Branża budowlana czeka na początek boomu inwestycyjnego w energetyce

Firmy energetyczne, z PGE i Tauronem na czele, chcą do 2020 r. zbudować nowe elektrownie nawet za blisko 70 mld zł. Największe szanse na realizację tych projektów mają PBG, Rafako i Polimex-Mostostal

Coraz więcej wskazuje, że kończą się lata, w których spółki elektroenergetyczne ogłaszały plany inwestycyjne szacowane na dziesiątki miliardów złotych, ale realizacja tych zamierzeń była odkładana na potem. Słyszeliśmy, że nowych bloków nie da się w Polsce budować, bo przeszkadza unijna reforma ograniczania emisji CO2 lub też ceny prądu są za niskie. Ograniczeń co prawda nadal nie brakuje, jednak presja na nowe bloki do produkcji energii znacznie wzrosła.

Wizja deficytu energii bardzo realna

Przestarzałe moce wytwórcze, którymi dysponuje energetyka, trzeba stopniowo wyłączać. A jednocześnie popyt na prąd rośnie. Jak szacuje Ministerstwo Gospodarki, licząc od 2009 r. do 2015 r. zwiększy się on o 12 proc. Dlatego nasz kraj stanął przed realnym ryzykiem niedoboru energii elektrycznej, który według rządowych szacunków może pojawić się już w 2016 r.

Zdaniem części analityków doszliśmy w krajowej energetyce do sytuacji, w której rozbudowa mocy wytwórczych naprawdę musi ruszyć na szerszą skalę, nawet jeśli nie wszystkie planowane bloki zostaną oddane do użytku zgodnie z planem. Można usłyszeć komentarze, że z budową elektrowni będzie tak jak z inwestycjami drogowymi. Do pewnego czasu stały w miejscu, ale kiedy już się rozpoczęły, to widać je w całej Polsce. Firmy energetyczne, takie jak PGE, Tauron czy Enea, mają dodatkowo wsparcie polityczne dla swoich inwestycji. Energia elektryczna nie jest bowiem produktem jak każdy inny. Jej po prostu nie może zabraknąć, ponieważ od tego zależą m.in. losy krajowej gospodarki.

Nowych mocy przybędzie

Jak wynika z naszego zestawienia, łączna wartość najważniejszych projektów inwestycyjnych w energetyce konwencjonalnej, które mogą zostać zrealizowane do 2020 r. (większość deklaracji dotyczy inwestycji, które mogą się skończyć jeszcze przed 2016 r.), przekracza 70 mld zł.

Pojawia się też coraz więcej informacji w tej sprawie. Wyczekiwane przez rynek popłynęły niedawno z największej w branży Polskiej Grupy Energetycznej. W Elektrowni Bełchatów do końca września ruszy eksploatacja nowego, największego w kraju bloku wytwórczego o mocy 858 MW. Jednocześnie PGE analizuje dwie oferty cenowe na budowę dwóch bloków wytwórczych w Elektrowni Opole, o łącznej mocy do 1800 MW. Teraz wiadomo już, że Alstom oraz konsorcjum Rafako, Polimeksu-Mostostalu i Mostostalu Warszawa zaproponowały realizację tego projektu za ponad 11 mld zł brutto.

Obecnie jednak PGE zaznacza, że do końca roku aktualizuje strategię i wybierze wykonawcę projektu w Opolu dopiero, kiedy upewni się co do jego opłacalności. Wcześniej zakładano, że jeśli nie będzie odwołań, umowa z wybranym wykonawcą może zostać podpisana jesienią. Zakładając, że prace budowlane ruszyłyby do połowy 2012 r., uruchomienie pierwszego z dwóch bloków byłoby realne przed końcem 2016 r., a drugiego – w II połowie 2017 r.

Na zaawansowanym etapie jest przetarg na wybór firmy, która zbuduje blok o mocy 900–1000 MW w Elektrowni Kozienice z grupy Enea. Uruchomienie tej jednostki planowane jest w 2016 r. Zdaniem ekspertów realne szanse na szybki finał ma też postępowanie dotyczące wyboru wykonawcy bloku gazowego w Elektrowni Stalowa Wola o mocy 400 MW, w który zainwestują wspólnie Tauron i KGHM. Z podobnym optymizmem firmy budowlane wypowiadają się też na temat zaawansowania przygotowań Orlenu do budowy elektrociepłowni we Włocławku.

