I Historia finansów ciepłownictwa na podstawie

HISTORIA FINANSÓW CIEPŁOWNICTWA na podstawie raportów URE

dr Małgorzata Niestępska

prezes zarządu PEC Ciechanów

Branża ciepłownicza jest w trakcie gruntownych zmian technologicznych oraz organizacyjnych, a jednocześnie narażona, w skali dotąd niespotykanej, na ryzyka istotnie pogarszające jej sytuację ekonomiczną. Potrzeba zachowania bezpiecznego poziomu środków finansowych oraz stabilności finansowej zderza się z niekorzystnymi zjawiskami w otoczeniu rynkowym, tj. spadkiem sprzedaży związanym z ocieplaniem klimatu, wzrostem cen uprawnień do emisji CO 2 czy niestabilnością systemów wsparcia.

Wpływ na sytuację finansową przedsiębiorstw z tak silną tendencją sezonową przychodów miało także wprowadzenie mechanizmu podzielonej płatności. Presja derogacji, uzyskania statusu efektywnego systemu ciepłowniczego oraz dyrektywy budynkowej powoduje w sektorze kumulację nakładów inwestycyjnych na przestrzeni kilku następnych lat.

Na ekonomiczną sytuację ciepłownictwa rzutuje fakt, że jest to jedyny sektor w pełni regulowany pod względem prowadzenia działalności oraz cen produktów i usług. To też jedyna w Polsce w pełni regulowana pod względem ekonomicznego funkcjonowania branża. Uzasadnieniem dla takiego stanu rzeczy jest traktowanie jej jako rynek monopolistyczny zarówno w obszarze wytwarzania, jak i dystrybucji, przesyłu i obrotu. Jednocześnie na rynku europejskim wytwarzanie i obrót ciepłem traktuje się jako działalność na rynku konkurencyjnym i w związku z tym pomoc publiczna jest adekwatnie do zachowania zasad konkurencyjności ograniczona. To istotna niespójność w polityce wobec sektora, mająca wpływ na możliwości finansowania transformacji paliwowej. Z powodu niespójności w kwalifikacji rynku ciepłowniczego polskie ciepłownictwo ma z jednej strony ograniczany dostęp do środków na inwestycje w transformację źródeł wytwarzania, a z drugiej ograniczane przez regulatora możliwości generowania środków na inwestycje.

Przedsiębiorstwo na rynku konkurencyjnym zmierza do punktu rynkowej równowagi podaży i popytu, dostosowując ceny przy zachowaniu celu, jakim jest osiągnięcie rentowności co najmniej na poziomie alternatywnych, utraconych korzyści. Przedsiębiorstwo na rynku monopolistycznym maksymalizuje zysk, wykorzystując swoją pozycję rynkową wynikającą z braku konkurencji. Dlatego powstały organy regulacyjne, których celem jest równoważenie interesów strony podażowej i popytowej poprzez kreowanie cen monopolistów. W przypadku sektora ciepłowniczego odbiorca ma dziś niemal nieograniczony wybór metod zasilania budynku w ciepło, pod warunkiem, że będzie to technologia spełniająca wymagania dyrektywy budynkowej. Istnieje więc

rok

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

suma Płynność

0,86 0,68 0,67 0,63 0,69 0,63 0,67 0,72 0,61

0,68 Rentowność og.

0,35 -1,56 -1,64 1,81 3,63 1,46 9,68 6,71 1,88

2,48 Ks

10879 11435 11487 13075 12085 12954 13039 12136,29

konkurencyjny rynek substytucyjny w stosunku do ciepła systemowego. Zakładając jednak, że sektor ciepłowniczy ma charakter monopolistyczny, ponieważ przyłączenie do sieci jest traktowane w prawie priorytetowo, kluczowe jest właściwe zdefiniowanie przez regulatora interesów obszaru popytu i podaży.

