Energetyka poszukuje źródeł finansowania inwestycji

Praktyka pokazuje, że inwestorzy, którzy zdecydowali się na rozpoczęcie inwestycji w ostatnim czasie, wykorzystują wszystkie dostępne na rynku formy finansowania. Faktem jest, że w dalszym ciągu preferowane jest finansowanie korporacyjne, w oparciu o bilans inwestora. Ale mamy też przykład finansowania typu Project Finance (wspólny projekt PGNiG i Tauronu), mamy przykład kilku euroemisji (m.in. PKN Orlen, PGNiG, Energa) czy emisji obligacji na rynku krajowym (PGNiG). Szeroko wykorzystywane są też dopłaty pochodzące z funduszy UE, choć zwykle przy mniejszych projektach.

Kredyty bankowe

Banki są w stanie co roku zasilić inwestycje w energetyce kredytami o wartości około 10 mld zł. A potrzeby zgłasza tak sektor wytwórczy, jak i przesyłu oraz dystrybucji energii. Każdy z nich korzysta z innej inżynierii finansowania swoich projektów.

Nowe możliwości finansowania w obszarze dystrybucji stwarza obowiązująca od 2011 r. regulacja Urzędu Regulacji Energetyki (URE), porządkująca zasady przyznawania taryf w zależności od z góry określonej stopy zwrotu z aktywów uznanych przez regulatora (tzw. wartość regulacyjna aktywów, WRA). Jest ona istotna w przypadku pozyskiwania środków na inwestycje w bankach.

Mechanizm jest następujący. URE weryfikuje aktywa operatorów sieci dystrybucyjnych i decyduje o uznaniu ich (lub nie) w procesie ustalania taryfy. Stopa zwrotu określana jest przez regulatora przy uwzględnieniu alternatywnych możliwości lokowania kapitału w długim terminie (długoterminowe obligacje skarbowe).

Aktualnie obowiązujący poziom zwrotu z WRA wynosi 8,95 proc. rocznie. Taki mechanizm umożliwia inne podejście do finansowania ze strony banków. W krajach UE, gdzie podobne regulacje w obrębie dystrybucji i przesyłu wdrożono już wcześniej, przyjął się model finansowania dedykowany dla operatorów sieci dystrybucyjnych, gdzie głównym parametrem określającym zdolność zadłużenia jest relacja długu do WRA. Przyjmuje się, że poziom długu do WRA nie powinien przekraczać relacji 70/30. Długofalowa regulacja gwarantująca atrakcyjną stopę zwrotu, bardzo mało podatną na zmiany koniunktury rynkowej, pozwala na udzielanie finansowania z bardzo długim horyzontem spłaty, dopasowanym do cyklu amortyzacji. W warunkach polskich dominującym modelem jest finansowanie korporacyjne na poziomie holdingu z dystrybucją w dół, do spółek operacyjnych. W ten sposób Grupa Enea zapewniła sobie nawet finansowanie dla budowy nowego bloku energetycznego w Kozienicach.

Autorzy raportu PwC i ING Banku Śląskiego "Nie tylko wytwarzanie" stawiają hipotezę, że z biegiem czasu spółki działające w obszarze przesyłu i dystrybucji energii zaczną poszukiwać, na poziomie spółek operacyjnych, modelu finansowania uwzględniającego specyfikę ich działalności. Ich zdaniem odejście od standardowego mierzenia zdolności zaciągania długu wielkością EBITDA na rzecz modeli bardziej odzwierciedlających istotę regulowanego biznesu powinno znacząco poprawić zdolność do pozyskiwania długu na inwestycje w infrastrukturę przesyłową. Podmioty działające w obszarze przesyłu i dystrybucji zaczną poszukiwać, na poziomie spółek operacyjnych, modelu finansowania uwzględniającego specyfikę ich działalności.

