Monopoly: Ukraina. Jakie aktywa energetyczne Kijowa mogą trafić w polskie ręce? [ANALIZA]

„Nowa” prywatyzacja?

W ramach corocznej konferencji Polska Polityka Wschodnia Paweł Musiałek i Paweł Purski zaprezentowali raport, w którym postulują zaangażowanie się polskich firm w prywatyzację ukraińskich przedsiębiorstw, zwłaszcza energetycznych. Zdaniem autorów raportu zaangażowanie USA i MFW na Ukrainie powinno dać w tym kontekście swego rodzaju parasol ochronny dla inwestorów z Zachodu. W analizie podkreślane są także sukcesy Kijowa w reformach, co ma zaowocować otwarciem nowych możliwości dla biznesu, w tym firm polskich.  Purski i Musiałek zwracają uwagę, że w styczniu br. Rada Najwyższa Ukrainy przegłosowała ustawę „O prywatyzacji mienia państwowego i komunalnego”. Dokument wszedł w życie w marcu. Ustawa ulepsza zasady przeprowadzenia prywatyzacji, co powinno być zachętą do zainteresowania udziałem w konkursach prywatyzacyjnych dla zachodnich inwestorów.

10 maja 2018 roku Gabinet Ministrów Ukrainy zatwierdził rozporządzenie zawierające listę przedsiębiorstw planowanych do prywatyzacji. Gros z nich stanowią obiekty ukraińskiej energetyki: pięć obłenerho (przedsiębiorstw dystrybucji energii elektrycznej), Centrenerho, trzy elektrociepłownie i jedna ciepłownia oraz kopalnia węgla Krasnołymańska. Oprócz tego na liście są też zakłady produkujące wyposażenie dla obiektów energetycznych – Turboatom w Charkowie. Co zatem z wyliczonych obiektów może choćby teoretycznie zainteresować polskie firmy?

Najpierw warto wykluczyć kilka opcji. W świetle problemów targanych sektorem węglowym w Polsce możliwość kupna kopalń na Ukrainie przez firmy węglowe z Polski można nawet nie rozpatrywać. To samo dotyczy szans na „wejście” w Turboatom – potencjalne polskie firmy miałyby niewiele do zaoferowania tym zakładom. Elektrociepłownie i ciepłownie funkcjonują w warunkach archaicznych i dopiero co zaczynają się ożywiać dyskusje na temat reformowania tego segmentu – dotyczy to zwłaszcza produkcji ciepła. Obiekty te należą do stałych bywalców na listach dłużników za zużyty gaz. Dla przykładu, według stanu na ostatnią dekadę października 2018 roku wszystkie elektrociepłownie wystawione na sprzedaż były mocno zadłużone: Chersońska elektrociepłownia (281 mln UAH), Siewierodoniecka (320 mln UAH), Dniprowska (318 mln UAH). De facto spośród energetycznych „kawałków” ukraińskiego tortu teoretycznie dostępnymi dla kompanii z nad Wisły pozostają dwa – Centrenerho i pięć obłenerho.

Centrenerho – „obcym wstęp wzbroniony”

Najszybciej zostanie przeprowadzony konkurs na kupno Centrenerho – zaplanowany jest na 13 grudnia, a startowa cena wynosi 5,98 mld UAH (około 800 mln. PLN). Centrenerho zarządza trzema elektrowniami cieplnymi – Trypilską w obwodzie kijowskim, Zmijewską pod Charkowem i Wuhłehirską położoną tuż przy linii frontu na Donbasie. Ich łączne moce nominalne sięgają 4-5% w całym Zjednoczonym Systemie Energetycznym (ZSE). Bardziej miarodajne mogą być dane z zatwierdzonego przez resort energetyki Prognozowanego Bilansu Energii Elektrycznej ZSE na 2019 rok. Wynika z niego, że elektrownie Centrenerho wyprodukują prawie 16% energii elektrycznej wśród wszystkich elektrowni cieplnych oraz 6,6% energii elektrycznej wyprodukowanej ogółem na Ukrainie. Odrębne traktowanie odsetka elektrowni cieplnych jest ważne z uwagi na fakt, że są to moce manewrujące pełniące w ZSE niezwykle ważną rolę, co zwiększa ich znaczenie. Ponadto, 1 lipca 2019 roku ma wystartować rynkowe kształtowanie cen na energię elektryczną (obecnie taryfy są regulowane przez państwo). Niemal na pewno część rynku pozostanie regulowana, ale akurat elektrownie cieplne są w tym kontekście na uprzywilejowanej pozycji (więcej: https://www.energetyka24.com/deformowana-reforma-rynek-energii-elektrycznej-ukrainy) . Oznacza to, że sprzedaż energii pochodzącej z elektrowni cieplnych będzie przynosiła większe zyski.  