Taniość ciepła jako priorytet

Analiza danych z publikacji „Energetyka cieplna w liczbach” oraz z ankiety przeprowadzanej corocznie przez Izbę Gospodarczą Ciepłownictwa Polski wykazuje, że dotychczasowa polityka regulatora nie motywowała przedsiębiorstw do podejmowa

Właściwym podejściem analitycznym w raportach sektora dla diagnozowania sytuacji sektora i efektów regulacji byłaby analiza kwartylowa z bazową skalą sprzedaży rocznej oraz dostosowanie wskaźników do definicji ekonomicznych analizy finansowej

nia ryzyka realizacji koniecznych inwestycji, gdyż preferowała przede wszystkim taniość ciepła jako priorytet. Regulator nie ma narzędzi i kompetencji do skutecznego zobowiązania zarządzających przedsiębiorstwem do decyzji o realizacji niezbędnych zadań inwestycyjnych. Jest to odpowiedzialność zarządów. Jednak, aby podejmować ryzyka inwestycji, zwłaszcza jeśli ich celem jest dostosowanie się do norm ochrony środowiska, a nie zwiększenie sprzedaży, przedsiębiorstwa muszą dysponować odpowiednimi środkami pieniężnymi.

W efekcie dotychczasowej polityki regulacyjnej w roku 2018 wiele przedsiębiorstw odnotowało stratę, a wynik był średnio rok do roku niższy o ponad 70%. Jedną z przyczyn tak znaczącego pogorszenia się sytuacji finansowej przedsiębiorstw ciepłowniczych była między innymi przewlekłość procedur zmian cen taryfowych w obliczu bardzo dużej dynamiki zmian kosztów paliw i uprawnień do emisji CO 2 . Skutkiem niedostosowanych do otoczenia rynkowego praktyk

Kz Kjc Pjśr. Pjśr.-Kjc

24,72 24,82 25,16 24,73 23,73 23,70 26,20 24,72

43,82 44,85 47,55 49,96 45,53 46,48 50,23 46,92

41,30 44,27 47,23 48,97 48,87 48,33 49,46 46,92

-2,52 -0,58 -0,32 -0,99 3,34 1,85 -0,77 0,00

TAB. 1

Zestawienie danych o sytuacji finansowych przedsiębiorstw wynikających z raportu „Ciepłownictwo w liczbach (…)” URE z lat 2010-2018

Rentowność (B.3.) wg URE

Rentowność sprzedaży wg zasad analizy finansowej

(Przychody ogółem - Koszty ogółem) (Przychody ogółem)

Wynik finansowy netto

Przychody netto ze sprzedaży

Płynność (C.2.) wg URE

Płynność bieżąca

(Aktywa bieżące = Należności krótkoterminowe) (Zobowiązania krótkoterminowe) Aktywa obrotowe (zapasy + należności krótkoterminowe + inwestycje krótkoterminowe + krótkoterminowe rozliczenia międzyokresowe) Zobowiązania krótkoterminowe

TAB. 2

Różnica w definicjach wskaźników finansowych wg URE i wg zasad analizy finansowej

regulatora był długoterminowy brak pokrycia kosztów podstawowej działalności lub konsumowanie wolnych środków pieniężnych przeznaczonych na inwestycje, albo zadłużanie się przedsiębiorstw na rachunkach bieżących. Pogorszenie sytuacji finansowej sektora ograniczyło możliwości inwestowania przedsiębiorstw i zwiększyło ryzyka pogorszenia ich płynności w obliczu kumulacji potrzeb inwestycyjnych.

Aktualna skala niezbędnych inwestycji dla większości przedsiębiorstw jest bezprecedensowa w stosunku do około 30-letniej historii ciepłownictwa. To moment, kiedy regulator i przedsiębiorcy, mając na celu realizację celów polityki klimatycznej, powinni współpracować i wypracować optymalną ścieżkę naprawy sytuacji sektora. Analizując bowiem lata 2016-2017, przy takiej samej polityce regulatora, wyniki finansowe sektora były dość dobre. Dlatego warto przyjrzeć się historii sytuacji finansowej sektora, aby potwierdzić tezę, że problemem jest praktyka regulacyjna, lub odrzucić tę hipotezę na rzecz stwierdzenia, że to przedsiębiorstwa w sposób nieuzasadniony odwlekały decyzje o koniecznych inwestycjach. Dzisiejsza sytuacja skłania bowiem do zadania pytania, dlaczego branża, mając świadomość wyzwań wynikających z polityki klimatycznej, mankamentów polityki regulatora i skali niezbędnych inwestycji, nie realizowała ich wcześniej. Mamy bowiem aktualnie stan, w którym 80% systemów nie jest efektywnych i niemal taka sama ilość przedsiębiorstw opiera swoje wytwarzanie o węgiel spalany w instalacjach konwencjonalnych.