Nie można pominąć aktywnej roli we wspieraniu inwestycji, jaką odgrywają banki multilateralne: EBOiR, EBI i NIB. Dużymi zaletami finansowania z udziałem tych banków jest możliwość uzyskania długiego terminu spłaty i relatywnie atrakcyjna cena finansowania oraz możliwość uniknięcia żmudnej procedury przetargowej. Należy jednak zwrócić uwagę, że banki te mają swoją politykę, która nie zakłada współfinansowania we wszystkich obszarach inwestycyjnych. Na przykład w obszarze wytwarzania promowany jest rozwój technologii niskoemisyjnych. Na wsparcie mogą więc liczyć źródła kondensacyjne i kogeneracyjne oparte na gazie (przykładem jest blok gazowy w Stalowej Woli budowany wspólnie przez PGNiG i Tauron), jednostki biomasowe oraz inne OZE (dotychczas głównym beneficjentem były elektrownie wiatrowe). Zgodne z polityką tych banków jest także wsparcie rozwoju infrastruktury przesyłowej dla energii i gazu oraz infrastruktury magazynowej dla gazu. Takie podejście oznacza między innymi, że w modelu biznesowym tych banków nie mieści się na przykład finansowanie budowy nowych bloków energetycznych zasilanych węglem kamiennym ani brunatnym, podobnie jak wspieranie budowy nowych kopalni. Możliwe jest natomiast współfinansowanie inwestycji związanych z ochroną środowiska, jak wychwytywanie SOx, NOx czy budzących kontrowersje instalacji CCS. Jest to bowiem spójne z regulacjami i kierunkami rozwoju promowanymi w Unii Europejskiej.

W perspektywie finansowej 2007-2013 energetyka w oparciu o fundusze unijne mogła korzystać ze wsparcia w ramach programów operacyjnych: regionalnych (RPO), Infrastruktura i Środowisko, Innowacyjna Gospodarka oraz Programu Rozwoju Obszarów Wiejskich. Możliwość finansowania tych inwestycji w ramach funduszy strukturalnych została zapisana w Decyzji Rady z 6 października 2006 r. w sprawie strategicznych wytycznych Wspólnoty dla spójności (2006/702/WE). Polska przeznaczyła znaczne środki finansowe na uzupełnienie infrastruktury związanej z produkcją, przesyłem i dystrybucją energii, a także przesyłem i magazynowaniem paliw energetycznych. Projekty dotyczące opracowania i wdrożenia nowych technologii pozyskiwania i produkcji energii mogą być finansowanie w ramach PO IG. Projekty o znaczeniu strategicznym dla Polski oraz o wymiarze ponadregionalnym dotyczące rozbudowy infrastruktury to domena PO IiŚ. Natomiast projekty skierowane na poprawę regionalnej infrastruktury są przedmiotem finansowania RPO, zaś małe systemy przeznaczone dla gospodarstw wiejskich indywidualnych lub grupowo otrzymują dofinansowanie w ramach PROW.

Bardzo interesującym elementem, uzupełniającym istniejącą na rynku gamę dostępnych możliwości finansowania, jest zainicjowany w 2012 roku projekt znany jako "Inwestycje Polskie". W ramach programu finansowane będą duże przedsięwzięcia, inwestycje długoterminowe, które potrzebują dużych nakładów i osiągają zwrot w długim terminie, a także mają strategiczne znaczenie dla gospodarki.

Kto i za ile

Ile spółki energetyczne wydadzą na realizację swoich planów inwestycyjnych? Na to pytanie nie ma jednej odpowiedzi. Szacunki są bardzo rozbieżne. Resort Skarbu Państwa niedawno oszacował je na 50 mld zł, z kolei firma badawcza PMR ocenia je na 140 mld zł.

Priorytety inwestycyjne w energetyce obejmują przede wszystkim budowę elektrociepłowni Stalowa Wola, Włocławek, bloków energetycznych w Opolu, Turowie, Jaworznie, Kozienicach, Blachowni i Puławach. Ponadto na mniejszą skalę jeszcze trzy elektrociepłownie oraz projekty związane z siecią przesyłową i dystrybucją. W ostatnich latach trwała budowa zaledwie trzech dużych bloków energetycznych - Pątnów II, Łagisza i bloku w Elektrowni Bełchatów.

