Bardzo często w polskim sektorze energetycznym zakupowi przez inwestora strategicznego towarzyszy restrukturyzacja operacyjna i technologiczna, nowe inwestycje, transfer know-how. Zyskują na tym klienci końcowi.
IRENEUSZ CHOJNACKI
Na ofertę sprzedaży Enei odpowiedział tylko niemiecki koncern RWE. Czy to znaczy, że polska energetyka jest dla inwestorów mało atrakcyjna?
WOJCIECH HANN*
Reklama
Uważam, że jest wręcz przeciwnie. Nie jest dobrym profesjonalnym zwyczajem publiczne komentowanie toczącej się transakcji – i ja nie zamierzam tego robić. Natomiast uważam, że faktu, iż w konkretnym procesie, na konkretną ofertę sprzedaży akcji odpowiedział jeden z czołowych europejskich i światowych graczy na rynku energetycznym, i – jak donosiła prasa – jeden z funduszy private equity – nie należy interpretować jako sygnału o niskiej atrakcyjności w oczach inwestorów polskiej energetyki jako takiej.
Na przykład, doniesienia prasowe o wysokim zainteresowaniu inwestorów przygotowywaną ofertą PGE świadczą o czymś zupełnie odwrotnym. Nie zapominajmy też, że rozważane nowe inwestycje zachodnich inwestorów: budowa elektrowni przez RWE z Kompanią Węglową, inwestycje Vattenfall w Warszawie, Fortum w Częstochowie, Electrabel w Połańcu, plany budowy nowych mocy przez EdF, zainteresowanie energetyką wiatrową ze strony Iberdrola lub EDP, są ewidentnym dowodem, że na brak zainteresowania ze strony zagranicznych inwestorów polska energetyka narzekać nie może.
Pojawiają się obawy, że o ile elektrownie nie zostaną zmuszone do sprzedaży prądu przez giełdę, to po sprzedaży energetyki koncernom międzynarodowym może dochodzić do transferu zysków elektrowni za granicę. Istnieje w ogóle takie niebezpieczeństwo, czy nie?
Jestem przeciwnikiem mówienia o transferze zysków jako o niebezpieczeństwie – ten język sugeruje jakieś szalone nieporozumienie i mentalnie cofa nas do okresu sprzed 1989 roku. W końcu inwestor jest właścicielem zysków przedsiębiorstwa i nie nabył tego prawa „za darmo” – w zamian za spodziewane przepływy pieniężne w przyszłości płaci Skarbowi Państwa niemałą (czasami bardzo wysoką) kwotę dzisiaj, na ogół wynegocjowaną w konkurencyjnym procesie. Ponadto bardzo często w polskim sektorze energetycznym zakupowi przez inwestora strategicznego towarzyszy restrukturyzacja operacyjna i technologiczna, nowe inwestycje, transfer know-how (na przykład tworzenie w przedsiębiorstwach od podstaw takich funkcji jak trading). Zyskują na tym klienci końcowi – nie tylko detaliczni, ale także odbiorcy przemysłowi, którzy mogą korzystać z bardziej zaawansowanych produktów handlu energią, lepiej odpowiadających ich specyfice popytu.
Natomiast oczywiście interesującą kwestią jest, jak kształtuje się krajobraz w zakresie handlu energią w Polsce i w regionie, kto ma jakie strategie tradingowe, jak ustala się ceny, i – koniec końców, gdzie tworzą się centra zysku, a gdzie centra kosztów. Aby to wszystko wiedzieć, potrzeba nie tylko konkurencyjnego rynku (tu notabene. chciałoby się wierzyć, że Skarb Państwa ma wizję, jak taką konkurencyjną strukturę na polskim rynku osiągnąć, i „sprzedaje z głową”); potrzeba również przejrzystości na rynku handlu energią. A to właśnie może zapewnić handel poprzez giełdę.
Przyjęta przez rząd i skierowana do Sejmu nowelizacja prawa energetycznego zakłada, że elektrownie będą musiały sprzedawać prąd w trybie publicznym, ale będą mogły wybierać, czy robić to na przetargach, czy przez giełdę. Co przemawia za obowiązkiem sprzedaży przez giełdę, a co przeciwko?
