Konsolidacji powinno towarzyszyć dopuszczenie konkurencji
PPolskie elektrownie działają w warunkach dość wysokiego ryzyka i sfinalizownie transakcji można traktować jako sukces.
Prywatyzację krajowych elektrowni zawodowych MSP rozpoczęto już w 1999 roku, sprzedając 20 proc. akcji Zespołu Elektrowni PAK Elektrimowi. Kolejne dwa lata nie przyniosły jednak dużego przyspieszenia w sprzedaży krajowych wytwórców — w roku 2000 sprzedano 25 proc. Elektrowni im. T. Kościuszki w Połańcu, a z początkiem bieżącego roku — po trwających rok negocjacjach — Elektrowni Rybnik. Przykład tej ostatniej pokazuje, jak trudna jest prywatyzacja wytwórców, tym bardziej że jest to jedna z najbardziej efektywnych polskich elektrowni. Podmioty te bowiem działają w warunkach dość wysokiego ryzyka, zwłaszcza jeśli nie mają kontraktów długoterminowych. W przypadku Elektrowni Rybnik brak pewności co do poziomu cen węgla był przyczyną rezygnacji firm NRG i Marubeni z zakupu akcji tego wytwórcy. Ryzyko rynkowe ma więc zasadniczy wpływ na powodzenie prywatyzacji tych podmiotów i sfinalizownie transakcji, przy uzyskaniu satysfakcjonującej ceny przez MSP i zapewnieniu dalszego funkcjonowania podmiotu w przyszłości.
Zdecydowanie większe zainteresowanie inwestorów dotyczy przedsiębiorstw podsektora dystrybucji. Wynika to z dwóch przyczyn. Po pierwsze zakłady energetyczne stanowią naturalny monopol w zakresie dystrybucji energii. Po drugie, co ważniejsze, podmioty te posiadają bezpośredni dostęp do klientów.
Czas wytwórców
Do sprywatyzowania zostało jeszcze 9 wytwórców, w tym Południowy Koncern Energetyczny, powstały w wyniku pierwszego w Polsce połączenia jednoosobowych spółek Skarbu Państwa, oraz 32 zakłady energetyczne. Ostatnie zmiany w harmonogramie prywatyzacji przedstawione przez MSP właściwie zakładają wcześniejszą niż przewidywano prywatyzację wytwórców, czego wyrazem jest wprowadzenie zobowiązania potencjalnych nabywców zakładów grupy G–8 do złożenia deklaracji zakupu akcji jednej z czterech elektrowni — Dolna Odra, Ostrołęka, Kozienice lub Stalowa Wola. W tym wypadku ważne jest, by oferenci nie tylko wyrazili wolę nabycia akcji, ale również określili ważniejsze parametry transakcji (cena, ilość zakupywanych akcji, zobowiązania inwestycyjne). Biorąc jednak pod uwagę różny stopień przygotowania do prywatyzacji G-8 i wymienionych elektrowni przyspieszenie ich prywatyzacji jest wątpliwe. Nie należy z tego powodu opóźniać harmonogramu dla G-8, a prywatyzowaniu kolejnych grup zakładów energetycznych powinna towarzyszyć równoległa oferta sprzedaży elektrowni. W efekcie wyboru takiej drogi powstaną w Polsce grupy kapitałowe podmiotów obejmujące wytwarzanie, dystrybucję i obrót energią elektryczną.
W dalszej kolejności
Przedsiębiorstwa energetyczne, które w harmonogramie prywatyzacji są przewidziane do sprzedaży w kolejnych latach, dążą do umocnienia swojej pozycji rynkowej. Jest to widoczne przede wszystkim w dążeniach konsolidacyjnych. Najwyraźniej widoczne są one w strategii działania PKE, który po skonsolidowaniu siedmiu wytwórców dąży do przejęcia kopalni i połączenia z dystrybucją. Dzięki temu jest szansa na powstanie stabilnego podmiotu, o stosunkowo niskim ryzyku działania, zdolnego do dalszej konsolidacji branży. Innym polskim przykładem światowych tendencji jest projekt utworzenia Południowo-Zachodniej Grupy Energetycznej (dotychczasowa nazwa Dolnośląska Grupa Energetyczna). Powinna ona objąć swoim zasięgiem nie tylko Elektrownię i Kopalnię Turów, ale również sześć spółek dystrybucyjnych tworzących grupę D-6 (Jelenia Góra, Legnica, Opole, Wałbrzych, Wrocław, Zielona Góra), Elektrownię Opole i Elektrociepłownię Gorzów. Może ona stać się początkiem multienergetycznej grupy działającej w zachodniej Polsce. Utworzenie grup energetycznych przed prywatyzacją sprawi, że przedsiębiorstwa tworzące grupy nie będą traciły czasu na „oczekiwanie na inwestora” i będą w stanie wzmacniać swoją pozycję rynkową. Podmioty te, mogą zostać sprywatyzowane w trybie oferty publicznej.
