Zapowiadane od kilku lat wielkie inwestycje w energetyce nabierają rozpędu. Wartość podpisanych w tym roku umów na budowę nowych bloków sięgnęła już 20 mld zł. To dwa razy więcej niż wszystkie inwestycje zrealizowane w ostatniej dekadzie razem wzięte. Projektów w końcowej fazie przygotowawczej jest jeszcze kilka. Łączna wartość inwestycji, które będą realizowane do 2020 r., przekracza już 100 mld zł. Eksperci alarmują, że zgromadzenie tak olbrzymiej ilości gotówki będzie arcytrudnym zadaniem. W branży finansowej kłopoty oznaczają zwykle wyższe koszty. To z kolei powinno bardzo interesować blisko 16 mln klientów elektrowni w Polsce. Koszty, po jakich wybudują one nowe bloki, w bezpośredni sposób przełożą się bowiem na rachunki, jakie płacimy za energię. Im więcej energetyka wyda za inwestycje, tym ostrzej w górę pójdą ceny prądu płynącego z gniazdek, bo drogie kredyty trzeba będzie przecież z czegoś spłacać.

Największymi problemami, które odbijają się na sektorze energetycznym, są dziś kryzys finansowy oraz fatalna kondycja firm wykonawczych. Pech chciał, że szukająca nowych kontraktów branża po autostradach i liniach kolejowych za cel obrała właśnie sektor energetyczny. Infrastrukturalne eldorado zamiast deszczu pieniędzy przyniosło firmom straty i walkę o płynność. Zaledwie przed dwoma tygodniami Polimex-Mostostal, budowlany gigant z kontraktami o wartości przekraczającej 13 mld zł, ogłosił, że wierzyciele odroczyli na cztery miesiące termin wykupu obligacji za 400 mln zł. Na kolanach jest PBG. Spółka realizująca największe inwestycje w energetyce, w tym terminal LNG w Świnoujściu, potknęła się o 200 mln zł. Banki odmówiły koncernowi kredytu obrotowego i ten szuka teraz układu z wierzycielami. Jeśli misja się nie powiedzie, kolos z hukiem upadnie. Olbrzymie kłopoty liderów rynku nakręcają spiralę upadłości wśród średnich i małych firm będących podwykonawcami i dostawcami największych. W tym roku upadło już ponad 100 firm z branży budowlanej.

Z kłopotami boryka się nie tylko polska branża budowlana zaangażowana w energetykę. Część wykonawców kotłów i turbin – to dwa najistotniejsze elementy składające się na serce każdego nowego bloku energetycznego – może słono zapłacić za eksperymentowanie z nowymi technologiami mającymi śrubować i tak już wysokie parametry nowych elektrowni. Widmo liczonych w setkach milionów euro kar wisi nad japońskim koncernem Hitachi. Jego europejskie ramię szykuje się do podpisania wartego ponad 5 mld zł kontraktu na rozbudowę elektrowni Kozienice należącej do Enei. Jak na ironię, Hitachi chce budować w Polsce superblok o mocy 1100 MW brutto i efektywności 45,59 proc. Takich gigantów Hitachi jeszcze nigdzie nie stawiało, a podobnych jednostek na całym świecie jest zaledwie garstka. Tymczasem energetyce eksperymentowanie na prototypach zwykle nie wychodzi najlepiej. W najlepszym razie kończy się na opóźnieniach i karach dla wykonawcy. Na domiar złego partnerem Japończyków w Kozienicach jest... Polimex-Mostostal desperacko walczący o przetrwanie.

Skąd wziąć gotówkę

Banki to widzą i każą sobie płacić coraz więcej. Doświadczyła tego już wspomniana Enea, która w czerwcu podpisała z pięcioma bankami umowę na emisję obligacji za 4 mld zł. PKO BP, Pekao, BZ WBK, Citi Handlowy i Nordea według nieoficjalnych informacji za objęcie 10-letnich papierów zażądały co najmniej 1 pkt procentowego więcej, niż oferowały rynkowi jeszcze w ubiegłym roku. Enea i tak została potraktowana łagodnie, bo to spółka, która na koncie wciąż chomikuje ponad 2,5 mld z giełdowego debiutu w 2008 r. i jako jedyna z grup energetycznych może się pochwalić ujemnym wskaźnikiem zadłużenia netto do EBITDA. Koncern ma też najmniejszy program inwestycyjny z tzw. wielkiej trójki wytwórców, do których należą jeszcze Polska Grupa Energetyczna PGE i Tauron. Trzy koncerny kontrolują razem dwie trzecie rynku produkcji energii w Polsce.