Głównym wyzwaniem stojącym przed polską energetyką są inwestycje w nowe moce wytwórcze i zdolności przesyłowe. Krajowy potencjał wytwórczy w tych obszarach jest w dużym stopniu wyeksploatowany. Ponad 60 proc. zainstalowanych mocy pochodzi z bloków uruchomionych ponad 25 lat temu, zbliżających się do kresu technicznej sprawności. Średni wiek infrastruktury sieci dystrybucyjnych waha się pomiędzy 27 a 35 lat, a sieci przesyłowej jest jeszcze wyższy.

Większość projektów inwestycyjnych realizowanych przez spółki energetyczne ma opóźnienia w stosunku do wcześniej deklarowanych terminów. Niemniej w 2012 r. spółki Skarbu Państwa rozpoczęły procesy inwestycyjne dotyczące ośmiu bloków energetycznych - czterech na węgiel i czterech na gaz. Przeciągające się procedury przetargowe powodują, że przyrost nowych mocy w elektrowniach konwencjonalnych nastąpi w większym zakresie dopiero od 2018 r.

Tauron zakłada pozyskiwanie kapitału na nowe projekty z emisji obligacji na rynku krajowym i europejskim. Najbardziej zaawansowana jest budowa bloku parowo-gazowego w Stalowej Woli (inwestycja wspólna z PGNiG) za ok. 1,6 mld zł. Trwają przygotowania do największego projektu budowy bloku węglowego w Jaworznie. Wydatki inwestycyjne grupy w 2012 r. osiągną wartość ok. 3,5 mld zł, w 2013 r. mogą wzrosnąć do 4 mld zł.

Grupa Energa zamierza inwestować ok. 3 mld zł rocznie w sieci dystrybucyjne, budowę elektrowni gazowych oraz rozwój odnawialnych źródeł energii, by w 2020 r. dwukrotnie zwiększyć całkowitą zainstalowaną moc elektryczną i umocnić się na pozycji lidera w zakresie wykorzystania OZE w Polsce.

Sztandarową inwestycją realizowaną przez grupę Enea jest budowa bloku na węgiel kamienny o mocy 1075 MW w Elektrowni Kozienice. Wartość kontraktu realizowanego przez konsorcjum firm Hitachi i Polimex-Mostostal sięga 6,3 mld zł. Finansowanie inwestycji odbędzie się poprzez 10-letni gwarantowany program emisji obligacji o wartości 4 mld zł. Zakończenie inwestycji jest planowane w II kw. 2017 r. Dziś Kozienice są najbardziej zaawansowaną inwestycją spośród wszystkich planowanych w Polsce ośmiu bloków o mocy 900-1000 MW.

Operator systemu przesyłowego i operatorzy systemów dystrybucyjnych planują przeznaczyć na rozbudowę, odtworzenie i modernizację infrastruktury sieciowej w latach 2011-2015 ponad 34 mld zł. Tak znaczne planowane nakłady inwestycyjne wynikają z potrzeby wzmocnienia i rozbudowy infrastruktury sieciowej w celu m.in. przyłączania nowych odbiorców i nowych źródeł oraz zapewnienia wyższego poziomu bezpieczeństwa dostarczania energii elektrycznej. Grupa Energa na modernizację i rozbudowę sieci zamierza wydać do 2020 r. łącznie 12,5 mld zł. Enea planuje coroczne wydatki w sieć przesyłową na poziomie 1 mld zł. Tauron zainwestuje nawet ok. 2 mld zł rocznie. Polska Grupa Energetyczna planuje w latach 2012-2015 wydać na ten cel 5 mld zł.