Integracja pionowa
W wyniku przedsięwzięć prywatyzacyjnych i konsolidacyjnych powstaną w Polsce podmioty zintegrowane pionowo. Wydaje się to niespójne z nowoczesnymi tendencjami kreowania konkurencyjnych rynków energii elektrycznej. Ale tylko pozornie. Jest bowiem zasadnicza różnica między naturalnym monopolem energetyki sprzed lat a rynkiem konkurencyjnym i regulowanym funkcjonującym obecnie. Integracja pionowa z pewnością utrudnia wprowadzenie konkurencji rynku energii, jednak jej nie uniemożliwia. Sztandarowym przykładem są tu Niemcy i Szwecja. W krajach tych integracja pionowa jest charakterystyczna dla wszystkich większych podmiotów: RWE, E. ON, Vattenfall. Nie można jednak stwierdzić, że rynki te nie są konkurencyjne. Ważne jest, by konsolidacji pionowej towarzyszyło wdrażanie konkurencji. A do tego muszą zostać spełnione pewne warunki, między innymi właściwa regulacja prawna zasad konkurencji (warunek zasadniczo spełniony w Polsce), silna pozycja regulatora i niedopuszczenie do uzyskania przez zintegrowane firmy wpływu politycznego. Aby w Polsce nie zaznaczył się negatywny wpływ konsolidacji na sytuację klientów, konieczne jest rzeczywiste wdrożenie zasady dostępu stron trzecich do sieci (TPA). Jednym z warunków tego wdrożenia jest całkowita eliminacja skrośnego finansowania działalności dystrybucyjnej i obrotowej. W innym przypadku niezależni dostawcy będą w gorszej pozycji konkurencyjnej w stosunku do dystrybutorów.
Można stwierdzić, że konsolidacja, nawet pionowa, nie jest z definicji negatywna dla rynku. Ważna jest jednak rola regulatora i jego silna pozycja. Ponadto należy zwrócić uwagę na to, że w zintegrowanych pionowo zagranicznych przedsiębiorstwach energetycznych zasady zakupu energii w ramach grupy nie różnią się od zasad handlu poza nią. Oznacza to, że mimo istnienia powiązań kapitałowych decyzje poszczególnych podmiotów są oparte na zasadach ekonomicznych. To samo powinno dotyczyć polskich, najprawdopodobniej w niedługim czasie zintegrowanych podmiotów.
SOK a prywatyzacja
Najwięcej emocji wzbudza z pewnością wprowadzenie długo oczekiwanego Systemu Opłat Kompensacyjnych, niwelującego skutki kontraktów długoterminowych. Wprowadzenie mechanizmów SOK ma doprowadzić do zasadniczych zmian na mapie konkurencji w wytwarzaniu. Zamiast dwóch grup podmiotów — uprzywilejowanych wytwórców posiadających kontrakty długoterminowe, obojętnych wobec reguł rynkowych, oraz elektrowni pozbawionych kontraktów — ma się pojawić zaostrzona konkurencja w wytwarzaniu. Na rynku zetrą się gracze reprezentujący trzy grupy: elektrownie o 100-proc. mocy zakontraktowanej w KDT (Bełchatów, Turów, Opole), wytwórcy o częściowym pokryciu mocy kontraktami (Kozienice, Dolna Odra) oraz elektrownie bez kontraktów (Stalowa Wola, Ostrołęka).
Elektrownie mające kontrakty długoterminowe, po wprowadzeniu SOK, będą atrakcyjnymi cenowo dostawcami energii elektrycznej. Biorąc pod uwagę nadwyżkę mocy zainstalowanej w Polsce przewaga konkurencyjna tych podmiotów będzie znacząca, co nie pozostaje bez wpływu na proces prywatyzacji. W ofertach wiązanych, tzn. dystrybucji i wytwarzania, a także w procesach konsolidacyjnych należy uwzględnić posiadanie przez wytwórców kontraktów bądź ich brak.
Jacek Musiał,
jest dyrektorem departamentu energetyki w firmie Doradztwo Gospodarcze DGA
Rafał Oleszkiewicz,
jest zastępcą dyrektora do spraw rozwoju DGA
