font_preload
PL / EN
Atom Energetyka Energia elektryczna Gaz OZE Węgiel 21 maja, 2018 godz. 7:31   
REDAKCJA

Hann: Atom, Ostrołęka? Policzmy to (ROZMOWA)

Wojciech Hann, członek zarządu BGK Fot. BGK Wojciech Hann, członek zarządu BGK Fot. BGK

Bank Gospodarstwa Krajowego już teraz finansuje rozwój krajowej energetyki. Jednak w obliczu inwestycji sięgających 40 mld zł w polską energetykę, rodzi się pytanie, czy BGK mógłby wesprzeć finansowanie rozbudowy Elektrowni Ostrołęka, czy budowy elektrowni jądrowej. Wojciech Hann, członek zarządu BGK, mówi naszemu portalowi o czynnikach, które mogłyby zdecydować o podjęciu takich decyzji.

BiznesAlert.pl: Bank Gospodarstwa Krajowego finansuje rozwój energetyki. Jaki jest zakres Państwa wsparcia?

Wojciech Hann, członek zarządu BGK: Energetyka to bardzo szeroki obszar. Na przykładzie elektroenergetyki widać, że można mieć na myśli cały łańcuch wartości, począwszy od paliwa i jego wydobycia (mowa tu o węglu kamiennym, brunatnym, czy o gazie), poprzez wytwarzanie, dystrybucję, przesył, sprzedaż i świadczenie usług dla klienta. W każdym z tych obszarów jest zaangażowany BGK.

Czyli BGK, poprzez finansowanie, wspiera wydobycie surowców w Polsce?

Nasz bank zaangażowany jest w finansowanie wydobycia zarówno w Polsce, jak i za granicą. Chodzi na przykład o zapewnienie środków Polskiej Grupie Górniczej, gdzie BGK był członkiem konsorcjum, które finansowało ten podmiot po jego powstaniu, a następnie po połączeniu z kopalniami Katowickiego Holdingu Węglowego. W efekcie zaawansowanych zabiegów restrukturyzacyjnych oraz dobrej sytuacji makroekonomicznej na rynku węgla nasze finansowanie jest obsługiwane bez zarzutu. Podobnie jest w przypadku innych graczy na rynku. W branży następuje nawet przyspieszenie spłat zadłużeń bankowych i to nie tylko w naszej instytucji.

To węgiel. A ropa i gaz?

Tu również jesteśmy obecni, zarówno w Polsce, jak i za granicą. Przyglądamy się nowym na polskim rynku sposobom finansowania, takim jak Reserve-Based Lending (RBL). Mowa o project finance opartym na zabezpieczeniu, którym jest samo złoże, bez regresu do spółki matki. Jest to rodzaj finansowania powszechnie stosowany zarówno w Europie Zachodniej, jak i na świecie, w zakresie wydobycia złóż, które są dobrze zbywalne, a ich płynność jest bardzo dobra. W Polsce jesteśmy pionierem w tym obszarze. Uważamy, że dla polskich firm będzie to naturalny sposób finansowania ich potencjalnych apetytów akwizycyjnych w zakresie upstreamu. Dla wszystkich podmiotów, nie tylko tych z udziałem Skarbu Państwa, finansowanie RBL powinno być alternatywą do rozważenia przy nabywaniu złóż. Nie angażuje ono bilansu spółek matek, co jest dodatkową zaletą.

A w elektroenergetyce?

Jesteśmy zaangażowani w kilka projektów realizowanych obecnie na polskim rynku wytwarzania energii. Rozmawiamy z każdym z tzw. wielkiej czwórki, a więc PGE, Tauronem, Eneą i Energą. Udzielamy finansowania zarówno w oparciu o bilanse spółek, jak i w formule project finance.

Jakie są to narzędzia?

Instrumentów jest bardzo wiele. Jednak nie każdy pasuje idealnie dla wszystkich. Dla przykładu mamy umowę z Tauronem, dotyczącą obligacji hybrydowych. W przypadku Tauronu rozstrzygające o wyborze tego instrumentu było to, że może być on zaliczany częściowo jako kapitał własny. Pod pewnymi warunkami zostaje on na bilansie jako kapitał własny. Nie zwiększa ryzyka niedotrzymania konwenantów. Może go także charakteryzować długi okres zapadalności długu, dłuższy niż innych, porównywalnych instrumentów bankowych. Jest on spłacany po innych zadłużeniach spółki.

Czy Państwa środki są „znaczone” na konkretny cel?

