Brak przestrzeni na kolejne wydatki

Josef Pospisil | Z dyrektorem zespołu europejska energetyka i transport w Fitch Ratings rozmawia Aneta Wieczerzak-Krusińska

Coraz więcej instytucji finansowych rewiduje podejście do kredytowania węglowych aktywów. Czy ten trend będzie się pogłębiał?

Dziś podobne pytania zadają nam przedstawiciele funduszy inwestycyjnych. Rzeczywiście, europejskie i światowe banki zaczynają wprowadzać limity, jeśli chodzi o udział finansowania udzielanego inwestycjom opartym na węglu. To jest jeden z trendów, które pojawiają się na horyzoncie na fali dyskusji dotyczącej zmian klimatu i modyfikowania polityk energetycznych wielu krajów w kierunku odnawialnych źródeł.

Jestem jednak przekonany, że nie zabraknie też takich banków, które zobaczą swoją szansę w finansowaniu węglowych bloków. Dostępne finansowanie może się skurczyć, ale nie zniknie zupełnie. Większy problem ze zdobyciem środków może się pojawić w przypadku nowych projektów elektrowni opalanych węglem. Te obecnie prowadzone mają już w większości zapewnione źródła finansowania.

Ale według mnie prędzej czy później będą musiały zostać stworzone ramy do inwestowania w energetykę węglową, czyli pojawi się system wspierający czy to w postaci płatności za moc, czy kontraktu różnicowego. To zwiększy możliwości finansowania projektów.

PGE spisała na straty aktywa warte prawie 9 mld zł oparte na węglu brunatnym. Podobne odpisy robiły kilka lat temu koncerny europejskie. Czy to znaczy, że nasze spółki przejdą tę samą drogę do transformacji?

Różnica polegała na tym, że w Europie na straty spisywano aktywa gazowe i trochę węglowych. Ograniczono liczbę elektrowni opartych na tych paliwach, co nie znaczy, że zupełnie wycofano je z rynku. W Niemczech, które są najbardziej zaawansowane, jeśli chodzi o transformację energetyki w kierunku zielonych technologii, węgiel kamienny i brunatny wciąż są najważniejszym źródłem energii. Tak pozostanie, nawet jeśli część bloków zostanie przesunięta do rezerwy.

Co więcej, w przyszłości do łask mogą wrócić gazówki, jeśli ceny uprawnień do emisji CO2 pójdą w górę, a ceny paliw jeszcze mocniej spadną. Elektrownie gazowe będą potrzebne do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii, czego nie mogą zapewnić odnawialne źródła.

A jednak E.ON podzielił się na dwie części: tę do wygaszenia i tę przyszłościową.

E.ON zdecydował, że lepiej dać inwestorom przejrzysty podział, by na tej podstawie mogli podejmować własne decyzje inwestycyjne. Taką strategię i model funkcjonowania biznesu mogą obrać także polskie spółki, ale dopiero w przyszłości. Transformacja polskiej energetyki nie dokona się w ciągu jednej nocy. Węgiel dominuje w sektorze wytwarzania w Polsce i będzie ważny tak długo, jak długo będą funkcjonować dziś budowane bloki na czarne paliwo, czyli kolejne 40–50 lat.

Jednak już teraz widać działania związane z dywersyfikacją miksu paliwowego, bo polska polityka energetyczna mówi o włączeniu do niego energetyki atomowej i zwiększeniu mocy odnawialnych źródeł. Polska ma inny punkt wyjścia do tej transformacji, ale też jest większe poparcie polityczne dla węgla. Zresztą przebudowa modelu energetyki nigdy nie odbywa się z dnia na dzień. Niemcy docelowo ograniczą rolę węgla, a Wielka Brytania zadeklarowała wycofanie się z niego do 2025 r. Ale na przestawienie się ma dziesięć lat.

U nas ryzyko polityczne związane z możliwością łączenia firm energetycznych i spółek górniczych dołuje kursy tych pierwszych. W niektórych przypadkach, np. Tauronu, jest też powodem do rewizji ratingów.

Tauron jest spółką najbardziej zadłużoną spośród czterech polskich firm energetycznych i stojącą przed dużymi wydatkami. Przejęcie generującej straty i wymagającej dużych inwestycji kopalni Brzeszcze, a także gorsze perspektywy segmentu dystrybucji spowodowały zmianę naszej perspektywy ratingu Tauronu na negatywną ze stabilnej.

Z kolei Enea, która miała znacznie niższe zadłużenie i większą elastyczność programu inwestycyjnego niż Tauron, przejęła Bogdankę, która jest jedną z najbardziej dochodowych w Polsce spółek wydobywczych – firmę z relatywnie niskimi kosztami wydobycia i dobrą jakością aktywów.

Jest też miejsce na wygenerowanie synergii między Eneą i Bogdanką, która jej największym dostawcą węgla dla poznańskiej grupy. Te wszystkie czynniki spowodowały, że w przypadku Enei nasza perspektywa ratingu się nie zmieniła i pozostała stabilna pomimo przejęcia Bogdanki.

Cały czas jest jednak ryzyko przejęcia przez nią KHW czy budowy (wspólnie z Energą) bloku węglowego w Ostrołęce.

Plany inwestycyjne do roku 2020 deklarowane zarówno przez Energę, jak i Eneę w naszej ocenie wyczerpują przestrzeń, by spółki te pozostały na bezpiecznych poziomach, jeśli chodzi o założone przez nas poziomy dźwigni finansowych.

Maksymalne poziomy tych dźwigni zostaną osiągnięte w 2017 r i 2018 r. Jeśli pojawią się dodatkowe wydatki ponad obecne plany, np. związane z budową ostrołęckiego bloku, może być to podstawą do rewizji ratingów.

Ale najpierw musielibyśmy poznać szczegóły potencjalnych nowych inwestycji.

CV

Josef Pospisil kieruje zespołem energetyka i transport w regionie EMEA w Fitch Ratings, do którego dołączył w 2009 r. Z agencją był wcześniej związany w latach 2000–2005. Pracował też m.in. w Baring Asset Management i Duff & Phelps Credit Rating. Jest absolwentem Akademii Ekonomicznej w Pradze.