Quasi-monopolista rynku energii – EDF znajduje się w impasie. Restrukturyzacja jest nieuchronna, ale opór przeciw niej ogromny. Chodzi o wiele rzeczy: transformację w kierunku OZE, przyszłość atomu, a nawet suwerenność energetyczną kraju.

Od ponad roku rząd i kierownictwo spółki przygotowują plan reorganizacji pod kryptonimem „Herkules”. Odwołanie do mitycznego herosa nie jest kwestią przypadku i świadczy o skali trudności, przed jakimi stanęli reformatorzy. Po pierwsze: silna opozycja wewnętrzna wobec podziału spółki i otwarcia jej na kapitał prywatny. Przeciwko temu zjednoczyły się, choć z różnych pobudek, związki zawodowe, lewica, a nawet część prawicy. Po drugie: opór Brukseli. Komisja Europejska nie chce słyszeć o pomocy publicznej w sektorze, w którym powinna panować konkurencja rynkowa.

Z 82 do 12 euro za akcję

EDF (Electricité de France), największy w Europie i drugi na świecie (za China Energy Investment) producent energii elektrycznej pod względem mocy zainstalowanej, przez dekady był państwowym monopolem. Status spółki akcyjnej przedsiębiorstwo uzyskało dopiero w 2004 r. w związku z częściową (ale symboliczną) prywatyzacją, po czym w 2005 r. zadebiutowało na paryskiej giełdzie. Wchodzi w skład indeksu Euronext 100, z kapitalizacją rynkową na poziomie nieco ponad 38 mld euro. Historycznie akcje EDF osiągnęły najwyższą cenę w 2007 r. (max. 82 euro). W kolejnych latach następował regres do 10-12 euro w latach 2016-2020. W lutym 2020 r. kurs oscylował wokół 12 euro, by już miesiąc później za sprawą pandemii stracić niemal połowę tej wartości. Odbicie (choć tylko do poziomu bezpośrednio sprzed tąpnięcia w marcu 2020 r.) przyszło dość szybko. Obecnie cena akcji EDF wynosi 12,3 euro.

W 2019 r. dochód netto grupy kapitałowej przypadający na jej lidera – EDF wyniósł 5,155 mld euro, natomiast dochód netto spółki EDF – 3,871 mld euro. Oznacza to, że EDF górował zyskiem nad spółkami zależnymi holdingu. Jednak już w 2020 r. było odwrotnie: udział EDF jako spółki-matki w dochodzie netto holdingu wyniósł zaledwie 650 mln euro (spadek o ponad 87 proc. rok do roku), a dochód netto spółki EDF 1,969 mld euro (spadek o blisko 50 proc. rok do roku).

Okazuje się, że nie tylko bazujące na węglu polskie spółki energetyczne mają problemy. Jak to możliwe, że tak potężne przedsiębiorstwo jak EDF znalazło się w tarapatach finansowych zagrażających funkcjonowaniu, skoro dochody z energii jądrowej powinny umożliwić zgromadzenie solidnych rezerw?

Szczypta historii

Chcąc zrozumieć złożone kwestie związane z negocjowaną reformą EDF, należy spojrzeć w przeszłość. EDF został powołany do życia ustawą z 1946 r., która ustanowiła publiczny monopol na energię elektryczną. Wkrótce z inicjatywy prezydenta de Gaulle’a, kierującego się misją zapewnienia samowystarczalności energetycznej Francji, ruszył cywilny program jądrowy, czyli budowa elektrowni, który trwał aż do 1998 r. W tym samym czasie Unia Europejska rozpoczęła implementację wewnętrznego rynku energii. Dyrektywa z 1997 r. położyła kres monopolowi EDF, otwierając rynek energii elektrycznej dla podmiotów prywatnych. W trosce o konkurencję Bruksela wymogła oddzielenie produkcji od przesyłu i dystrybucji, tworząc dedykowane spółki zależne, odpowiednio RTE i EFRR (obecnie Enedis). Ich działalność jest regulowana przez Komisję Regulacji Energetyki (CRE).

