...
- Ale są pewne kategorie obiektywne: koszt budowy 1 MW mocy wynosi dzisiaj ok. 1,5 mln EUR bez względu na to, w jakim kraju europejskim jest on budowany. Jest kilku dostawców i wszyscy mają ceny na podobnym poziomie. Ceny paliwa też mają swoją wartość rynkową bez względu na to, czy jest to ropa, gaz czy węgiel. O paliwie jądrowym nie mówię, bo energetyki jądrowej nie posiadamy. Podobnie jest z dostawcami kapitału, którzy oczekują stopy zwrotu przewyższającej wielkość inflacji i odpowiadającej cenie pieniądza na rynku. Pola manewru zbyt wielkiego w tym obszarze nie ma.
- Jeśli mamy wolny rynek energii to oznacza, że w myśl reguł tego rynku, działające na nim podmioty na skutek zawinionego lub niezawinionego błędu w zarządzaniu czy planowaniu lub też nieprzewidywalnego splotu okoliczności mogą upaść. Mieliśmy już takie przypadki wcześniej na rynku amerykańskim. Jakie mechanizmy zabezpieczające zwrot udzielonych kredytów w takiej sytuacji ma system bankowy?
- Pożyczanie pieniędzy nierozerwalnie związane jest z ryzykiem. Staramy się je zminimalizować, choć wykluczyć się go w zupełności nie da. Mamy do dyspozycji cały szereg wypracowanych przez dziesięciolecia instrumentów. Hipoteki, zastawy na majątku, przewłaszczenia, cesje wierzytelności. W wypadku upadku producenta energii elektrycznej, bank może próbować sprzedać całość lub wydzieloną część przedsiębiorstwa innemu podmiotowi. Energia elektryczna jest dobrem, od którego współczesna cywilizacja wydaje się być uzależniona w sposób nieodwracalny. Tak więc zapotrzebowanie na nią będzie zawsze.
- Czy zgodzi się Pan z poglądem, że kredyty inwestycyjne w energetyce to jak kredyty hipoteczne na rozwiniętym rynku. Duże kwoty i długi okres kredytowania. Czy obarczone są takimi samymi zagrożeniami?
- Krach na amerykańskim rynku kredytów hipotecznych spowodowany został poprzez nagminne udzielanie kredytów hipotecznych przez podmioty parabankowe osobom, które nie posiadały de facto zdolności kredytowej. I w momencie załamania koniunktury ta piramida na glinianych fundamentach runęła, bo runąć wcześniej czy później musiała... W energetyce sytuacja jest zupełnie inna. Każda decyzja jest bardzo starannie wypracowywana, co może dla otoczenia sprawiać wrażenie opieszałości w działaniu. Ponadto, w przypadku energetyki, mamy do czynienia z działalnością produkcyjną, dotyczącą dobra pierwszej potrzeby, podczas gdy kredyty hipoteczne służą zaspokajaniu potrzeb konsumpcyjnych, a źródłem spłaty są zwykle dochody z pracy najemnej. Utrata pracy lub wzrost kosztów utrzymania jest zwykle początkiem problemów. Szczególnie dotyczy to tzw. rynku kredytów sub-prime, gdzie kredytodawcy z góry akceptują wyższe ryzyko osób o niewielkich dochodach.
- Prof. Jerzy Niewodniczański, szef Państwowej Agencji Atomistyki powiedział na łamach poprzedniego numeru „EG”, że jednym z warunków powstania w Polsce elektrowni jądrowej jest tani kredyt na poziomie 5 proc. rocznie. Ponieważ erę złotówki po 5 proc. rocznie mamy już w Polsce chyba za sobą, czy oznacza to, że z punktu widzenia inżynierii finansowej, taka elektrownia w Polsce nie powstanie bez względu na obawy i protesty ekologów?
- Nie podzielam tego poglądu i takich obaw. Nie sądzę, aby różnica 1% czy nawet 2% w oprocentowaniu decydowała o opłacalności całego przedsięwzięcia i być albo nie być energetyki jądrowej w Polsce. Oczywiście gwałtowny wzrost oprocentowania w warunkach hiperinflacji mógłby mieć znaczenie, ale myślę, że to nam nie grozi…
- Joanna Strzelec-Łobodzińska, pierwsza szefowa Taurona Polskiej Energii przyznała kilka miesięcy temu, że zaraz po konsolidacji pojawiło się sporo ofert kredytowych dla tej nowej przecież firmy na sfinansowanie fuzji i przejęć oraz budowę nowych mocy, czego nie doświadczały poprzednio firmy wchodzące w skład tej grupy, działające pojedynczo. Co wpłynęło na tę cudowną zmianę okoliczności?