Na elektrowniach Centrenerho funkcjonują 23 bloki energetyczne, z których 18 jest węglowych, a 5 gazowo-mazutowych. Na elektrowniach Trypilskiej i Zmijewskiej większość bloków funkcjonuje na deficytowych nad Dnieprem typach węgla grup antracytowych (wszystkie kopalnie antracytu znajdują się na okupowanej części Donbasu). Jednak wbrew opinii zawartej we wspomnianym raporcie Purskiego i Musiałka, nie jest to już problemem i wyzwaniem. Według przygotowanej przez resort energetyki Prognozowanej Struktury Paliw Elektrowni Cieplnych i Elektrociepłowni na 2019 rok obydwa obiekty nie będą spalały antracytu w ogóle. Będzie to możliwe dzięki przeprowadzonej w 2017 i 2018 modernizacji bloków, która pozwala na spalanie na części z nich węgla grup gazowych. Jednocześnie oznacza to, że „antracytowe” bloki są i pewnie pozostaną zakonserwowane.

Na przedsiębiorstwach zatrudnionych jest około 7 tys. osób. Każdy z tych obiektów ma długą historię, co powoduje, że bloki wymagają rekonstrukcji. Trypilska elektrownia była wprowadzana do systemu stopniowo w latach 1969–1972, zatem „najmłodszy” blok ma 46 lat. Zmijewska jest jeszcze starsza – jej pierwszy blok rozpoczął eksploatację 58 lat temu. Warto jednak dodać, że w 2005 roku ukończono rekonstrukcję jednego z bloków. „Najmłodsza” jest elektrownia Wuhłehirska, która ostatni blok oddała do użytku 42 lata temu. Dane te jednoznacznie pokazują, że bloki wymagać będą inwestycji w ich modernizację. Oprócz zwykłej poprawy efektywności ich pracy, wyzwaniem przyszłości będzie także spełnienie norm ekologicznych.

Należy też mieć świadomość, że zgodnie z aktualną redakcją Strategii Energetycznej Ukrainy do 2035 roku rola węgla w ukraińskiej energetyce będzie się zmniejszać. Jeśli w 2015 roku odsetek węgla w miksie energetycznym kraju stanowił 27,3%, to w 2020 roku ma to być 18%, w 2025 roku – 14%, w 2030 roku – 13%, a w 2035 roku – 12%. Automatycznie zawęzi to więc przestrzeń dla rozwoju elektrowni węglowych. Ale czynnik ten nie ma znaczenia krytycznego, bo sama produkcja EE z węgla nie ulegnie drastycznej redukcji.

Jest jeszcze często artykułowany problem bliskości elektrowni Wuhłehirskiej do linii rozgraniczającej okupowaną część Donbasu z resztą Ukrainy. Jednym z domniemanych powodów eskalacji na froncie obserwowanej pod koniec 2016 roku na tzw. łuku switłodarskim była właśnie motywacja przejęcia przez siły rosyjsko-separatystyczne elektrowni położonej w przyfrontowym Switłodarsku. Przebieg tamtych walk i kolejne próby zaostrzenia pokazały, że wojska ukraińskie są bardzo dobrze przygotowane na tym odcinku i ewentualna utrata kontroli nad obiektem będzie możliwa tylko w przypadku walk na pełną skalę, a te są z wielu względów mało prawdopodobne.     

Zakładając, że kupcem Centrenerho byłaby polska firma problemem nie powinien być także dostęp do surowca – praktyka obserwowana w tym roku jasno pokazuje, że dostawcy walczą o tę możliwość. Jednak kluczową przeszkodą nie będą wyzwania po prywatyzacji, a wynikają z samego konkursu, który najprawdopodobniej został rozpisany pod rosnącą siłę na ukraińskim rynku – kompanię „Ukrdoninwest” Witalija Kropaczowa (więcej: https://www.energetyka24.com/autorzy/nowy-kurator-sektora-weglowego-ukrainy--witalij-kropaczow). Stoi za nim najprawdopodobniej szara eminencja w otoczeniu Petra Poroszenki – Ihor Kononenko, co zwiększa szanse na sukces przejęcia Centrenerho. W ten sposób Ukrdoninwest praktycznie zamknie cykl produkcyjny. Obecnie kompania posiada kopalnie i zakłady wzbogacania węgla – będzie to atut w prywatyzacji. W ostatnim czasie udało się jej zastąpić DTEK Rinata Achmetowa w roli dostawcy węgla do elektrowni Centrenerho. W kuluarach od wielu miesięcy mówi się, że Kononenko będzie bardzo mocno zabiegał o oddanie akcji Centrenerho Kropaczowowi, który publicznie nazywa koncern jednym ze swych kluczowych celów. W świetle powyższego, sukces w ewentualnej batalii o elektrownie Centrenerho firm z Polski należy uznać za mało prawdopodobny.  

