Szwedzki koncern podpisał z EPH wstępną umowę sprzedaży kompleksu kopalni i elektrowni we wschodnich Niemczech. Najciekawsza jest struktura finansowa transakcji i to ile Vattenfall na niej traci. Pytanie też, co dalej z energetyką węglową w Niemczech.
Na początek trochę faktów. Vattenfall sprzedaje cztery elektrownie o łącznej mocy 8 gigawatów: Jänschwalde, Boxberg, Schwarze Pumpe i Lippendorf (50% udziałów) oraz pięć odkrywkowych kopalni węgla brunatnego – Jänschwalde, Nochten, Welzow-Süd, Reichwalde i zamknięta niedawno Cottbus Nord. Nabywcą jest czeski Energetický a Průmyslový Holding występujący w konsorcjum z funduszem PPF Investments.
W pakiecie jest też 15 mld koron szwedzkich (czyli 1,6 mld euro) w gotówce i 18 mld koron (czyli ok. 2 mld euro) zobowiązań, takich jak m.in. przyszłe koszty rekultywacji terenów pokopalnianych.
EPH płaci symboliczne 1 euro. Przez najbliższe trzy lata nie jest w stanie „wyciągnąć” z aktywów po-vattenfallowskich ani centa, tzn. ani wypłacić dywidendy, ani rozwiązać rezerw. Możliwości generowania dużych przepływów pieniężnych również są ograniczone, bo Vattenfall zatrzymuje wpływy z kontraktów terminowych na sprzedaż energii o wartości szacowanej na około 9 mld koron (nieco ponad 1 mld euro).
Vattenfall dokłada to transakcji 1,7 mld euro. Pieniądze te będą stanowić „poduszkę finansową”, wyrównującą straty po stronie EPH w najbliższych latach. Rynek oczekuje, że ceny energii w Niemczech przynajmniej w latach 2017-2019 będą kształtować się poniżej 25 euro/MWh, a przy takich stawkach elektrownie na węglu brunatnym nie są w stanie na siebie zarobić.
Całkowita strata, którą Szwedzi odnotują na tej transakcji, wyniesie 2,4-2,9 mld euro i obciąży wynik finansowy koncernu za II kwartał 2016 r. Przy tym Vattenfall i tak uważa umowę za korzystną nie tylko finansowo, ale i strategicznie, bo – jak powiedział na konferencji Magnus Hall, prezes koncernu – zatrzymanie tych aktywów w grupie byłoby jeszcze bardziej kosztowne.
Pozbywając się aktywów węglowych w Brandenburgii i Saksonii Vattenfall zmniejszy emisję CO2 o 50 mln ton rocznie, a udział węgla w strukturze wytwarzanej przez koncern energii spadnie z 49 do 25%.
Finał transakcji jest oczekiwany na sierpień 2016 r. Do tego czasu musi ją zatwierdzić szwedzki rząd. Tamtejsze organizacje środowiskowe wywierają jednak presję, by władze Szwecji nie zgodziły się na transakcję, tylko zmusiły koncern do zamknięcia kompleksu elektrowni i kopalni na własny koszt. Zdaniem części aktywistów wykreślenie węgla brunatnego z raportów finansowych Vattenfalla nie załatwi sprawy, bo emisja CO2 będzie trwała, tyle że na rachunek EPH.
Różnice w podejściu
Czesi z EPH uważają, że węgiel brunatny, z którego Niemcy czerpią jedną czwartą energii, będzie im potrzebny jeszcze przez długie lata jako stabilizator systemu energetycznego. Biorą na siebie jednak poważne ryzyko finansowe i regulacyjne.
Przy cenach energii rzędu 20 euro/MWh elektrownie konwencjonalne nie są w stanie pokryć kosztów krańcowych. Jak powiedział w ostatnich dniach prezes RWE Peter Terium, jeśli ceny energii na rynku niemieckim nie wzrosną, wytwórcom energii grozi prawdziwa katastrofa, a bezpieczeństwo energetyczne kraju zostanie poważnie zagrożone. Po odpisaniu 2,1 mld euro od wartości aktywów wytwórczych, koncern zakończył 2015 r. z 200 mln euro strat i po raz pierwszy od dekad rozczarował akcjonariuszy zapowiedzią braku dywidendy. Prezes RWE ostrzegł też, że w 2016 r. będzie już tylko gorzej.
Ta sytuacja pokazuje sprzeczność, w której znalazła się nie tylko niemiecka, ale też w pewnym stopniu cała światowa energetyka. Energetyka oparta na paliwach kopalnych staje się niechcianym i coraz mniej opłacalnym segmentem rynku, ale odnawialne źródła nie mają jeszcze wystarczającego potencjału, by ją w stu procentach zastąpić. Przełomu w dziedzinie magazynowania energii, który zmieniłby całą tę sytuację, też w krótkim horyzoncie nie widać.
Co dalej? – Ten stan potrwa do pierwszego blackoutu. Niemcy nie są w stanie z dnia na dzień zrezygnować z węgla, a właścicieli energii z niego korzystających nie da się po prostu zmusić, by produkowali ze stratą – uważa menedżer jednej z firm energetycznych.
I faktycznie, chyba tylko poważny kryzys byłby w stanie zmusić Niemcy do wprowadzenia mechanizmów wsparcia dla elektrowni węglowych. Utworzono tam niedawno rezerwę mocy, w skład której weszły elektrownie na węglu brunatnym o mocy 2,7 GW. Będą one stopniowo wyłączane, za co od końca 2016 r. do 2019 r. dostaną rekompensaty, by od 2020 r. zostać zupełnie wycofane z użytku. W skład tej rezerwy wchodzą dwa przejmowane przez EPH bloki w elektrowni Jänschwalde (o łącznej mocy 1000 MW).
I być może EPH liczy, że pozostałe aktywa zostaną objęte takim czy innym mechanizmem wsparcia. Jednak odkąd Niemcy weszły w okres transformacji energetycznej, tamtejszy rząd nie wykazał się wielkim sentymentem dla energetyki konwencjonalnej i jej wyników finansowych, co najlepiej pokazuje dzisiejsze położenie Vattenfalla, RWE, E.onu, jak i wielu innych firm, które swój biznes oparły o wytwarzanie energii w wielkich blokach węglowych, gazowych, czy jądrowych.
Łączna moc turbin wiatrowych w Polsce – blisko 5500 MW – przewyższa już moc największej elektrowni węglowej w kraju. Produkują także coraz więcej energii, wywołując obniżkę cen hurtowych. W wietrzne dni notowania na Towarowej Giełdzie Energii spadają nawet o kilkanaście procent. To oznacza niższe rachunki za energię, ale większe kłopoty energetyki konwencjonalnej.
W piątek 22 kwietnia w siedzibie głównej ONZ w Nowym Jorku przedstawiciele 150 krajów podpiszą porozumienie klimatyczne wynegocjowane podczas COP21 w Paryżu. Polskę reprezentuje premier Beata Szydło.