Energetyka wymaga konsolidacji

Branża energetyczna wymaga szybkich zmian. Wprowadzane unijne regulacje dotyczące klimatu i ograniczeń emisji CO2 są nieodwracalne. Każdy kraj musi się z nimi zmierzyć. Także Polska. Brak skutecznych rządowych decyzji i odwlekanie działań naprawczych może skutkować problemami dla środowiska i gospodarki, jakich dziś sobie nie wyobrażamy. Warto więc poszukać rozwiązań, które w polskiej energetyce mogą się sprawdzić.

Dobre wzorce

Skoro przedstawiciele władz nie wiedzą, jak powinien wyglądać rynek energii w Polsce, to może warto się przyjrzeć, jak robią to inni. Gdzie zachodzące zmiany nie koncentrują się tylko na technologiach, ale na innej organizacji samego rynku. Tak jest np. w Niemczech, gdzie model biznesowy i organizacyjny rynku energii do niedawna był zbliżony do polskiego z konstrukcją hierarchiczną: wytwarzanie, dystrybucja, obrót.

W takim otoczeniu przyszło się zmierzyć koncernom RWE i EON z nową sytuacją na rynku i spróbować znaleźć wyjście z wydawałoby się beznadziejnej sytuacji (RWE, desperacko poszukując rozwiązania, rozmawiało nawet o sprzedaży pakietu 20 proc. swoich udziałów rosyjskiemu Gazpromowi w 2012 r.). RWE powołało do tego spółkę celową INNOGY, do której przeniesiono tzw. aktywa obiecujące, tj. odnawialne źródła energii, dystrybucję z usługami sieciowymi oraz klientów końcowych. Natomiast w RWE zostawiono aktywa wytwórcze węglowe, gazowe i energetykę jądrową oraz sprzedaż hurtową związaną z dużymi odbiorcami. Tak powstała spółka charakteryzuje się płaską strukturą organizacyjną i objęła wszystkie kraje, w których RWE działa. Kolejnym krokiem w rozwoju było wejście na giełdę, gdzie frankfurcka giełda wyceniła INNOGY na blisko 20 mld euro. Następnie spółka rozpoczęła poszukiwania dodatkowych wartości na rynku związanym z bliskością klienta, jego nowymi potrzebami wraz z rozwojem i zastosowaniami technologii cyfrowych, a także szerokim otwarciem na elektryczny transport.

Kolejnym etapem przemian na rynku niemieckim stało się przejęcie przez EON spółki INNOGY w marcu 2018 r. Transakcja ta przebudowuje całkowicie model organizacyjny rynku energii. EON zaproponował całkowite rozdzielenie wytwarzania energii od reszty aktywności na rynku. I tak EON, przejmując INNOGY, wymienia się aktywami z RWE – w efekcie EON będzie działał na rynku infrastruktury przesyłowej i sprzedaży do klienta końcowego, a RWE będzie wyłącznie wytwórcą energii elektrycznej. Od kilkunastu miesięcy urzędy regulacyjne w krajach, gdzie działają wymienione firmy, badają, czy ta transakcja nie zaburzy aktywności na rynku. Osobnym badaniem zajmuje się Komisja Europejska sprawdzająca konsekwencje transakcji i istotnych zmian organizacyjnych na rynku energii.

Współpraca z państwem

Warto się też przyjrzeć sytuacji branży na rynku francuskim. Wraz z uruchomieniem programu eliminacji emisji CO2 wydawało się, że jest to jedyny rynek energii, który nie będzie musiał się specjalnie dostosowywać do programu ETS. Na przełomie 2015–2016 roku wykonano audyt elektrowni jądrowych będących w posiadaniu EDF, które dostarczają ok. 70 proc. energii elektrycznej na rynek francuski .

Audyt pokazał, że koncern potrzebuje ok. 100 mld euro na niezbędne modernizacje, przy jednoczesnym dużym zaangażowaniu kapitałowym w budowę nowych elektrowni jądrowych. Aby zgromadzić fundusze, EDF postanowił sprzedać niektóre swoje aktywa. W ten sposób zdobył ok. 10 mld euro. Dominujący udziałowiec w EDF, czyli państwo, zlecił zarządowi koncernu opracowanie nowej strategii. Zakłada ona wyłączenie aktywów jądrowych z bilansu EDF i przekazanie ich do spółki celowej będącej w całości własnością Skarbu Państwa. EDF miałby w zarządzaniu infrastrukturę przesyłową wraz z usługami dystrybucji oraz obrót energią. Po takim przekształceniu firmie ubywa przychodów z wytwarzania, niemniej jednak nie ma konieczności angażowania ogromnych środków finansowych w modernizację i utrzymanie elektrowni jądrowych. Jest to też swego rodzaju sprytna ucieczka od kosztów likwidacji elektrowni, których koszt będzie obciążał bilans EDF przez 50–60 lat. Nie przeszkadza to jednak w kontynuowaniu inwestycji poza Francją. Taka odchudzona wersja EDF otrzymuje szansę na znalezienie swojego miejsca na rynku OZE oraz w projektach związanych z technologiami cyfrowymi i emobility.