Przygotowane przez PSE Operator programy rozbudowy i modernizacji Krajowej Sieci Przesyłowej oparte są na koncepcji rozwoju sieci o napięciu 400 kV i stopniowej likwidacji sieci o napięciu 220 kV. Spółka planuje w 2012 r. inwestycje wartości ponad 715 mln zł. Nakłady na najbliższe pięć lat wynoszą prawie 10 mld zł, z tego ponad 700 mln w 2013 r. Najwyższe wydatki planowane są w latach 2015-2017 około 2,4 mld zł rocznie. Blisko 2,1 mld zł pochłonie I etap budowy mostu energetycznego Polska Litwa, który jest traktowany przez PSE Operator priorytetowo.

Nowe elektrownie i sieci

● nowe bloki energetyczne i sieci przesyłowe - bloki w Turowie, Opolu, Puławach, Blachowni, Stalowej Woli, Jaworznie, Kozienicach i Włocławku o łącznej mocy ok. 7000 MW

● elektrownia jądrowa

● elektrownia gazowa o mocy ok. 500 MW we Włocławku. Inwestor - PKN Orlen

@RY1@i02/2013/123/i02.2013.123.12600010a.805.jpg@RY2@

Emisje obligacji spółek energetycznych

@RY1@i02/2013/123/i02.2013.123.12600010a.806.jpg@RY2@

Zgodnie ze strategią

@RY1@i02/2013/123/i02.2013.123.12600010a.807.jpg@RY2@

Roman Szyszko, wiceprezes ds. finansowych w ENERGA SA

Program inwestycyjny realizowany jest poprzez dywersyfikację źródeł finansowania. ENERGA korzysta już z   finansowania udzielonego przez międzynarodowe instytucje finansowe (EBI, EBOiR i   NIB) i   polskie banki komercyjne. Zaufanie polskich instytucji finansowych do Grupy ENERGA potwierdziła także emisja obligacji w   wysokości 1 mld zł. Kolejnym krokiem podjętym przez Zarząd ENERGA SA była pierwsza emisja euroobligacji o   wartości 500 mln euro z   okresem zapadalności na 7 lat, która cieszyła się bardzo dużym zainteresowaniem inwestorów (siedmiokrotnie przekroczyło podaż). Dzięki temu euroobligacje zostały sprzedane z   rekordowo niskim oprocentowaniem na poziomie 3,25 proc., które jest najniższe wśród spółek działających w   regionie Europy Środkowej i   Wschodniej. Wynik ENERGA SA jest dużym osiągnięciem tym bardziej, że finansowanie euroobligacjami w   obecnej sytuacji na rynkach europejskich jest trudniej osiągalne, gdyż inwestorzy zachowują dystans do kredytowania. Tym samym inwestorzy pozytywnie ocenili przyjętą strategię Grupy i   efekty jej realizacji.

Dotychczasowy kierunek naszych działań został pozytywnie odebrany przez agencje ratingowe. W   2012 roku agencja Fitch Ratings podniosła rating spółki z   BBB- do BBB, natomiast Moody’s Investors podtrzymała długoterminową ocenę "Baa1" z   perspektywą negatywną. Planowane przejęcie farm wiatrowych nie wpłynęło na zmianę oceny agencji, która uznała je za spójne z   dotychczasową strategią.

Pozytywne oceny analityków wynikają z   faktu, że ENERGA postrzegana jest dzisiaj jako jedna z   najlepiej dostosowanych do wymagającej sytuacji na rynku. Ma to związek z   rozwijanym obszarem dystrybucji, który jest częściowo regulowany ustawowo. Opierając na nim działalność Grupa może osiągać pewne i   stabilne dochody. To szczególnie ważne w   obecnej sytuacji, gdy obserwujemy niższe zapotrzebowanie na energię i   jej spadające ceny. Ograniczona przez to skłonność instytucji finansowych do współfinansowania dużych projektów wytwórczych w   energetyce konwencjonalnej, wymusiła rewizję planów inwestycyjnych w   całej branży.

@RY1@i02/2013/123/i02.2013.123.12600010a.808.jpg@RY2@

Dariusz Styczek