Przyczyny dzisiejszej sytuacji

Aby zdiagnozować przyczyny dzisiejszej sytuacji, należy sięgnąć głębiej do historii wyników finansowych przedsiębiorstw przedstawianych w dostępnych raportach. Tabela 1 prezentuje wyniki przedsiębiorstw z ostatnich lat.

Tabela 1 pokazuje skutki polityki taryfowej w ostatnich ośmiu latach. To, co najbardziej rzuca się w oczy, to bardzo niska, a nawet ujemna „rentowność”, utrzymująca się w niemal całym okresie, za wyjątkiem lat 2014, 2016, 2017, poniżej 2%. „Rentowność” jest niższa od stopy wolnej od ryzyka i wskazuje na brak zasadności inwestowania w sektor z punktu widzenia przeciętnego inwestora kierującego się kryterium alternatywnej, utraconej korzyści ekonomicznej. Praktyka kalkulacji taryf opiera się na definicji kalkulacji progu rentowności plus marża równa zwrotowi z kapitału. Tymczasem w powyższym zestawieniu widać, że średnia cena ciepła nie pokrywała przez 5 lat jednostkowego kosztu całkowitego. Można więc postawić tezę, że tylko dwa spośród ośmiu lat pozwoliły na generowanie środków finansowych choćby na pokrycie udziału własnego dla realizacji inwestycji. Bilansując różnicę jednostkowych przychodów całkowitych i jednostkowych kosztów całkowitych, otrzymujemy „0”, czyli można wyciągnąć wniosek, że w ciągu tych 8 lat przedsiębiorstwa nie miały szansy wygenerować środków na inwestycje o wartości przekraczającej amortyzację.

Ponadto należy zauważyć, że przedstawione w raportach URE wskaźniki płynności i rentowności nie odpowiadają definicji wskaźników wykorzystywanych w analizie finansowej, co pokazuje zestawienie w tabeli 2.

Z uwagi na rozbieżność w definiowaniu wskaźników przez URE w stosunku do praktyki analizy ekonomicznej, trudno je interpretować poza analizą ich dynamiki. Brakuje bowiem dla nich w teorii ekonomii wartości odniesienia. W przypadku wskaźnika rentowności, wg zasad ekonomii, jego poziom powinien być co najmniej na poziomie stopy wolnej od ryzyka plus premia za ryzko i optymalnie powinien się on zwiększać r./r. Natomiast to, co pokazuje wskaźnik wg definicji URE, to nie rentowność, tylko nadwyżka przychodów ogółem nad kosztami ogółem, tj. „spełnienie progu rentowności plus”. Można go zinterpretować jako procentową rezerwę finansową, jaka pozostaje na reagowanie na ryzyka otoczenia oraz na rozwój czy inwestycje – oczywiście o ile jest ona dodatnia.

Wskaźnik płynności, według definicji URE, pokazuje udział należności, które stanowią najmniej pewną część aktywów obrotowych w sensie dyspozycyjności, w pokryciu zobowiązań bieżących. Gdy tymczasem celem właściwego wskaźnika płynności bieżącej jest ocena możliwości pokrycia w pełni aktywami obrotowymi zobowiązań krótkoterminowych. Wskaźnik pozwala ocenić skalę ryzyka utraty płynności z powodu braku możliwości terminowego regulowania zobowiązań. Jeśli więc prezentowany poziom wskaźnika płynności wg URE jest średnio na poziomie 0,68, to można to zinterpretować, że 38% zobowiązań bieżących powinno być pokryte wolnymi środkami pieniężnymi i zapasami. Jednak analizy tych wartości w raportach URE brakuje. Chociaż przecież utrzymanie zapasów stanowi zgodnie z rozporządzeniem taryfowym koszt uzasadniony.