Skąd finansowanie?

Potrzeby inwestycyjne spółek elektroenergetycznych są gigantyczne. W perspektywie najbliższych 10 lat mogą wynieść 170 mld zł – oceniają eksperci PwC i ING Banku Śląskiego. Autorzy raportu o finansowaniu inwestycji energetycznych przyznają, że w ciągu ostatnich pięciu lat nie rozpoczęto w Polsce budowy żadnej dużej elektrowni. Inwestycyjny marazm trwał, choć każdego roku powinniśmy oddawać do użytku 1500 MW nowych mocy.

Przygotowując się do przełamania tej passy, PGE ustanowiła w ostatnich dniach nowy program obligacji długoterminowych o łącznej wartości do 5 mld zł. Na mocy istniejących programów grupa może w sumie sięgnąć po 15 mld zł z rynku długu.

Poznańska Enea, która na budowę planowanej przez siebie elektrowni wyda około 5,5 mld zł, połowę tej kwoty może wyłożyć w gotówce. Z naszych informacji wynika, że Enea zakłada niestandardową formułę finansowania projektu, jakiej dotychczas nie zastosowano w naszym kraju.

Standardem, jaki przyjmują polskie firmy energetyczne, jest zadłużanie się maksymalnie do 2,5–3-krotności rocznego EBITDA (wynik operacyjny plus amortyzacja). Obecnie największe spółki z sektora chwalą się zadłużeniem bliskim zera. Przedstawiciele instytucji finansowych nie widzą więc zagrożeń, jeżeli chodzi o zdobycie środków na energetyczne inwestycje. Ale zastrzegają, że jeśli w grę zaczną wchodzić nieprzewidziane wydatki, np. na przejęcia, to wskaźniki w bilansach będą bardzo zbliżać się do ostrożnościowych pułapów zadłużenia.

Strategia Tauronu zakłada wydatki rzędu 44–45 mld zł do 2020 r., z czego nawet ponad połowa pójdzie na budowę bloków wytwórczych. Inwestycje PGE w tym okresie mogłyby nawet przekroczyć 100 mld zł, w zależności od tego, czy oprócz budowy bloków na gaz, węgiel czy biomasę, grupa rozpocznie realizację projektu jądrowego.

Pytanie jednak, czy przy tak znaczących inwestycjach nie zabraknie w Polsce mocy przerobowych po stronie wykonawców. Zdaniem niektórych analityków w naszym kraju istnieją możliwości równoległej budowy dwóch, trzech dużych bloków energetycznych. Potrzebne jest przy nich zaangażowanie specjalistycznych firm z odpowiednim doświadczeniem.

PBG i Polimex na czele stawki

Na toczące się i zapowiadane przetargi energetyczne z zainteresowaniem patrzą spółki budowlane, licząc, że przy ich realizacji uda im się osiągnąć wyższe marże niż w wypadku budowy dróg czy mieszkań. Które z nich będą się liczyły w wyścigu o największe kontrakty?

– Spośród spółek z GPW największe szanse na realizację zleceń energetycznych jako generalni wykonawcy mają PBG, Rafako i Polimex-Mostostal. Praktycznie pewne pozyskania kontraktów mogą być zwłaszcza dwie pierwsze firmy, które niebawem będą tworzyły grupę kapitałową – mówi Andrzej Bernatowicz z DM IDMSA. – Jeśli przetarg w Opolu wygra Alstom, to PBG ma spore szanse na współpracę z tą firmą jako podwykonawca. W drugim konsorcjum znajduje się natomiast Rafako – uzasadnia. Spore szanse na zlecenia ma także Polimex. – Są one jednak mniejsze niż w wypadku PBG, którego strategia wydaje się lepsza. Za bardzo dobry ruch należy uznać przejęcie przez PBG Rafako, choć można dyskutować o cenie, jaką wielkopolska spółka zapłaci za producenta kotłów – mówi.