Obłenerho – „rentowna gra bez zasad”

Szczególne miejsce w analizie Purskiego i Musiałka zajmuje pięć obłenerho, czyli przedsiębiorstw dystrybucji energii elektrycznej, które według autorów mają potencjalnie największą wartość dla inwestorów z nad Wisły. P.o. szefa Funduszu Majątku Państwowego Witalij Trubarow twierdzi, że właśnie obłenerho są najsmaczniejszym kąskiem wielkiej prywatyzacji, bo chodzi o pakiety kontrolne przedsiębiorstw. Z tego powodu warto przyjrzeć się bliżej tym obiektom pod kątem kilku zagadnień z nimi związanych, które mogą być problematycznymi dla inwestorów z Polski.

Wyniki finansowe, stan sieci i taryfy. Obłenerho są obiektem wzmożonej uwagi środowisk oligarchicznych, bo przynoszą spore zyski i to w krótkim czasie. Według szacunków Andrija Herusa – przewodniczącego Stowarzyszenia Odbiorców Usług Komunalnych i Energetyki, średniej wielkości obłenerho zarabiają rocznie około 50–100 mln. UAH, co przy wartości samej prywatyzacji pozwala liczyć na zwrot inwestycji już po upływie kilku lat. Jednak większość dochodów jest formułowana w „szarej” strefie, np. przy realizacji programów inwestycyjnych, zamówień publicznych czy też przy podłączaniu odbiorców do sieci – wartości te są wliczane do taryfy. Oznacza to, że działalność przedsiębiorstw trudno nazwać przejrzystą tak samo, jak warunki w jakich one funkcjonują. Z jednej strony może to być uważane za atut, bo sytuuje obłenerho po uprzywilejowanej stronie i stwarza im szerokie możliwości do zysków. Jednak wymaga to specyficznego podejścia biznesowego, które nie jest raczej domeną biznesu świata zachodniego – przyzwyczajonego do jasnych zasad gry.       

Obłenerho funkcjonują według regulowanej przez państwo taryfy, której kształtowanie się wywołuje wiele kontrowersji. Metodologia ich wyznaczania skutkuje bardzo dużymi różnicami w ich wysokości w zależności od regionu – np. na pierwszą klasę napięcia, obecnie najwyższą taryfę ma łuhańskie obłenerho (144,57 UAH/MWh), a najniższą (nie licząc sieci miejskich i należących do zakładów przemysłowych) zaporoskie (16,46 UAH/MWh). Na wysokość taryfy bezpośrednio wpływają np. programy inwestycyjne obłenerho – im większe inwestycje w infrastrukturę, tym wyższa taryfa. Jednak brakuje skutecznych metod egzekwowania i weryfikowania inwestycji, co jest źródłem wielu manipulacji. De facto jest to legalizowanie nadużyć.    

Według ocen Ministerstwa Energetyki i Przemysłu Węglowego Ukrainy niezbędny pułap inwestycji w sieci przesyłowe i dystrybucyjne stanowi 14 mld UAH rocznie. Największe problemy targają sieciami niskiego napięcia, 70% których wymaga remontu. Obecnie straty energii w sieciach sięgają nawet 20%. Naturalnym rozwiązaniem tego problemu jest wprowadzenie taryfy RAB, która powinna stymulować właścicieli sieci do inwestycji w ich modernizację. W lipcu 2017 roku NKREKP wprowadziła zmiany do własnego rozporządzenia regulującego funkcjonowanie taryfy stymulującej inwestycje w sieci przesyłowe i dystrybucji. 10 stycznia 2018 roku rządowa gazeta „Uriadowyj Kurier” opublikowała owe rozporządzenie, co formalnie oznacza jego wejście w życie. Nie wiadomo jednak, kiedy dokładnie RAB-taryfy zaczną funkcjonować, choć wiadomo, że mają być ustanowione na okres trzech lat. Formalnie, regulator zyskał prawo ich wprowadzenia z dniem 1 kwietnia 2018 roku.

