Jak przejęcie aktywów EDF przez PGE widzą rynkowi konkurenci

PGE jest na ostatniej prostej do dopięcia transakcji, jakiej nie widzieliśmy w polskiej energetyce od 2012 roku. Aby uzyskać zgodę urzędu antymonopolowego, musiała obiecać większą aktywność na giełdzie. Sprawdziliśmy, jakie opinie w tej sprawie przedstawili konkurenci PGE.

Będzie to największa od pięciu lat transakcja w polskiej energetyce. Ostatnio tak duże przejęcie w tej branży widzieliśmy w 2012 r. Tauron i PGNiG przejęły wówczas elektrociepłownie i śląską spółkę obrotu od szwedzkiego Vattenfalla. Łączna wartość transakcji wyniosła wówczas 7,5 mld zł. Potem były jeszcze dwie, ale już mniejsze – przejęcie przez Eneę kontroli w Bogdance (1,5 mld zł, 2015 r.), a potem Elektrowni Połaniec (1,2 mld zł, marzec 2017 r.).

PGE zapowiada finał transakcji na grudzień. Jednym z warunków było uzyskanie zgody UOKiK. Urząd jej udzielił, ale w trakcie badania rynku okazało się, że przejęcie samo w sobie poważnie ograniczyłoby konkurencję na hurtowym rynku energii elektrycznej, więc pojawił się warunek:

– Praktycznie cały prąd produkowany dotychczas przez EDF Polska (w praktyce chodzi o Elektrownię Rybnik – red.), który był sprzedawany odbiorcom hurtowym, zostanie skierowany na giełdę. Żaden z przedsiębiorców zainteresowanych kupnem tej energii nie będzie dyskryminowany – uznał prezes UOKiK Marek Niechciał.

Zgodnie z naszymi przewidywaniami, dyskusja o samym przejęciu i o poziomie konkurencyjności polskiego rynku energii stała się okazją do refleksji nad tym, jak powinien wyglądać hurtowy rynek energii i ile prądu powinno płynąć przez giełdę.

W efekcie osiągniętego kompromisu, obligo giełdowe grupy PGE wzrośnie o 10 pkt. procentowych, do 25%.

Niezwykle ciekawa jest przy tym pełna treść decyzji UOKiK. Pokazuje aktualny stan rynku. Dokument byłby jeszcze ciekawszy, gdyby nie wykropkowano w nim wielu kluczowych danych, uzasadniając to tajemnicą handlową opisywanych podmiotów (chociaż przy mniejszych lub większych staraniach można dotrzeć w innych źródłach).

Jakie są zatem kluczowe informacje?

PGE po przejęciu aktywów EDF będzie wytwarzać około 66 TWh energii rocznie, co da jej ponad 40-44% udziału w krajowej produkcji energii. Obecnie PGE, podobnie jak inni wytwórcy, wprowadza na TGE 15% wytworzonej energii (z obliga wyłączone są OZE i kogeneracja). Do tego wolumenu będzie musiała dołożyć około 7 TWh energii z Rybnika.

Dodatkowo nakładany na PGE obowiązek giełdowy wylicza się według prostej formuły. Jeśli obligo giełdowe ustalane ustawowo dla całego rynku wzrośnie, to obowiązek dotyczący samego Rybnika będzie spadał. Mówi się ostatnio nieoficjalnie, że w 2018 r. obligo wzrośnie z 15 w okolice 30%. Wówczas PGE musiałaby wprowadzać dodatkowo na rynek giełdowy 55% produkcji z Rybnika. Czy to dużo? To zależy z czyjej perspektywy. Dla PGE to dodatkowe koszty. Jednak z punktu widzenia mniejszych firm, każda terawatogodzina dodatkowej płynności jest na wagę złota.

Dodatkowe obligo na aktywach przejętych od EDF będzie obowiązywać tylko do 2021 r. PGE przyznała w korespondencji z UOKiK, że bez znaczących inwestycji (w decyzji co prawda wykropkowane, ale PGE podawała wcześniej publicznie, że chodzi o 600-700 mln zł) przystosowujących kupione aktywa do wymogów dyrektywy IED, nie później niż w 2021 r. Elektrownia Rybnik musiałaby zostać zamknięta.

Bardzo dużo o stanie rynku mówią również opinie kluczowych graczy i instytucji:

Urząd Regulacji Energetyki wypowiedział się o przejęciu negatywnie. Wskazał, że w jego efekcie elektrownie PGE będą dostarczać 44% energii elektrycznej w Polsce, a udział trzech największych grup kapitałowych wzrośnie do 63,7%. Wskaźniki koncentracji policzone dla polskiego rynku wskazują na bardzo duże skupienie własności w rękach jednego właściciela – Skarbu Państwa.

TGE obserwuje duże spadki wolumenów giełdowego handlu energią i obawia się dalszych. Zdaniem giełdy, gdyby założyć, że PGE w nowym kształcie po koncentracji utrzyma strategię odejścia od obrotu giełdowego, to dla TGE oznaczałoby to obniżenie wolumenu obrotu w 2018 r. nawet o ok. 10% w stosunku do projekcji roku 2017, tzn. o ok. 10 TWh. To z kolei mogłoby oznaczać, że referencyjna cena giełdowa byłaby wyznaczana z wykorzystaniem coraz mniejszego wolumenu transakcyjnego.

Co o sprawie sądzą Energa, Innogy i Tauron? O tym w dalszej części artykułu na portalu wysokienapiecie.pl

Previous Article

Dobra Energia w Gdańsku już jutro

Next Article

Sosnowiec inwestuje w autobusową flotę

Dodaj komentarz