W przypadku Tauronu nie są to środki celowe. Mogą być wykorzystane przez spółkę na każdy cel. Rozmawiamy także o finansowaniu celowym, związanym z budową konkretnych projektów. Projektem, w który jesteśmy zaangażowani razem z Europejskim Bankiem Inwestycyjnym, jest inwestycja realizowana przez Tauron i PGNiG, a więc Elektrociepłownia Stalowa Wola. To finansowanie projektowe. Jesteśmy bankiem współfinansującym projekt gazowy, zaś elektrowni wykorzystujących gaz może być w przyszłości więcej. Nie sądzę, aby wysyp tego typu inwestycji miał miejsce przed 2022 rokiem, kiedy ma rozpocząć pracę Korytarz Norweski, a więc Baltic Pipe. Po tej dacie takich projektów może być więcej.

Większy brat BGK, Europejski Bank Inwestycyjny, kieruje się wytycznymi, które zakładają wspieranie inwestycji w sektorze wytwarzania pod warunkiem, że spełniają one poziom emisji CO2 550g/Kwh. To blokuje możliwość inwestycji w nowe bloki węglowe. Czy BGK kieruje się wytycznymi tożsamymi z EBI?

Dyskusje na temat takich zapisów trwają wśród instytucji finansowych w całej Europie. Nie ma obecnie jednej szkoły, której zalecenia byłyby realizowane przez wszystkich. EBI kieruje się swoimi zasadami, ale nie są to wytyczne, które obowiązują wszystkie banki rozwoju w UE. BGK działa w oparciu o ustawę, w której wprost jest podkreślone, że to bank wspierający rozwój polskiej gospodarki. Jeśli główni interesariusze polskiej gospodarki, tacy jak Ministerstwo Przedsiębiorczości i Technologii, Ministerstwo Inwestycji i Rozwoju czy Ministerstwo Energii, podejmują działania wspólnie ze spółkami, w których udziałowcem jest Skarb Państwa, trudno, aby BGK nie był w nich obecny. Należy jednak podkreślić, pokazując szerszy kontekst, że budowa nowych mocy węglowych przekraczających poziom sprawności 46 procent, wykorzystujących technologie nadkrytyczne, oznacza mniejszy poziom emisji niż dotychczasowych jednostek, których poziom sprawności sięgał 30-35 procent. To epokowa zmiana. Nawet jeśli nie osiągają one poziomu emisyjności 550g/kWh, to zdecydowanie zbliżają nas do mniej emisyjnej gospodarki. Nowe, wysokosprawne jednostki węglowe to, z punktu widzenia emisyjności, krok w dobrą stronę.

Blok węglowy o takich parametrach ma być realizowany w Elektrowni Ostrołęka. Finansowanie projektu, zgodnie z zapewnieniami inwestora, jest zagwarantowane. Czy BGK mógłby wesprzeć ten projekt?

Trudno mi komentować inwestycję, co do której nie zapadły ostateczne decyzje. Projekt budowy Elektrowni Ostrołęka C skupia na sobie uwagę uczestników rynku. Jednym z powodów tego zainteresowania jest fakt, że fundamentalnym instrumentem, który miałby zapewnić bankowalność tego projektu jest narzędzie zwane rynkiem mocy. Nie jest ono jeszcze przetestowane i nie mamy rozstrzygnięcia aukcji w oparciu o ten mechanizm. Wsparcie tego typu inwestycji musiałoby być przez nas przeanalizowane. Mówiąc hipotetycznie, w mechanizmie rynku mocy i modelu finansowania jest kilka kluczowych założeń, które muszą spełniać pewne parametry, aby inwestycja okazała się bankowalna. Jednym z nich jest długość kontraktu na dostawy energii w rynku mocy. Innym założeniem jest ścieżka cen energii i wiarygodność takiego pułapu w okresie spłaty zadłużenia. Kolejnym parametrem jest wysokość cen uprawnień do emisji CO2, które będą czynnikiem kosztotwórczym przy takiej inwestycji jak Ostrołęka. Istotna jest także cena węgla oraz położenie takiego obiektu w merit order, z którego wynika liczba godzin pracy jednostki w systemie w danym roku.

Może zatem wystarczy zmienić źródło energii z węgla na OZE. Polskie spółki energetyczne wyrażają zainteresowanie inwestycjami w morskie farmy wiatrowe. Czy i tu BGK jest otwarty na wsparcie?