- Niewątpliwie zadziałał tu efekt skali. A dodatkowo wzmocnienie przedsiębiorstw wytwórczych spółkami dystrybucyjnymi, mającymi bezpośredni dostęp do klienta. Zresztą skala kredytów udzielonych na przejęcia nie była zbyt oszałamiająca.
- Jakie widzi Pan możliwości finansowania potrzeb inwestycyjnych dystrybucji, która nie generuje wprawdzie nowych mocy czyli wolumenu produkcji, ale warunkuje sprawną sprzedaż. Michał Krupiński, wiceminister odpowiadający w MSP poprzedniego rządu za energetykę nie krył, że inwestując milion złotych w moce wytwórcze, trzeba zarezerwować jednocześnie 700 tys. zł dla koniecznych inwestycji w dystrybucji.
- O ile spółka obrotu może upaść lub zostać łatwo zastąpiona innym podmiotem, o tyle operator systemu dystrybucyjnego ze swoją infrastrukturą będzie trwał niezmiennie. I wszystko na to wskazuje, że w przyjętym modelu będzie naturalnym monopolistą nie podlegającym konkurencji. Kredytowanie potrzeb inwestycyjnych dystrybucji obarczone jest stosunkowo niskim ryzykiem i operatorzy systemów dystrybucyjnych nie powinni mieć problemów z dostępem do potrzebnych kredytów. Spodziewać się jednak należy, że w przypadku zintegrowanych Grup wytwórczych finansowanie odbywać się będzie na poziomie całej Grupy.
- Czy potrzeby kredytowe górnictwa nie będą konkurowały z potrzebami kredytowymi energetyki?
- Jedną z podstawowych kwestii przy ocenie projektów inwestycyjnych w energetyce jest pytanie o zapewnienie dostaw paliwa w okresie spłaty inwestycji. Zresztą można zaobserwować tej chwili tendencję do wiązania się energetyki z górnictwem długoterminowymi umowami gwarantującymi dostawy. Tak np. czyni w tej chwili EdF. Nie widzę tu dylematu górnictwo czy energetyka? Obydwie te branże są ze sobą tak powiązane, że trudno sobie wyobrazić w polskich warunkach rozwój energetyki bez rozwoju górnictwa czy rozwój górnictwa bez odbiorców z sektora energetycznego. Sektor bankowy dysponuje wystarczającymi środkami dla obsłużenia potrzeb inwestycyjnych obu sektorów gospodarki. Nie ma tu mowy o jakimkolwiek wyścigu po rzadkie dobro.
- Czy z punktu widzenia bezpieczeństwa udzielnych kredytów, obowiązkowe wydzielenie działalności handlowej ze spółek gazowniczych i jej ponowna konsolidacja w obrębie całego PGNiG podniosło ten poziom osłabiając konkurencję czy odwrotnie? Spółka obrotowa w gazownictwie potrzebuje jedynie kredytu obrotowego na sfinansowanie swojej działalności i - w zasadzie - symbolicznych pieniędzy na marketing. Rozdrobnieni lokalni operatorzy poszczególnych systemów dystrybucyjnych, muszą inwestować w rozwój i utrzymanie sieci. Czy w takiej konfiguracji na obecnym etapie rozwoju są wiarygodni dla instytucji finansowych?
- Nie ma to specjalnego znaczenia. Tu sytuacja jest analogiczna jak w energetyce.
- Ja postąpiłbym odwrotnie. Niechaj handlowcy konkurują i ścigają się między sobą, a sieć i dystrybucja w zasadzie jest działalnością regulowaną więc im większa firma tym większy efekt skali, tym większe możliwości kredytowe i inwestycyjne.
- Tak jak powiedziałem wcześniej – nie ma to specjalnego znaczenia. Uważam, że operatorzy sieci przesyłowych zawsze będą mieli stosunkowo łatwy dostęp do finansowania. Efekt skali ma tu mniejsze znaczenie, niż w przypadku spółek handlowych.
- Dziękuję za rozmowę.