W gorszej sytuacji jest Tauron, energetyczny gracz numer dwa. Śląski koncern na realizację inwestycji do 2020 r. potrzebuje aż 44 – 45 mld zł. W tym samym okresie PGE na realizację zaplanowanych w strategii projektów zebrać musi 79 mld zł, a połowę tej kwoty chce wydać do 2015 r.

Skąd spółki wezmą te astronomiczne sumy? Energetyka wskazuje pięć źródeł. W pierwszej kolejności finansowanie na rynku krajowym poprzez emisje obligacji obejmowanych przez banki. Drugie to Europejski Bank Inwestycyjny. Dalej jest emisja euroobligacji, finansowanie projektów w formule „project finance”, które nie obciążają bilansu grupy, oraz podniesienie kapitału.

Każde z tych narzędzi ma swoje plusy i minusy. Jak podkreśla Krzysztof Zawadzki, wiceprezes Tauronu, emisja obligacji jest najtańszym źródłem gotówki. Z tego powodu to dosyć popularny sposób na zbieranie pieniędzy z rynku. Do tej pory największe spółki energetyczne zdecydowały się na programy emisji obligacji na ponad 16 mld zł. Polska Grupa Energetyczna i Enea podpisały umowy odpowiednio na 5 i 4 mld zł. Największym programem może się pochwalić działający na rynku gazu PGNiG. W ten sposób może łącznie pozyskać nawet 8,7 mld zł, z czego 1,5 mld przypada na PGNiG Termikę, która powstała po przejęciu przez państwową grupę należących do szwedzkiego Vattenfalla Elektrociepłowni Warszawskich. Formuła obejmowania obligacji przez krajowe banki powoli się jednak wyczerpuje. Powód: limity koncentracji zarówno w pojedynczych firmach, jak i w całej branży. – Z tego względu banki będą się coraz mniej angażować w energetykę – ocenia Dariusz Lubera, prezes Tauronu.

EBI więcej nie pożyczy

Niewykluczone, że firmy poszukają pieniędzy na europejskim rynku. Do emisji euroobligacji szykują się Tauron oraz Enea. Tu problemem mogą być wyższe koszty, bo sektor finansowy mocno angażuje się w plany pomocowe dla zagrożonych bankructwem krajów strefy euro.

Problemu nie rozwiążą też raczej kredyty z instytucji takich jak EBI. Choć to obecnie na rynku najtańsze źródło finansowania na długi okres spłaty, to jednak mocno ograniczone. Tauron uzyskał z EBI 1,4 mld zł i dużo więcej już z europejskiej instytucji nie wyciśnie. Powód – EBI pożycza do poziomu 10 proc. wysokości kapitałów własnych pożyczkobiorcy, a te w Tauronie wynoszą 1,6 mld zł. Do wzięcia jest więc jeszcze zaledwie ok. 200 mln zł, chyba że bank zdecyduje się podnieść dopuszczalny limit zaangażowania do 15 proc. W porównaniu z wartością programu inwestycyjnego to wciąż drobne.

W jeszcze gorszej sytuacji zdaje się być PGE. Koncern tylko w najbliższych czterech latach (2012 – 2015) musi przeznaczyć na inwestycje ok. 40 mld zł. Średnioroczne wydatki na rozwój do 2020 r. wyniosą ponad 9 mld zł, by potem przyspieszyć do ok. 16 mld zł. Wzrost nakładów inwestycyjnych w następnej dekadzie bierze się z przesunięcia w czasie najbardziej kapitałochłonnej inwestycji PGE, czyli budowy dwóch elektrowni jądrowych. Pieniędzy na atom firma szukać będzie jednak poza bilansem spółki.