Dokument wywołuje wiele kontrowersji przede wszystkim z uwagi na ustanowienie dla rozrachunku wysokości RAB-taryfy (obliczanej według formuły obejmującej dochodowość infrastruktury) takiej samej stawki (12,5%) dla nowej i przestarzałej infrastruktury. Takie podejście znacząco zawyża zyski właścicieli, niezależnie od tego czy inwestują w nową infrastrukturę czy nie i de facto obniża impulsy do modernizacji sieci. Przy czym obecnie stawka dla nowej infrastruktury (14,75%) przewyższa tę dla starej (5%) prawie trzykrotnie, a wydaje się, że optymalną byłaby jeszcze większa różnica – Herus postuluje stawkę 22% dla nowej i od 0-3% dla starej infrastruktury.

Następnym wątpliwym aspektem jest to, że nadal nie jest jasne, które oblenerho zostaną objęte RAB-taryfą i od kiedy, a decyzję w tym zakresie ma podjąć regulator. Nie wiadomo wiele na temat metodologii przy podjęciu decyzji w tym zakresie. Kolejnym pytaniem jest metodyka obliczania wartości aktywów, która stwarza pole do manipulacji. Wreszcie, nie wiadomo nic na temat sposobu weryfikacji deklarowanych inwestycji, co stwarza ryzyko czerpania dodatkowych zysków z RAB-taryfy, ale bez należnych inwestycji. Sytuacja wokół RAB-taryfy dobitnie pokazuje, że reforma rynku energii elektrycznej będzie wdrażana powoli i z licznymi ułomnościami. Teoretycznie jest to zachęta dla inwestora, ale trzeba mieć świadomość, że takie pole do działalności wymagać będzie specyficznych umiejętności i podejścia do prowadzenia interesów. Zresztą nowe kierownictwo regulatora zapowiada dodatkową analizę rozporządzenia dotyczącego RAB taryf, które krytyce poddał sekretariat Wspólnoty Energetycznej.

Można zatem konstatować, że obecna atrakcyjność obłenerho dla inwestorów jest oparta w znacznej mierze o brak reformy sektora elektroenergetycznego, która dopiero co zaczęła raczkować (lub o jej deformację). Paradoksalnie, wdrożenie w pełni reformy rynku energii elektrycznej zredukuje obecne źródła ich zysków, choć nadal pozostaną dość atrakcyjnym celem. 

Kolejna sprawa to unbundling. Zgodnie z ustawą O rynku energii elektrycznej obłenerho są zobowiązane do rozdzielenia dotychczas równolegle pełnionych funkcji – sprzedaży i dystrybucji (dostarczenia). Według informacji regulatora z sierpnia 2018 roku wszystkie pięć interesujących nas obłenerho dokonały wyodrębnienia. Podobnie jak reszta przedsiębiorstw, państwowe obłenerho uczyniły to fasadowo, poprzez utworzenie osobnych firm zajmujących się sprzedażą obok operatorów systemu dystrybucji (OSD). Formalnie kroki te nie łamią przepisów zawartych w ustawie, więc ewentualne wyegzekwowanie rzeczywistego rozdziału może nastąpić po wprowadzeniu zmian do ustawy, co w świetle interesów uczestników rynku mających spore wpływy na siły polityczne Ukrainy trudno sobie wyobrazić. Wiele wskazuje na to, że ten fasadowy stan utrzyma się na czas nieokreślony, bo regulator nie wyraził żadnych zastrzeżeń wobec tego procesu.

Rozpatrując jednak inwestowanie należy mieć na uwadze ten czynnik, bo w przyszłości (raczej dalszej niż bliższej) firmy te mogą zostać zobligowane do realnego wyodrębnienia funkcji, co będzie rzutowało na inwestora i jego warunki pracy. Jeśli do tego dojdzie, to nieznanym jest model takiej zmiany – obecnie to firmy sprzedające towar są zyskowne, a dystrybucyjne nierentowne. Po dokończeniu unbundling potencjalne zyski nie będą już przedstawiały się tak, jak obecnie. Przy czym mimo, że deadline dla unbundling obłenerho mija 11 grudnia 2018 roku (termin ten może zostać przesunięty na 1 stycznia 2019 roku – stosowny projekt zmian do ustawy już zarejestrowano) nie ma na razie oficjalnej informacji dotyczącej szczegółowych przepisów. Nie wiadomo zatem do końca, jak w dłuższej perspektywie kształtować się będą warunki do pracy firm zajmujących się dystrybucją i sprzedażą.