Po liberalizacji rynku EDF czerpał korzyści ze sprzedaży energii konkurencyjnym podmiotom. W kolejnych latach spółka uruchomiła nowe projekty: prace nad reaktorem jądrowym 3. generacji – EPR oraz liczne przejęcia kapitałowe za granicą. Ów ciąg akwizycyjny skończył się jednak silnym kacem. Patrząc krytycznym okiem, można wręcz skonstatować, że EDF roztrwonił 30 mld euro na fali przepłaconych i generalnie nierentownych przejęć na całym świecie w latach 1998-2009. Inwestycje te nigdy się bowiem nie zwróciły i zwiększyły zadłużenie publicznego molocha z 22 mld euro w 1998 r. do ponad 42 mld euro obecnie.

W kasie wciąż pustki

Aby nie zatrzymywać prowadzonych inwestycji, w ostatnich latach spółka musiała upłynnić aktywa o wartości ponad 10 mld euro (w tym spółkę EDF Polska Sp. z o.o., która do momentu jej sprzedaży Polskiej Grupie Energetycznej w 2017 r. miała 10-proc. udział w polskim rynku energii elektrycznej i 15-proc. udział w rynku ciepła). A ponieważ to nie wystarczyło na pokrycie potrzeb, w 2017 r. uciekła się do emisji obligacji, skąd pozyskała 4 mld euro, w tym 3 mld ze Skarbu Państwa. Pomimo dokapitalizowania, sytuacja finansowa EDF jest niestabilna i wciąż się pogarsza.

Konsolidacja finansów spółki jest nagląca, gdyż Francję czekają kolosalne inwestycje w systemie elektroenergetycznym. Z jednej strony – starzejące się, dobiegające końca cyklu życiowego bloki jądrowe, a z drugiej strony – prognozowany wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną kosztem ropy naftowej. Potrzeby inwestycyjne przekraczają 100 mld euro.

Tymczasem zobowiązania finansowe spółki wynoszą 42,3 mld euro, czyli prawie trzy razy tyle, ile jej roczne dochody. Taki wskaźnik zadłużenia stwarza ryzyko dla jego obsługi. Do tego dochodzą hybrydowe papiery wartościowe, czyli instrumenty łączące cechy długu i kapitału własnego, opiewające na kwotę 11,4 mld euro. To podnosi całkowity dług do ponad 50 mld euro. Aby ograniczyć odpływ gotówki, francuski Skarb Państwa, który jest w posiadaniu ponad 83 proc. akcji EDF, od 2015 r. otrzymuje dywidendę w postaci nowych akcji.

Precz z ARENH

W punkcie wyjścia pojawia się postulat likwidacji tego, co prezes EDF Jean-Bernard Lévy porównał do toksyny, która zatruwa spółkę, powodując rosnące zadłużenie. Mowa o mechanizmie zwanym w skrócie ARENH, ustanawiającym regulowany dostęp do energii pochodzącej z historycznych instalacji jądrowych EDF (tzw. parku jądrowego), wybudowanych na przestrzeni kilkudziesięciu lat. Został on wprowadzony na żądanie Komisji Europejskiej w tzw. ustawie NOME z 2010 r., reformującej organizację francuskiego rynku energii elektrycznej.

Chodziło o złamanie monopolu operatora państwowego i stworzenie środowiska konkurencji na rynku detalicznym poprzez zapewnienie innym dostawcom dostępu do energii jądrowej na takich samych warunkach, z jakich korzysta EDF. Dostawcy alternatywni (wobec głównego, czyli EDF) mają bowiem niewielkie lub zgoła żadne moce produkcyjne i dlatego kupują energię elektryczną od EDF, aby ją odsprzedawać użytkownikom końcowym. Potentat rynku ma obowiązek sprzedawać konkurentom 25 proc. swojej produkcji jądrowej według stanu z 2010 r., czyli 100 terawatogodzin (TWh) rocznie, po z góry określonej stawce – obecnie 42 euro/MWh.

Maksymalny wolumen energii dostępny dla każdego dostawcy w ramach mechanizmu ARENH jest określany według jego portfela klientów oraz prognoz zużycia mierzonych w godzinach poza szczytem. Całkowita ilość energii dostarczanej w ramach mechanizmu ARENH nie może przekraczać 100 TWh rocznie dla wszystkich dostawców. W przeciwnym razie francuski regulator rynku energii (CRE) określa poziom redukcji wolumenu dla każdego dostawcy.