Prognozy na wyrost

PGE zakłada, że nie przekroczy bezpiecznego poziomu zadłużenia. Według analityków nie powinien on przewyższać 2,5-krotności EBITDA. W 2010 r. PGE wypracowało 6,5 mld zł takiego zysku, a w 2011 r. – 6,9 mld zł. W kolejnych latach ma on rosnąć jak na drożdżach. Już w 2015 r. – jak zakłada PGE – EBITDA sięgnie 10 mld zł, w 2020 r. – 12 mld zł. Dzięki takiej prognozie poziom zadłużenia, liczony wielokrotnością EBITDA, w kolejnych pięciolatkach faktycznie będzie się kształtował na bezpiecznym poziomie. W 2015 r. wyniesie 1,5, a w 2020 r. – zaledwie 1,6.

W tym planie piętą achillesową jest według Pawła Puchalskiego, szefa biura analiz DM BZ WBK, prognoza zysków. Analityk ma obawy co do tego, jak będą one rosły i czy w tempie, w jakim chce przedsiębiorstwo. Jego zdaniem może zadziałać efekt śnieżnej kuli, jeśli w początkowej fazie realizacji strategii zyski będą niewystarczające. – Wtedy PGE będzie zdolna wybudować mniej mocy w latach 2015 – 2020. Potknięcie na starcie może mieć istotne skutki dla zysków i mocy w kolejnych latach – przewiduje Puchalski.

Budować jednak trzeba. Tylko do 2016 r. elektrownie muszą wyłączyć ponad 6 tys. MW, bo wiekowych jednostek nie opłaca się już dalej modernizować. To piąta część zainstalowanych w Polsce mocy. Jeśli szybko nie ruszą budowy nowych elektrowni, za kilka lat nad Wisłę wróci zmora dwudziestego stopnia zasilania.

Rozmowa z Remigiuszem Chlewickim

Rosnące koszty mocno ograniczą planowane inwestycje

Jaki wpływ na realizację inwestycji w energetyce ma fala kryzysu w branży budowlanej?

Bankructwo firmy to jedno z ważnych ryzyk, które materializuje się na naszych oczach. Choć kondycja generalnego wykonawcy zawsze podlegała badaniu, to niewątpliwie niepewność związana ze standingiem finansowym dużych krajowych firm budowlanych startujących w przetargach na budowy nowych bloków powoduje wzrost ryzyka.

Czy banki, które dotąd uznawały sektor energetyczny za bezpieczny, zmienią swoje nastawienie?

Dziś krajowe spółki energetyczne finansują inwestycje w aktywa wytwórcze oraz sieć dystrybucyjną głównie w oparciu o bilanse swoich grup kapitałowych, uzyskując niższe koszty finansowania. Można oczekiwać, iż banki w rozmowach ze spółkami energetycznymi w obecnej sytuacji będą poszukiwać dodatkowych zabezpieczeń przed ryzykiem bankructwa wykonawcy. Ten rok jest szczególny pod względem liczby przetargów na budowę nowych bloków energetycznych. Dotychczas zawarto kontrakty na budowę elektrowni w Stalowej Woli, Rybniku i Opolu na łączną kwotę 20 mld zł. Oczekuje się, że w najbliższych miesiącach podpisane zostaną także umowy z generalnymi wykonawcami bloku 11 w Kozienicach i elektrowni we Włocławku. Równolegle na zaawansowanym etapie znajdują się przetargi mające wyłonić wykonawców bloków w Ostrołęce, Turowie, Jaworznie oraz Elektrowni Północ. Trwają także przetargi na wiele mniejszych inwestycji dotyczących budowy elektrociepłowni.

Wystarczy dla wszystkich pieniędzy?

Dla niektórych dużych projektów inwestycyjnych, zwłaszcza tych, które miałyby być realizowane w późniejszym terminie, pozyskanie finansowania może okazać się wyzwaniem. Ostatnie lata pokazały, że polskie grupy energetyczne dość dobrze sobie z tym radzą. Rosnące koszty finansowania oraz wzrost dźwigni finansowej w przypadku niektórych spółek mogą jednak z czasem istotnie ograniczyć zdolność do dalszego finansowania projektów.