Współdziałanie oznacza mniejsze ryzyko

To główny wniosek z debaty „Inwestycje w elektroenergetyce – możliwość współpracy polskich firm", jaka odbyła się w piątek (9 X) w redakcji „Rzeczpospolitej".

Firmy z udziałem Skarbu Państwa współpracują przy kilku znaczących projektach. Najbliższy zakończenia jest blok w elektrowni w Stalowej Woli realizowany wspólnie przez Tauron PE i PGNiG Termika, a GE jest jednym z głównych dostawców technologii.

– Istotą konsorcjum jest sprawna współpraca partnerów w toku realizacji inwestycji – mówiła w czasie debaty prezes GE na Polskę i kraje bałtyckie Beata Stelmach. – Biorąc pod uwagę wielkość inwestycji, firmy często podejmują decyzje o łącznym finansowaniu. Najlepiej jest, gdy opierają je na kryterium opłacalności, a nie na presji czasu bądź innych zewnętrznych okolicznościach.

Zdaniem dyrektora biura Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej Andrzeja Kani współpraca jest konieczna zwłaszcza w sytuacji, gdy jedna firma nie jest w stanie udźwignąć finansowania i ryzyka z uwagi na skalę projektu, np. w  przypadku elektrowni atomowej.

Wspólny atom

Pierwsza polska elektrownia atomowa może kosztować ponad 50 mld zł. Na udział w projekcie jako udziałowcy spółki PGE EJ, przygotowującej go, zdecydowały się cztery firmy – PGE, Enea, Tauron oraz KGHM Polska Miedź – jeden z największych odbiorców energii w kraju.

– Nie jest tajemnicą, że współpraca firm nadzorowanych przez Skarb Państwa przy niektórych projektach była i powinna być przez tego głównego właściciela reżyserowana, a decyzje inwestycyjne nie zawsze podejmowane były na podstawie realnych i prawdziwych założeniach do przyjmowanego modelu biznesowego – mówił wiceprezes ds. produkcji KGHM Energetyka Roman Walkowiak. – Rozszerzamy działalność w produkcji energii, bo to jest konieczne w KGHM z kilku powodów. Chodzi o niezawodność dostaw, ale i ceny. Jeśli mamy konkurować z firmami z innych krajów, gdzie energia dla przemysłu jest tańsza niż u nas, to musimy mieć do niej dostęp.

Prezes zarządu PGE EJ1 Jacek Cichosz przekonywał, że wejście do akcjonariatu spółki nowych firm umożliwia rozłożenie ryzyka, stabilizuje inwestycję, ale też przynosi korzyści udziałowcom.

– Dla spółek energetycznych to ważna inwestycja z punktu widzenia polityki klimatycznej i zwiększenia udziału niskoemisyjnych technologii wytwórczych w ich miksie paliwowym. KGHM może zapewnić konkurencyjną cenowo energię oraz możliwość udziału w wydobyciu i dostawie do elektrowni paliwa, czyli uranu – mówił Jacek Cichosz. – Wyłączając inwestycje w energetyce jądrowej realizowane w Rosji, Chinach czy Korei Południowej, w każdym kraju elektrownie te realizuje konsorcjum kilku firm. W fiński projekt Fennovoima zaangażowało się ich kilkadziesiąt – kilku dużych odbiorców przemysłowych i wielu mniejszych zainteresowanych odbiorem energii.

Spółka PGE EJ przygotowuje warunki przetargu zintegrowanego, który ma być ogłoszony w tym roku i wyłonić konsorcjum firm do realizacji projektu – dostawców technologii i partnerów biznesowych.

Prezes Cichosz wskazał na rolę państwa przy realizacji projektu, które poprzez swoją politykę może skutecznie wpłynąć na obniżenie kosztów inwestycji. – W żadnym kraju takiej inwestycji nie da się wykonać bez zaangażowania i wsparcia rządu. Nie chodzi o dopłaty z budżetu, ale przede wszystkim o stabilność otoczenia regulacyjnego i modelu rynku, o gwarancje i o infrastrukturę krajową, za którą państwo odpowiada – wyliczał.

Jego zdaniem nakłady inwestycyjne i koszty finansowania należą do kluczowych czynników wpływających na rentowność inwestycji. – Obecnie najniższy koszt finansowania zapewniają agencje kredytów eksportowych stojące za dostawcami technologii i dostawcami głównych komponentów. Na nich liczymy – mówił szef PGE EJ 1.

Finansowanie ze wsparciem

Uczestnicy debaty wskazywali na istotność decyzji podejmowanych przez państwo, zwłaszcza tych regulacyjnych dla inwestycji w elektrowniach konwencjonalnych, ze względu na ich wagę dla bezpieczeństwa energetycznego kraju.

– Nie jest tajemnicą, że na wielu rynkach na świecie produkcja energii wymaga dodatkowego wsparcia. Przy tak dużych inwestycjach niezbędna jest przewidywalność regulacyjna – mówiła prezes Stelmach. Podała przykład kogeneracji, dla której znany jest system wsparcia do roku 2018. Inwestorzy zaś działają w perspektywie wieloletniej, więc brak wiedzy na temat rozwiązań po tej dacie podwyższa ryzyko, a nawet wstrzymuje wiele projektów.

Dyrektor Kania stwierdził, że sytuacja na rynku nie sprzyja inwestycjom w energetyce konwencjonalnej.

– Powinny mieć charakter biznesowy, ale przy cenie energii po ok. 170 zł za megawatogodzinę i rosnących cenach uprawnień do emisji CO2 rozpoczynanie projektów inwestycyjnych jest nieopłacalne. Rentowność pojawia się przy cenie ponad 200 zł, i to o ile zapewnimy pełną pracę nowych bloków lub wynagrodzenie za ich dyspozycyjność dla krajowego systemu – dodał Andrzej Kania. Według niego należy stworzyć takie mechanizmy zachęt dla firm, by były skłonne podjąć się inwestycji, a banki chciały je finansować. Tym bardziej że operator, czyli PSE, nie ma lepszych narzędzi zapewniających bezpieczeństwo systemu niż sterowalność i przewidywalność elektrowni konwencjonalnych.

Wojciech Hann, partner w Deloitte Polska, uznał finansowanie nowych jednostek wytwórczych za jedno z głównych wyzwań. Przyznał, że przy tym poziomie cen energii jest ono bardzo trudne i nawet jeśli wdrożone zostanie nowe rozwiązanie (np. rynek mocy), będzie to dopiero początek drogi do poprawy rentowności tych projektów.

Właśnie o rynek mocy apelują od wielu miesięcy największe firmy. – Budowa bloków węglowych ze względów regulacyjnych, jak i wymagań pakietu klimatycznego, nie do końca spina się finansowo, ale inwestorzy powinni liczyć się z tym, że wsparcie dla inwestycji nie może trwać wiecznie. Kiedyś trzeba będzie je ograniczyć i działać w warunkach rynkowych – mówił wiceprezes Walkowiak.