Przez lata wolumeny kontraktowane przez tzw. alternatywnych dostawców różniły się w zależności od oczekiwanej ceny rynkowej. Gdy była ona niższa od ceny ARENH, beneficjenci mechanizmu polegali na rynku. Gdy była wyższa, wybierali ARENH. Na początku minionej dekady ceny rynkowe były niskie. Dostawcy alternatywni kupowali więc energię na rynku hurtowym, a nie za pośrednictwem mechanizmu ARENH. Dopiero, gdy w 2017 r. ceny zaczęły rosnąć, ARENH wrócił do łask. Próg 100 TWh został przekroczony dopiero w 2019 i 2020 r.

Jak na ironię, okazało się to zabójcze dla finansów EDF: gdy cena rynkowa rośnie, spółka nie może tego zdyskontować poprzez podwyżkę, ponieważ stawka jest odgórnie ograniczona. Alternatywni dostawcy stanowią obecnie nieco ponad jedną czwartą rynku, więc straty EDF są znaczące. Ponadto, za sprawą spadku ilości wytwarzanej energii jądrowej, limit 100 TWh objęty mechanizmem ARENH, który w 2010 r. odpowiadał jednej czwartej całkowitej produkcji, obecnie stanowi już blisko jedną trzecią.

W obecnych warunkach rynkowych mechanizm ARENH zmusza EDF do sprzedaży energii jądrowej po cenie, która nie pokrywa kosztów produkcji, a w konsekwencji – do subsydiowania konkurentów. Rząd prowadzi trudne negocjacje z Komisją Europejską, postulując zniesienie preferencyjnej taryfy. Zaoszczędzone środki pozwoliłyby EDF przyspieszyć inwestycje w transformację energetyczną i sieć dystrybucji oraz nadrobić zaległości w stosunku do innych europejskich przedsiębiorstw energetycznych. Spółka pokazała wyliczenia, zgodnie z którymi umożliwiłoby to jej podwojenie mocy w zakresie energii odnawialnych do 2030 r.

OZE „pasożytują” na atomie

We Francji debata na temat transformacji energetycznej sprowadza się do pogodzenia atomu z odnawialnymi źródłami energii, a raczej stopniowej redukcji pierwszego na korzyść drugiego. Trzeba mieć świadomość, że koszt OZE jest umiarkowany dzięki istnieniu infrastruktury jądrowej. Ale to miecz obosieczny: konieczność dostosowywania poziomu produkcji energii jądrowej do z natury rzeczy nieciągłych i nieprzewidywalnych ilościowo wolumenów generacji OZE powoduje wzrost ceny energii jądrowej. Gdy źródła odnawialne pracują pełną parą, elektrownie jądrowe odpowiednio zmniejszają swoją produkcję. A to, że działają z maksymalnym wykorzystaniem mocy, podnosi koszt produkcji energii jądrowej. Innymi słowy rozwój OZE odbywa się za cenę drożenia energii jądrowej.

Wyzwanie XXII wieku

Symbolem kryzysu francuskiej energetyki jądrowej stała się elektrownia we Flamanville w Normandii, która pierwotnie miała zostać uruchomiona w 2012 r. kosztem 3 mld euro. Tymczasem dziewięć lat później prace wciąż trwają i nie wiadomo, czy uda się je zakończyć do 2022 r., nie mówiąc o rachunku, który wzrósł do 12,4 mld euro.

Francuski Urząd ds. Bezpieczeństwa Jądrowego zezwolił na eksploatację przez kolejną dekadę 32 z 56 reaktorów. Sama decyzja administracyjna nie załatwia jednak sprawy, gdyż konieczna jest wymiana wysłużonych elementów infrastruktury. Prace te trwają od 2014 r. i szacuje się, że do 2025 r. pochłoną blisko 50 mld euro.

Obecnie generacja jądrowa pokrywa dwie trzecie krajowego zużycia prądu, ale w planach jest zmniejszenie udziału atomu w bilansie energetycznym Francji do 50 proc. w perspektywie 2035 r. Do tego czasu EDF ma wyłączyć 12 reaktorów, ale park jądrowy trzeba systematycznie odnawiać. Dlatego EDF będzie budować nowe reaktory EPR w miejsce starych, stopniowo wyłączanych z eksploatacji. Odnowa infrastruktury przeciągnie się do XXII wieku.