4 000 000

3 000 000

2 000 000

RYS. 1

Zestawienie danych dotyczących możliwości realizacji inwestycji oraz skali nakładów o okresie 2010-2018

1 000 000

0

-1 000 000

Nakłady inwestycyjne

Wynik finansowy netto szacowany**

Amortryzacja 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

2 151 821 2 714 207 2 466 427 2 804 843 3 663 924 4 472 026 2 987 078 2 859 948 2 937 620

47019 -194845 -222570 256449 495332 207533 1461421 1029462 279543

1 409 976 1 418 900 1 473 183 1 616 186 1 635 029 2 180 341 1 892 596 2 245 547 2 186 689

Z analizy prezentowanych wyżej danych wynika, że przez ostatnie 8 lat przedsiębiorstwa ciepłownicze w obliczu braku pokrycia kosztów podstawowej działalności musiały ratować się przed stratą i trudno się dziwić, że nie podejmowały się realizacji wysokonakładowych inwestycji w transformację źródeł. Nie można więc odrzucić hipotezy zakładającej, że zła sytuacja finansowa jest między innymi efektem praktyki regulacyjnej.

Weryfikacją powyższej hipotezy jest również rysunek 1, prezentujący historię nakładów inwestycyjnych oraz możliwości finansowych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Na wykresie można zaobserwować, że od 2012 roku systematycznie wzrastały nakłady na inwestycje, pomimo słabych wyników finansowych przedsiębiorstw. Do roku 2015 następował systematyczny wzrost amortyzacji, aby po 2015 ustabilizować się na poziomie ok. 2 mln zł.

Przedsiębiorstwa podejmowały więc wysiłek inwestycyjny dostosowania się do nowych wymagań prawa pomimo słabych wyników finansowych i ryzyka. Środki własne, którymi dysponowały na realizację inwestycji, to suma amortyzacji, zysku netto oraz wolnych środków pieniężnych. Z uwagi na brak danych o wolnych środkach pieniężnych i zysku netto, na podstawie wyniku brutto oszacowano wynik netto, uwzględniając 19% podatek. Na wykresie pokazano, jak zmieniała się na przestrzeni analizowanego okresu amortyzacja, oszacowany zysk netto oraz nakłady. Poza rokiem 2016 i 2017 widzimy brak pokrycia inwestycji z tych dwóch źródeł. Z analizy sumy amortyzacji i zysku netto badanego okresu wynika, że ok. 50% nakładów musiała być realizowana z wolnych środków pieniężnych i środków obcych. Według danych pochodzących z dobrowolnie wypełnianej co roku ankiety IGCP, przedsiębiorstwa dysponowały w latach 2014-2018 wolnymi środkami pieniężnymi średnio na poziomie ok. 5,5 mln zł. Przy czym 50% ankietowanych przedsiębiorstw dysponowało środkami pieniężnymi na poziomie mniejszym niż 1,9 mln zł. Przedsiębiorstwa mogły więc teoretycznie pokryć w tym okresie nakłady inwestycyjne środkami własnymi. Potwierdza to niski wskaźnik zadłużenia przedsiębiorstw. Jednocześnie rozbieżności w wartości wolnych środków pieniężnych pokazuje, jak duże odchylenie wartości służących ocenie sytuacji finansowej może występować w grupie przedsiębiorstw ciepłowniczych. Rok 2017 cechował się wzrostem cen węgla, a rok 2018 był czasem spadku zasobów środków pieniężnych i ogólnym znaczącym pogorszeniem się sytuacji finansowej w sektorze. Było to związane głównie ze wzrostem kosztu zakupu uprawnień do emisji CO 2 dla przedsiębiorstw objętych systemem EU ETS. Widoczny jest w tym okresie spadek nakładów inwestycyjnych po kilkuletnim okresie systematycznego ich wzrostu. W latach 2014-2015, jak pokazuje rysunek 2, spadła sprzedaż ciepła i trend ten powrócił w 2018 r. Ten czynnik mógł mieć wpływ na bardziej ostrożnościową politykę przedsiębiorstw w zakresie realizacji inwestycji. Zmiany w systemie wsparcia kogeneracji

Prawdopodobnie jednym z najbardziej istotnych elementów mających wpływ na spadek inwestycji były zmiany w systemie wsparcia kogeneracji, które weszły w życie w roku 2018 r. Do tego momentu, przez około dwa lata na rynku panowała niepewność co do kierunku zmian w systemie wsparcia. Ostrożność wynikała również ze złych doświadczeń przedsiębiorstw z lat 2012-2013, kiedy to przerwa w systemie wsparcia kogeneracji i wysokie ceny gazu powodowały straty.