Powtórzę: obowiązek sprzedaży energii poprzez giełdę może wspomóc przejrzystość rynku, a także rozwój zaawansowanych produktów finansowych, w tym produktów pochodnych, towarzyszących handlowi energią. Racjonalnie wykorzystywane produkty pochodne (np. derywaty klimatyczne) są koniecznym elementem zarządzania ryzykiem na współczesnych rynkach energetycznych. Płynny rynek spot i rynek kontraktów terminowych (np. EEX w Niemczech) istotnie wspiera nowe inwestycje, stanowiąc punkt odniesienia dla instytucji finansujących wieloletnie inwestycje w energetyce. Ale oprócz przejrzystości potrzeba jeszcze konkurencyjności i aktywnych graczy, traderów, którzy handel ten będą animować, wymyślając produkty i ich zastosowania, oraz proaktywnie odpowiadać na zapotrzebowania klientów. Giełda i handel poprzez nią to potrzebny – ale tylko fragment – całości.
Zważywszy na zły stan techniczny polskiej elektroenergetyki, a także niską konkurencyjność w sektorze, rząd dobrze zrobił, wycofując się z pomysłu sprzedaży Taurona inwestorowi branżowemu, czy jednak nie?
To zależy. Jeżeli stoi za tym jakiś plan i długoterminowa wizja, jak kształtować konkurencyjność na polskim i regionalnych rynkach energetycznych poprzez strukturę własnościową – to może dobrze. Ale jeżeli – powiem nieco prowokacyjnie – koncepcję „sprzedawania aktywów” „bez planu” zastąpiła koncepcja „trzymania aktywów” – także „bez planu” – to może już nie tak dobrze...
Generalnie, biorąc pod uwagę, że mówimy o sektorze, który jest – i pozostanie – w pewnych istotnych aspektach sektorem regulowanym, na pierwszym miejscu postawiłbym pytanie o ten właśnie „plan”, czyli długoterminową wizję konkurencyjnego zorganizowania polskiego rynku energetycznego – także w kontekście regionalnym, środkowoeuropejskim, a potem dopiero, przez pryzmat takiej wizji – lub jej braku – oceniałbym, czy rząd zrobił coś dobrze, czy nie.
W czym może pomóc, a w czym ewentualnie zaszkodzić utrzymywanie przez państwo kontroli właścicielskiej nad największymi grupami energetycznymi? Zakładając, że powstanie jednolity unijny rynek energii elektrycznej, państwowe PGE czy Tauron będą w stanie na nim skutecznie konkurować z RWE, E.ON-em, czy skądinąd też państwowymi Vattnefallem lub EdF?
Żaden obserwator europejskiego rynku elektroenergetycznego nie może nie zauważyć, że z prywatyzacją głównych aktywów jest pewien problem. Niektóre największe kraje UE wydają się chętniej aplikować to lekarstwo innym, a nie sobie. Dużo pewniej czułbym się, gdyby Polska szła po sprawdzonych śladach najsilniejszych, np. EdF, którzy – od dawna sprywatyzowani – przetarli drogę mniejszym i słabszym. Tymczasem tak nie jest, co budzi tzw. second thoughts (wątpliwości – red.) w szeregu mniejszych krajów.
Niewykluczone, że prywatyzacja i liberalizacja rynków jest przekonującym celem, ale droga do niego – uwaga na zakrętach! – jest co najmniej tak ważna, jak on sam. Jakie czynniki konkurencyjne okażą się decydujące? – na pewno struktura portfela wytwarzania, związana z nią struktura kosztów, umiejętność zachowania się na transgranicznym rynku handlu energią, ale i zdolność podejmowania ogromnych wyzwań inwestycyjnych. Rozmiar będzie miał znaczenie, podobnie jak konkurencyjność kosztowa.
* Wojciech Hann - szef Zespołu Środkowo-Europejskiego Energetyki i Zasobów w Deloitte. Jego zespół uczestniczył w projektach realizowanych m.in. w Polsce, Czechach, Słowacji, Niemczech, Austrii, Francji, Izraelu, Turcji i USA.