Patrząc z perspektywy inwestora, budowa i demontaż są niezwykle kapitałochłonne. Ale im dłuższy cykl życia reaktora, tym dłuższy okres amortyzacji i tym niższy koszt produkcji energii elektrycznej w czasie.

Jedna marka, trzy spółki

Aby rozwijać energetykę jądrową pomimo ciężaru zadłużenia, EDF potrzebuje finansowania publicznego. Kapitał prywatny żąda bowiem stopy zwrotu, która niebotycznie podniosłaby cenę energii jądrowej. Dlatego też plan „Herkules” zakłada wyodrębnienie energetyki jądrowej jako infrastruktury publicznej, do której każdy podmiot ma zapewniony dostęp i która dzięki temu może korzystać z finansowania publicznego. Mechanizm ARENH zostałby wówczas szeroko zreformowany, tak aby cała produkcja jądrowa była dostępna dla dostawców energii, ale po wyższej cenie, prawdopodobnie około 50 euro za MWh.

Zgodnie z rządowym planem spółka ma zostać podzielona na trzy części: EDF Bleu (niebieski), scentralizowaną, w 100 proc. państwową spółkę, odpowiedzialną za energię jądrową i cieplną; EDF Azur (lazurowy), także państwowe przedsiębiorstwo hydroenergetyczne; i wreszcie EDF Vert (zielony), spółkę giełdową, która skupia pod swoim szyldem rozwój i eksploatację odnawialnych źródeł energii oraz pozostałe segmenty, tzn. dystrybucję (spółki przesyłowe RTE i ERDF/Enedis), sprzedaż, działalność zagraniczną.

Tym samym energia jądrowa pozostałaby w sferze publicznej, a odnawialne źródła energii otworzyłyby się na sektor prywatny. Opozycji i związkowców nie satysfakcjonuje jednak zapewnienie o utrzymaniu państwowej kontroli nad parkiem jądrowym. EDF zarabia na sprzedaży energii elektrycznej. Jeśli ta przejdzie w prywatne ręce, to kto będzie finansował odnowę mocy produkcyjnych? Niestety podatnicy. To nic innego, jak uspołecznianie strat i prywatyzacja zysków – grzmią przeciwnicy tego pomysłu. Przypominają też, że majstrowanie przy strukturze spółek z gatunku „sreber rodowych” zwykle kończy się utratą kontroli nad nimi. Tak było z GDF/Engie i France Telecom/Orange.

EDF wiąże nadzieje z polskim programem energetyki jądrowej. Dotychczasowe harmonogramy jeden po drugim dezaktualizowały się i upadały, ale oto mamy kolejny: w październiku 2020 r. rząd Mateusza Morawieckiego zadeklarował, że przeznaczy 33 mld euro na budowę sześciu reaktorów, z których pierwszy miałby zostać oddany do użytku w 2033 r. Francuzi wiedzą, że jeśli chcą sprzedać Polsce swoje reaktory EPR, to muszą dać dobry przykład i budować je również u siebie. Tym bardziej że EDF ma dwóch potężnych amerykańskich konkurentów: GE i Westinghouse.

Prezes EDF konsekwentnie powtarza: bez „Herkulesa” nie będziemy mieli środków na rozwój we wzrostowych segmentach rynku (w domyśle: OZE). Ale rząd na pewno nie zgodzi się na jedno: dezintegrację EDF. Oczywiście już podział na trzy spółki funkcjonujące w odmiennych reżimach kapitałowych (por. rola kapitału prywatnego w EDF Vert) stanowi krok ku dezintegracji, co podnoszą krytycy reformy. Wciąż jednak formalnie mamy do czynienia z jedną marką i zdecydowaną przewagą kapitału państwowego.

Francuski rząd ściga się z czasem. Bo jeśli negocjacje z Brukselą i uzgodnienia wewnętrzne przeciągną się do 2022 r., to sprawa zbiegnie się z prezydencką kampanią wyborczą, co może wręcz uniemożliwić przeprowadzenie reformy przez parlament.

Grażyna Śleszyńska