Podobnego zdania jest Andrzej Kasperek z UniCredit CAIB. – Energetyka, w której spodziewany jest istotny wzrost nakładów inwestycyjnych w najbliższych latach, jest nadzieją dla wielu firm z sektora budowlanego. Sądzę, że Rafako, Polimex, Mostostal Warszawa czy PBG mają duże szanse na tym skorzystać. Ta ostatnia firma wprawdzie dopiero buduje ramię energetyczne, ale jest to jeden ze strategicznych kierunków rozwoju – mówi. – Najmniej widoczny jest Budimex, dla którego budownictwo energetyczne nie jest obecnie priorytetem, ale i ta spółka zapowiada swój udział w walce o kontrakty – dodaje Kasperek.

Lista potencjalnych projektów jest jednak długa, więc raczej każda ze wspomnianych firm ma szanse na pozyskanie nowych zleceń. – Pytaniem pozostaje jednak, czy wszystkie projekty zostaną uruchomione. Spodziewam się sporej konkurencji w przetargach, zwłaszcza że w innych segmentach rynku będzie zdecydowanie mniej dużych inwestycji – podkreśla.

Na przychody trzeba poczekać

Przetarg w Elektrowni Opole to pierwszy,?w którym złożone zostały wiążące oferty cenowe. Prezesi największych firm budowlanych?w Polsce sądzą, że w tym roku mogą się rozstrzygnąć dwa–trzy postępowania. Na wpływy?z realizacji kontraktów energetycznych trzeba jednak będzie jeszcze poczekać. Zdaniem?Andrzeja Bernatowicza projekty, które obecnie znajdują się w fazie przetargów, pojawią?się w przychodach generalnych wykonawców w 2013 r. – Wyższe przychody zanotują oni w 2014 r. Apogeum przypadnie na 2015 r., a w 2016 r. sprzedaż ponownie spadnie. Szacunki?te będą jednak prawdziwe pod warunkiem,?że nie opóźni się żadne z toczących się?obecnie postępowań – precyzuje analityk. – W wypadku Opola zamawiający może zrezygnować z rozstrzygnięcia przetargu, gdyż obydwie zaproponowane kwoty są wyższe od budżetu. Taka ewentualność wydaje się mało prawdopodobna, ale nie można jej wykluczyć – zastrzega.

Opinie

Tomasz Duda Analityk Ipopema securities

Konsumpcja elektryczności w 2010 r. wzrosła o ponad 4 proc. i była rekordowa, a w tym roku na razie obserwujemy wzrost o kolejne ponad 2 proc., co powoduje, że rezerwa mocy w krajowym systemie maleje. Gdybyśmy zakładali wzrost konsumpcji w takim tempie przez kolejne pięć lat, to rezerwa mocy może być na tyle niska, że konieczny będzie import energii – przy czym potencjał jest tu ograniczony przez stan transgranicznych sieci przesyłowych. Wydaje się więc konieczne, by wielokrotnie opóźniane inwestycje w energetyce ruszyły nawet jeszcze w tym roku, aby możliwe było ich oddanie w latach 2016–2017, gdy bilans mocy będzie się pogarszać. Jednak decyzja o podjęciu tak dużych inwestycji jest trudna. Wynika to m.in. z ogromnej ich skali, niepewności co do cen energii i zwrotu na kapitale, niesprzyjającej polityki energetycznej UE, a także obaw o nawrót recesji.

Piotr Łopaciuk Erste Group

Niedawno dowiedzieliśmy się, że krajowy przydział praw do emisji CO2 na lata 2013–2017 jest dużo mniejszy od założeń i firmy energetyczne dostaną bezpłatnie nie 70, lecz ok. 53 proc. potrzebnych im certyfikatów. Oznacza to większe wydatki, więc realna staje się rewizja planów inwestycyjnych przez firmy z sektora. Myślę, że będzie ona dotyczyć szczególnie bloków węglowych, a to właśnie one stanowiły dotychczas gros planów. Ewentualna rezygnacja z inwestowania w nowe moce wytwórcze na węgiel nie obniży wycen energetyki. Jest przecież możliwość grania na zwłokę i zaspokajania rosnącego popytu przez modernizację starych mocy wytwórczych. Sytuacja w branży nie sprzyja teraz inwestycjom. Kontrakty na dostawy energii w 2013 r. wskazują niższy wzrost cen, niż niedawno prognozowano.