Historia wpływu polityki wsparcia oraz jej zmian widoczna jest na wykresie na rys. 3. Można zauważyć stabilność „rentowności” wg URE, tj. nadwyżki przychodów ogółem nad kosztami ogółem, w przypadku przedsiębiorstw bez kogeneracji i znaczące zmiany RYS. 1 Zestawienie danych dotyczących możliwości realizacji inwestycji oraz skali nakładów o okresie 2010-2018 Przedsiębiorstwa podejmowały więc wysiłek inwestycyjny dostosowania się do nowych wymagań prawa pomimo słabych wyników finansowych i ryzyka. Środki własne, którymi dysponowały na realizację inwestycji, to suma amortyzacji, zysku netto oraz wolnych środków pieniężnych. Z uwagi na brak danych o wolnych środkach pieniężnych i zysku netto, na podstawie wyniku brutto oszacowano wynik netto, uwzględniając 19% podatek. Na wykresie pokazano, jak zmieniała się na przestrzeni analizowanego okresu amortyzacja, oszacowany zysk netto oraz nakłady. Poza rokiem 2016 i 2017 widzimy brak pokrycia inwestycji z tych dwóch źródeł. Z analizy sumy amortyzacji i zysku netto badanego okresu wynika, że ok. 50% nakładów musiała być realizowana z wolnych środków pieniężnych i środków obcych. Według danych pochodzących z dobrowolnie wypełnianej co roku ankiety IGCP, przedsiębiorstwa dysponowały w latach 2014-2018 wolnymi środkami pieniężnymi średnio na poziomie ok. 5,5 mln zł. Przy czym 50% ankietowanych przedsiębiorstw dysponowało środkami pieniężnymi na poziomie mniejszym niż 1,9 mln zł. Przedsiębiorstwa mogły więc teoretycznie pokryć w tym okresie nakłady inwestycyjne środkami własnymi. Potwierdza to niski wskaźnik zadłużenia przedsiębiorstw. Jednocześnie rozbieżności w

w zakresie minimum ekonomicznej zasadności prowadzenia działalności w przypadku przedsiębiorstw z kogeneracją. Mając na uwadze trend zwiększania się udziału kogeneracji w sektorze ciepłowniczym, pokazuje to skalę ryzyka z tym związaną przy obecnej praktyce regulacyjnej, której brak dynamicznych reakcji oraz niestabilności i zmian w systemach wsparcia uzasadniających rozwój kogeneracji.

Oczywiście w branży mamy do czynienia z dużym zróżnicowaniem skali i specyfiki prowadzonej działalności w zakresie paliw czy technologii, czego powyższe zestawienie nie uwzględnia. Dlatego raportowanie i wyciąganie wniosków na podstawie wartości średnich nie jest wystarczająco miarodajne dla właściwej oceny sytuacji finansowej sektora. Właściwym podejściem analitycznym w raportach sektora dla diagnozowania sytuacji sektora i efektów regulacji byłaby analiza kwartylowa z bazową skalą sprzedaży rocznej oraz dostosowanie wskaźników do definicji ekonomicznych analizy finansowej.