Czy można wykorzystać niemieckie lub francuskie doświadczenia do transformacji polskiego rynku energii? Bez wątpienia tak. Nie może się to jednak odbyć bez ponadpartyjnej zgody co do podstawowych kierunków zmian. Przykładem może być deklaracja niemieckiego rządu z końca 2018 r. o zaprzestaniu wykorzystania węgla do wytwarzania energii elektrycznej do 2038 r. Program został wynegocjowany ze stroną społeczną przy zadeklarowanym wsparciu rządu sumą blisko 40 mld euro. Otwiera to tym samym ostatni akt dekarbonizacji niemieckiej energetyki, a zarazem buduje przestrzeń pod nowe rozwiązania na rynku energii, tworząc wartość dla całej gospodarki.

Propozycje dla Polski

Podstawę polskiej energetyki stanowią cztery pionowo zintegrowane koncerny; PGE, Tauron, Enea i Energa. Ich kapitalizacja w czerwcu 2019 r. wahała się między 25 a 30 mld zł. Mieści się to między jedną trzecią a jedną czwartą ich wartości w porównaniu z okresem, kiedy wchodziły one na giełdę. Dla porównania czeski CEZ jest wyceniany na blisko 48 mld zł. Zależne od węgla polskie firmy energetyczne nie są w stanie wyjść poza technologie i rozwiązania z nim związane. Tak zorganizowana struktura polskiego rynku energii nie jest zdolna do przeprowadzenia wspólnie dużej inwestycji, takiej jak budowa elektrowni jądrowej. Prowadzi to do wniosku o konieczności transformacji polskiego rynku energii i nowego porządku organizacyjnego z nowym modelem biznesowym.

Wariant 1

Powrót do koncepcji połączenia PGE z Energą, która wciąż jest racjonalna. Równolegle powinno dojść do połączenia Tauronu z Eneą. To pasywny krok, niemniej poprawia w lekkim stopniu sytuację ekonomiczną wszystkich spółek biorących w tym udział. Tauron i Enea, obarczone ogromnymi kosztami inwestycji, uczestniczą w chałupniczym procesie ratowania polskiego górnictwa. To sprawia, że nie będą mogły się samodzielnie zrestrukturyzować. Stworzenie dwóch nowych dużych koncernów daje szansę na krótkoterminowe kontynuowanie działalności. Dalszy krok mógłby wyglądać następująco. PGE/ENERGA i TAURON/ENEA tworzą spółki córki PE1 i TE1, w których pojawiają się tzw. aktywa perspektywiczne: infrastruktura przesyłowa, obrót, czyli klienci końcowi, oraz odnawialne źródła energii. Rozdzielamy w ten sposób działania związane z wytwarzaniem z węgla wraz ze sprzedażą hurtową, które zostają w spółce matce. Takie rozwiązania przeprowadzane przez niemieckie spółki energetyczne doprowadziły do stworzenia nowego porządku na rynku.

Wariant 2

To kontynuacja Wariantu 1 polegająca na oszacowaniu możliwości wejścia nowych spółek PE1i TE1 na giełdę. Dałoby to możliwość ich wyceny i weryfikacji rynkowej oraz oszacowania wartości spółek matek mających w dyspozycji aktywa węglowe. Upublicznienie uwiarygodniłoby również możliwości pozyskiwania finansowania nowym spółkom – wiele instytucji finansowych nie finansuje inwestycji związanych z węglem. Otwiera to także drogę do kolejnych przekształceń. Umożliwia budowanie pozycji spółek przy nowych wyzwaniach związanych z masowym zastosowaniem rozwiązań cyfrowych: zarządzanie urządzeniami, kontrolą i serwisowaniem systemów inteligentnych, zarządzaniem (niesamodzielnie) rozproszonymi sieciami komputerowymi, takimi jak emobility. Wpływałoby to na budowę całego ekosystemu związanego z budową emobility, wypracowaniem i narzuceniem własnych standardów.

Wariant 3

W tym rozwiązaniu punktem ciężkości stają się sieci dystrybucyjne. Stanowią one podstawę działań operacyjnych i dochodowych wcześniej zaproponowanego podziału, takiego jak PE1 i TE1. Pakiety regulacyjne, w tym unbundling, nakazują rozdzielenie od siebie działalności w obrębie przesyłania i dystrybucji energii od wytwarzania i obrotu. Działalność przesyłu i dystrybucji jest regulowana i podlega corocznej ocenie oraz ustaleniu taryf przez prezesa Urzędu Regulacyjnego Energetyki. Jest to najbezpieczniejsza część działalności na rynku energii. Z dość dużą dokładnością można przewidzieć, zaraz po ustaleniu taryf, jak będzie wyglądał wynik finansowy części dystrybucyjnej w danym roku. Wartość EBIDTA w spółkach dystrybucyjnych (PGE, Energa, Enea, Tauron) waha się w przedziale od 4 do 6 mld zł. Z kolei znane transakcje, polegające na sprzedaży sieci dystrybucji przy gwarancji stabilności prawnej w zakresie działalności infrastruktury przesyłowej, dają wycenę 10–18 razy większą niż wartość EBIDTA. Jest to dość atrakcyjne miejsce do inwestycji dla funduszy długoterminowych, funduszy emerytalnych itp. Konieczna – przy tego typu transakcjach – jest stabilność warunków prawnych i operacyjnych dla kupujących podmiotów. Stwarza to możliwość pozyskania dużego kapitału, niezbędnego polskiej energetyce, chociażby do inwestycji w budowę elektrowni jądrowej.