Akcjonariusze mniejszościowi. W każdym z wystawionych na sprzedaż obłenerho już są obecni ukraińscy lub rosyjscy oligarchowie jako akcjonariusze mniejszościowi, co słusznie budzi wiele wątpliwości. W większości z wystawionych na sprzedaż obłenerho oligarchowie dysponują pakietami blokującymi akcji (25% + 1 akcja):

• Ternopilobłenerho – rosyjsko-ukraiński oligarcha Kostiantyn Hryhoryszyn i Ihor Kołomojski posiadają po 20% akcji, co pozwoli im wspólnie blokować strategiczne decyzje (w ramach prywatyzacji na sprzedaż wystawiono 51% akcji);
• Zaporiżżiaobłenerho – struktura własnościowa (bracia Surkis mają 17%, a Kołomojski i Hryhoryszyn po 6% akcji) powoduje, że oligarchowie mają wspólnie pakiet blokujący – na sprzedaż wystawiono 60% akcji;
• Charkiwobłenerho – Hryhoryszyn samodzielnie posiada pakiet blokujący akcji (30%), a na sprzedaż wystawiono 65% akcji;
• Mykołajiwobłenerho – rosyjska VS Energy posiada 13% akcji. Na sprzedaż wystawiono 70% akcji, a pozostałe należą do 27 małych firm (9%) i ponad półtora tysiąca osób fizycznych (łącznie – 8%). Taki układ znacząco utrudnia ewentualne blokowanie decyzji z inspiracji VS Energy;
• Chmielnickiobłenerho – VS Energy włada prawie 19% akcji. Na sprzedaż wystawiono 70% akcji, a reszta akcjonariuszy (łącznie ponad 11%) to osoby fizyczne. Także w tym przypadku rosyjscy akcjonariusze mieć będą utrudnione zadanie w zakresie blokowania strategicznych decyzji akcjonariusza większościowego.

Oznacza to, że w przypadku pierwszych trzech obiektów, w sprawach zasadniczych (np. zmiany do statutu, tworzenie lub likwidacja spółek-córek) inwestor będzie potrzebował uzyskać zgodę, co najmniej ¾ głosów akcjonariuszy. Innymi słowy w trzech pierwszych obłenerho oligarchowie będą mogli blokować decyzje inwestora. Zaś w dwóch pozostałych (mikołajowskim i chmielnickim) takie możliwości akcjonariuszy mniejszościowych będą znacząco ograniczone ze względu na duże rozproszenie akcji. Jednak warto zastanowić się czy polskie firmy chcą robić wspólne interesy z VS Energy, której współwłaścicielem jest m.in. objęty sankcjami zachodnimi Aleksandr Babakow.

Jeszcze ważniejsze w tym kontekście jest to, że obecność oligarchów na omawianych obiektach niemalże gwarantuje ich walkę o zwiększenie odsetka swoich akcji. Co gorsza, wiele wskazuje na to, że państwo spojrzy na te plany oligarchów przychylnym okiem. Symptomy tego już widzimy na Zaporiżżiaobłenerho. W lutym tego roku zmieniono dyrektora generalnego – p.o. dyrektora została Olena Anhełowa, która wcześniej była związana z Połtawaobłenerho kontrolowanego wspólnie przez struktury Kołomojskiego i Hryhoryszyna (po 49% akcji każdego z nich). To jasny sygnał, że faworytami konkursu w Zaporożu będą wymienieni biznesmeni. Ponadto nieoficjalnie mówi się, że rosnący w siłę Ukrdoninwest Witalija Kropaczowa ma zamiar nie tylko przejąć państwowe elektrownie Centrenerho, ale także obłenerho. Rzeczywistość zweryfikuje te pogłoski, ale nie można zaprzeczyć, że ciąg wydarzeń z ostatnich lat logicznie tę wersję potwierdza. Tak czy inaczej ewentualni inwestorzy z Polski muszą się liczyć z wysoką i „zdeterminowaną” konkurencją ze strony oligarchów.