To prawda i wynika to z trendu światowego. Podam przykład. Wiosną tego roku odbyły się aukcje na rynku holenderskim, gdzie Statoil i Vatenfall zdecydowały się na finansowanie dwa razy po 350 MW, w projekcie Hollandse Kust Zuid, położonym 22 km od linii brzegowej na Morzu Północnym, bez jakichkolwiek dopłat. Przy analizowaniu tego typu informacji, warto uwzględnić kilka parametrów. Kluczowy jest fakt, że koszty przyłącza nie są ponoszone przez inwestora. To holenderski operator sieci przesyłowej sam buduje przyłącza. Pod względem ryzyka i kosztów to kluczowy komponent opłacalności projektu. Wietrzność na Morzu Północnym jest większa, aniżeli na Bałtyku, a turbiny są olbrzymie i dysponują, jak donoszą serwisy, mocą 5-8 MW, co podwyższa efektywność ekonomiczną projektu. W przypadku Bałtyku nie jest jasne, kto miałby wziąć na siebie koszty realizacji przyłącza, ale w wypadku gdyby był to koszt po stronie inwestora, a nie operatora, zwiększy to presję na wysokość niezbędnych cen w aukcjach. Warunki wietrzności, jak powiedziałem, nie są tak atrakcyjne, jak na Morzu Północnym, choć nie wiem, jakie wartości kryje due diligence. W oparciu o rozstrzygnięcie aukcji rynku mocy będzie można przystąpić do budowy czy finansowania projektu. Moim zdaniem te projekty będą ekonomiczne i strategicznie atrakcyjne dla inwestorów. Jest w interesie polskiego sektora energetycznego, aby morskie farmy wiatrowe powstały. A kto będzie inwestorem? Dla mnie to pytanie wtórne. Z punktu widzenia systemu energetycznego sytuacja konkurencji o to, kto stanie się inwestorem, może być wręcz zdrowa.

…a dodatkowe wsparcie może zaoferować Europejski Bank Inwestycyjny.

Z pewnością instytucje multilateralne takie jak EBOiR lub EBI mogłyby być zainteresowane finansowaniem takich projektów, podobnie jak i my. Warto dodać, że projekty morskich farm dywersyfikują podaż pod względem źródeł generacji i są ze wszech miar korzystne. Po ich realizacji będzie obniżał się średni ślad węglowy w całym polskim sektorze energetycznym, co pozwoli choć trochę zbliżyć się do współczynnika 550g/Kwh. Jednak oczywiście same morskie farmy wiatrowe mogą nie wystarczyć. Mowa o dwóch projektach o mocy 1200 MW…

…to mniej więcej tyle, ile dwa bloki planowanej elektrowni jądrowej…

Dwa lub jeden, zależnie od technologii. To nie jest jednak tyle samo. Ponieważ średnia dostępność farmy wiatrowej to 40 – 45 procent, a elektrowni jądrowej to 90 procent, wiec licząc w megawatach, to tyle samo, jednak w megawatogodzinach, to mniej.

Minister energii Krzysztof Tchórzewski chciałby, aby budowa elektrowni jądrowej była finansowana tak długo, jak długo tego typu bloki się amortyzują, a więc minimum przez 50 lat. Czy to możliwe?

Nie znam przykładu finansowania project finance dla elektrowni jądrowej, które byłoby rozciągnięte na tak długi czas. Znane są jednak na rynku sposoby finansowania spółek energetycznych, posiadających aktywa jądrowe, takich jak EDF, które wychodzą na rynek z emisją – przykładowo – stuletnich obligacji. Przez analogię, gdyby sam projekt nie był w stanie pozyskać z rynku tak długiego finansowania, to może mogłaby to zrobić spółka matka zaangażowana w jego realizację. Co do tożsamości podmiotu odpowiedzialnego za projekt, prasa pełna jest domysłów i hipotez, do których trudno mi się odnosić. Osobiście jestem zwolennikiem pozyskiwania finansowania z długim tenorem, współmiernym w takim zakresie jak to możliwe do długości życia inwestycji. Poza tenorem finansowania, kluczowym elementem jest klarowny podział ryzyk pomiędzy interesariuszami. Dla przykładu, ryzykami regulacyjnymi najlepiej zarządzać może podmiot taki jak Skarb Państwa lub podmioty z nim powiązane. Inne ryzyka, np. projektowe, może wziąć na siebie inwestor, który jest zaangażowany w realizację projektu.

Rozmawiał Bartłomiej Sawicki