Wszystkie przedstawione analizy wskazują, że sytuacja przedsiębiorstw ciepłowniczych jest efektem kumulacji kilku niekorzystnych czynników w krótkim czasie, a tylko jednym z nich jest praktyka regulacji. Ciepłownictwo – jednym z kluczowych sektorów

Sektor ciepłowniczy jest istotnym elementem bezpieczeństwa energetycznego w skali kraju, pomimo lokalnego charakteru świadczonych usług. Jest również ważnym ogniwem realizacji celów klimatycznych i efektywnościowych oraz polityki walki ze smogiem. Bezpieczeństwo zachowania ciągłości dostaw ciepła wymaga nakładów na modernizację i rozwój. Jako sektor narażony na ryzyka niezależne od decyzji zarządów przedsiębiorstw, takich jak pogoda, otoczenie prawne czy ceny paliw i energii wymaga bezpiecznego bufora finansowego pochodzącego z marży nad progiem rentowności, tj. ze zwrotu kapitału niezależnie od skali wzrostu czy spadku kosztów uznanych za uzasadnione. Zwrot z kapitału powinien wynikać z analizy polityki reinwestowania zysku w działalność ciepłowniczą, realizacji celów polityki energetycznej, poziomu środków dyspozycyjnych niezbędnych do realizacji planowanych inwestycji, z polityki dywidend. Powinien utrzymywać się na poziomie co najmniej stopy wolnej od ryzyka. W tym celu powinna ulec zmianie filozofia zatwierdzania taryf. Regulator jest bowiem współodpowiedzialny za stan techniczny i finansowy przedsiębiorstw, ponieważ to w jego rękach jest narzędzie motywacji i kreowania wyników sektora. Ograniczenie oceny sytuacji do stwierdzenia „pokrycia kosztów przychodami” jest zbyt krótkowzroczne. Jak pokazuje analiza danych historycznych o sytuacji finansowej sektora i skali realizowanych inwestycji, przedsiębiorstwa – pomimo nie najlepszych wyników – podejmowały ryzyko ich realizacji. I mimo że problemy przewlekłej „choroby” braku pokrycia kosztów podstawowej działalności, w przypadku nagłych wzrostów czynników kosztotwórczych w zestawie z długotrwałym procesem zmian taryfy, zniechęcały do podejmowania tego ryzyka. W wielu przypadkach przedsiębiorstw, które nie podjęły się niezbędnych inwestycji, prawdopodobnie polityka planowania nakładów w wysokości amortyzacji była zachowawczą odpowiedzią na historyczne doświadczenia strat w okresach wzrostów kosztów zakupu paliw. Dziś ryzyk dynamicznych zmian cen paliw, energii, uprawnień, które wynikają ze specyfiki rynku giełdowego, jest znacznie więcej. Dlatego poza dostosowaniem praktyki taryfowej od strony przedsiębiorstw zachowawcze podejście do korzystania z kapitału obcego dla realizacji inwestycji i niekorzystnie z efektu tarczy podatkowej nie może być kontynuowane. Przedsiębiorstwa, mając wartości wolnych środków pieniężnych pokazuje, jak duże odchylenie wartości służących ocenie sytuacji finansowej może występować w grupie przedsiębiorstw ciepłowniczych. Rok 2017 cechował się wzrostem cen węgla, a rok 2018 był czasem spadku zasobów środków pieniężnych i ogólnym znaczącym pogorszeniem się sytuacji finansowej w sektorze. Było to związane głównie ze wzrostem kosztu zakupu uprawnień do emisji CO 2 dla przedsiębiorstw objętych systemem EU ETS. Widoczny jest w tym okresie spadek nakładów inwestycyjnych po kilkuletnim okresie systematycznego ich wzrostu. W latach 2014-2015, jak pokazuje rysunek 2, spadła sprzedaż ciepła i trend ten powrócił w 2018 r. Ten czynnik mógł mieć wpływ na bardziej ostrożnościową politykę przedsiębiorstw w zakresie realizacji inwestycji.

Przez ostatnie lata przedsiębiorstwa ciepłownicze, w obliczu braku pokrycia kosztów podstawowej działalności, musiały ratować się przed stratą i trudno się dziwić, że nie podejmowały się realizacji wysokonakładowych inwestycji w transformację źródeł

RYS. 2

Sprzedaż ciepła ogółem w latach 2010-2018 w TJ. „Energetyka cieplna w liczbach (..)” URE

450 000

400 000

350 000

434 294

377 621 389 168 381 754

341 424 344 771 368 824 381 539

359 990

300 000

250 000

200 000

2 010 2 011 2 012 2 013 2 014 2 015 2 016 2 017 2 018