Ostatnia sprawa, to objęcie obłenerho tzw. specjalnymi zobowiązaniami (PSO), czyli sprzedaży energii elektrycznej po cenie regulowanej przez państwo mimo planów startu rynkowego kształtowania cen od 1 lipca 2019 roku. PSO niemal na pewno zostaną wprowadzone, by zamortyzować skutki podwyżek cen na energię dla gospodarstw domowych, ale nie wiadomo wiele na temat zasad, według których miałyby funkcjonować. Można jedynie domniemywać, że będzie to podobny model do obserwowanego dziś na rynku gazu ziemnego, gdzie obłhazy są fundamentem nieprzejrzystego schematu. W tym kontekście dodatkowych pytań dostarcza zaplanowany na przyszły rok start monetyzacji subsydiów. Jest to zatem jeszcze jeden element dodający niepewności co do warunków, w jakich przyjdzie funkcjonować obłenerho.

Wnioski

Po pierwsze, wszelkie korzyści wynikające z nowych przepisów prywatyzacyjnych w praktyce będą miały ograniczony wpływ na szanse inwestorów z Polski. Najprawdopodobniej kilka konkursów zostanie rozpisanych pod amerykański kapitał, który jest zainteresowany głównie Turboatomem i zakładami tytanu. Władzom w Kijowie pozwoli to na zaprezentowanie otwartości na inwestorów z zewnątrz i rozdzieleniu reszty obiektów między zainteresowane struktury oligarchiczne. Konkurencja z ich strony zarówno na etapie konkursów, jak i po ich przeprowadzeniu będzie bezlitosna ze wszystkimi wypływającymi z tego implikacjami.

Po drugie, reformy na Ukrainie, w tym rynku energii elektrycznej są wdrażane bardzo powoli i z licznymi deformacjami. Nie należy oczekiwać istotnego przyśpieszenia tego procesu. Przeciwnie, choć perturbacje polityczne raczej nie doprowadzą do zwrotu kursu państwa, to bez wątpienia nie będą sprzyjały implementacji reform. W świetle powyższego, pytanie o atrakcyjność ukraińskiego rynku dla energetycznych firm z Polski, to pytanie o gotowość do funkcjonowania w niezbyt przejrzystych i zmieniających się warunkach. Zatem potencjalne profity z działalności są wprost zależne od nabycia specyficznych umiejętności prowadzenia biznesu. Wbrew temu, co piszą autorzy raportu („Polskie firmy mają szczególne doświadczenie, jeśli chodzi o poruszanie się w nie do końca pewnym otoczeniu biznesowym”), specyfika ukraińska różni się od obserwowanej w latach 90-ych w Polsce.

Po trzecie, nadal jest zbyt wcześnie, by formułować optymistyczne sądy co do perspektyw polskich firm nad Dnieprem w oparciu o „niezależnego” regulatora. Nowy skład regulatora wybrany w maju tego roku prezentuje bezsprzecznie nową, lepszą jakość pracy. Ale trzeba mieć świadomość, że ten postęp jest widoczny na tle poprzedniego składu, który był wybitnie podporządkowany interesom oligarchicznym. Wyeliminowanie najgorszych patologii nie oznacza jeszcze, że regulator uzyskał pełną swobodę działań. Przeciwnie, publiczne wypowiedzi przewodniczącej NKREKP (regulatora) Oksany Krywenko dotyczące np. taryfy dla elektrowni jądrowych świadczą, że regulator nadal bierze dość mocno pod uwagę „kontekst” polityczny przy realizowaniu swych obowiązków. Będzie to rzutowało negatywnie na perspektywy biznesu w energetyce.

Po czwarte, spośród wystawionych na sprzedaż obiektów energetyki teoretycznie obiektem zainteresowania mogą być tylko Centrenerho oraz pięć obłenerho. Jednocześnie szanse na pozyskanie pakietu kontrolnego akcji Centrenerho przez polskie firmy są minimalne. Szereg czynników zmusza robić szczególny nacisk na słowo „teoretycznie”.

Po piąte, z wysoką konkurencją należy liczyć się także w przypadku obłenerho. Niezwykle ważnym aspektem prywatyzacji tych obiektów jest to, że ich atrakcyjność w znacznej mierze opiera się na długoletnich zaniechaniach reformowania rynku energii elektrycznej (lub deformacji podejmowanych prób). Zakładając, że w dłuższym terminie reforma zostanie wdrożona w pełni, potencjalne zyski obłenerho już nie będą tak okazałe. Jednocześnie wysoce prawdopodobnym jest, że biznes ten pozostanie rentowny. Ważnym czynnikiem hamującym zainteresowanie polskich firm tymi obiektami będzie konieczność współpracy z ukraińskimi lub rosyjskimi strukturami oligarchicznymi.