– Wszystkie grupy energetyczne w Polsce planują wielkie inwestycje. Do pewnego momentu są w stanie samodzielnie udźwignąć ciężar finansowy swoich inwestycji, ale nawet w przypadku silnych i dużych podmiotów w pewnym momencie ta zdolność się kończy. Dlatego pojawia się coraz więcej projektów realizowanych w formule tzw. hybrydowego project finance – mówi Dominika Uberman, partner z kancelarii prawnej CMS Cameron McKenna.
Spoza sektora elektroenergetycznego tak finansowane były m.in. inwestycje Grupy Lotos. Jak ocenia Dominika Uberman, wydaje się, że coraz więcej bloków wytwórczych będzie teraz budowanych w tym systemie.

Ustawowe bariery

Dominika Uberman ocenia, że dla tych, do których project finance znajduje zastosowanie, najtrudniejszym problemem przy realizacji inwestycji jest nie sama ich skala tylko ustawa o zamówieniach publicznych, która wręcz prześladuje tych, którzy chcieliby inwestować szybko. W jej wyniku dochodzi do wielostopniowych procesów wyborczych partnerów, co powoduje duże opóźnienia, a w pewnych przypadkach utrudnia zaangażowanie partnerów zagranicznych. Dotyczy to zarówno wykonawcy danej inwestycji, jak i jej finansowania.
Reklama

>>> Zobacz też: Giełda energii w tym roku może wejść na GPW

Droga dla zagranicznych instytucji w ramach polskiego procesu zamówień publicznych do finansowania inwestycji energetycznych jest zamknięta. Dlatego inwestorzy poszukujący środków na inwestycje korzystają z emisji obligacji. Obligacje na polskim rynku są często formą zastępczą do kredytu, ponieważ nie stosuje się do nich przepisów o zamówieniach publicznych. Jak prognozuje Dominika Uberman, dopóki ustawa o zamówieniach publicznych nie zostanie znowelizowana i przepisy nie zostaną uproszczone, to nie ma podstaw do oczekiwań, aby inwestycje były realizowane szybciej.
– Wartość inwestycji sektora elektroenergetycznego w najbliższych 10 latach ocenia się na ok. 130 mld zł. Moim zdaniem taka kwota wśród polskich banków się nie znajdzie, więc trzeba się zastanowić, jak zwiększyć atrakcyjność polskiego rynku dla zagranicznych instytucji finansowych – dodaje Dominika Uberman.
W jej ocenie, gdy zagraniczny bank ma w perspektywie objęcie obligacji emitowanych według polskiego prawa, to nie jest nimi zainteresowany, ponieważ ten mechanizm nie jest dla niego czytelny, tym bardziej że charakterystyka takich obligacji jest w sposób niezrozumiały dla niego zbliżona do kredytu komercyjnego, a metody wyceny ryzyka inne.

Polska specyfika

Kolejna specyfika polskiego rynku, na którą zwraca uwagę Dominika Uberman, to finansowanie wiążące się z wykorzystaniem wielopłaszczyznowych sposobów finansowania. W wielu przypadkach mamy do czynienia z multilateralnym bankiem, jak Europejski Bank Inwestycyjny (EBI) czy Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju (EBOiR), który do pewnego poziomu chętnie finansuje wybrane inwestycje. Instytucje multilateralne posiadają jednak swoje limity dotyczące wysokości pokrycia kosztów inwestycji i ich rodzaju, więc inwestor musi znaleźć źródło pokrycia różnicy pomiędzy wartością inwestycji a wsparciem banku multilateralnego.

>>> Czytaj także: Rząd w elektrycznym klinczu: co dalej z polską energetyką?

– Musi więc skorzystać z oferty banków komercyjnych lub funduszy unijnych, (jeśli jest to projekt proekologiczny) a czasem dodatkowo szukać finansowania z agencji eksportowych wspierających dostawców – podsumowuje Dominika Uberman.

Ile trzeba mieć

Jak wskazuje Michał H. Mrożek, wiceprezes zarządu Citi Handlowy, szef subsektora Bankowości Korporacyjnej i Przedsiębiorstw, z informacji analityków wynika, że przygotowywane przez grupy energetyczne projekty zakładają finansowanie ok. 1/3 długiem, a reszta ma pochodzić z własnych środków firm.
– Z perspektywy bankowca mogę powiedzieć, że trudno domknąć projekty zakładające 60 – 70 proc. udział kapitału własnego, ponieważ rentowność takich projektów musi być bardzo wysoka. Zazwyczaj tego typu projekty finansowane są w 50 proc. długiem – mówi Michał H. Mrożek.
W jego ocenie podstawowe zewnętrzne źródło finansowania inwestycji energetycznych to kredyty. Wartość kredytów udzielonych podmiotom gospodarczym w Polsce na koniec sierpnia 2010 r. wyniosła ok. 220 mld zł. Jeżeli założymy, że prawie połowa z ok. 130 mld zł nakładów inwestycyjnych w energetyce ma pójść do sfery bankowej, to znaczy, że zadłużenie w sektorze bankowym w oparciu o klasyczny produkt może wzrosnąć o niemal 30 proc. na przestrzeni 10 lat – co jest dość wysoką dynamiką. Michał H. Mrożek twierdzi, że jest ona akceptowalna, ale pod warunkiem że nie powstaną inne ryzyka wynikające z regulacji sektorów energetycznego i bankowego oraz – o czym często się mówi za granicą – nie wróci kryzys gospodarczy i związane z nim spadki na giełdach.
Innym źródłem finansowania, jaki wskazuje Michał H. Mrożek, są programy emisji obligacji – dziś mamy ok. 50 mld zł obligacji korporacyjnych. W jego ocenie mamy duży potencjał kapitału lokalnego w postaci OFE oraz TFI – tylko w OFE zgromadzonych jest ok. 160 mln zł, a w TFI blisko 108 mld zł. OFE i TFI poszukują możliwości finansowania, to m.in. dzięki tej bazie kapitałowej można mówić o dynamicznie rozwijającym się rynku długu.
– Wzrasta także zainteresowanie formułą project finance, pierwsze tego typu projekty w Polsce są obecnie zamykane. Jest to interesujący kierunek rozwoju, ale obecnie banki preferują inne formy finansowania, zwłaszcza gdy istnieje już pewna historia współpracy z danym podmiotem – dodaje Michał H. Mrożek.
Grupy energetyczne mogą korzystać również z rynku euroobligacji, który się stabilizuje, ale równocześnie jest bardziej skłonny do negatywnego dreszczu emocji. Powoduje to, że często trudno jest zamknąć emisję, jednak widać, że spokój powraca i wszyscy dzisiaj szukają większego wzrostu. Jak podkreśla Michał H. Mrożek, tej dynamiki nie można znaleźć w Europie Zachodniej, bo tam sytuacja jest dość ustabilizowana, dynamika jest na rynkach wchodzących – w Chinach, w innych krajach Azji oraz Polsce i wśród krajów Europy Środkowo-Wschodniej. Oprócz rynku długu, czyli kredytów i obligacji, jest jeszcze rynek kapitałowy – czyli giełda.