Bloki z poślizgiem. Będzie drożej

Dziesięciu miesięcy więcej na realizację flagowej inwestycji Tauronu i dodatkowych 127 mln zł za jej wykonanie domaga się Rafako, generalny wykonawca jednostki węglowej na 910 MW w Elektrowni Jaworzno.

Spółka tłumaczy, że po zawarciu umowy (wartej 4,4 mld zł netto) zaistniały nieprzewidziane okoliczności. Chodzi głównie o konieczność przygotowania gruntu pod budowę i wyższe zapotrzebowanie na konstrukcje stalowe w związku ze zmianą przepisów.

Dalszy spadek wycen

– Na razie ciężko ocenić szanse Rafako na uzyskanie zapłaty za wykonanie prac nieprzewidzianych w zamówieniu. Spółka wykonała już palowanie i szczelinowanie gruntu, więc istnieją podstawy by sądzić, że wartość kontraktu będzie wyższa – komentuje Wojciech Romanowski, analityk DM BOŚ. Jego zdaniem publikacja komunikatu pozwala snuć domysły, że spółka odzyska choćby część poniesionych kosztów. – Z tego, co słyszeliśmy jakiś czas temu ze spółki, wynika, że 8-proc. marża brutto z Jaworzna pozostaje niezagrożona – dodaje analityk.

Na razie Polskie Sieci Elektroenergetyczne nie dostały nowego terminu włączenia Jaworzna do systemu. Obowiązujący to marzec 2019 r.

Gdyby ziścił się sygnalizowany przez Rafako scenariusz, to miałoby to istotne znaczenie nie tylko dla katowickiego koncernu, ale też całej energetyki.

Według wyliczeń Pawła Puchalskiego z DM BZ WBK tak duże opóźnienie Jaworzna może oznaczać dla Tauronu niższą wycenę giełdową nawet o 400 mln zł. – To 9 proc. obecnej ceny akcji – zauważa analityk. Jednocześnie wskazuje, że informacje płynące z Rafako rodzą ryzyko pojawienia się podobnego komunikatu w przypadku inwestycji PGE w Opolu. – Dwukrotnie większa inwestycja może potencjalnie wymagać dwukrotnie wyższych nakładów, czyli hipotetycznie Rafako mogłoby zażądać nawet 250 mln zł dodatkowych kosztów, co w połączeniu z ewentualnym wielomiesięcznym opóźnieniem mogłoby obniżyć wycenę PGE nawet o 800 mln zł – szacuje Puchalski.

PGE budująca dwa bloki łącznie na 1,8 tys. MW twierdzi, że realizacja inwestycji przebiega zgodnie z ogólnym harmonogramem. To oznacza, że będą włączane do systemu odpowiednio w lipcu 2018 r. i marcu 2019 r.

Efekt domina?

Część ekspertów obserwujących rynek twierdzi, że także Opola nie ominą kłopoty na późniejszym etapie. Zwłaszcza że w konsorcjum wykonawców są i Rafako, i Polimex. Ta ostatnia spółka już w czerwcu informowała o dodatkowych 130 mln zł potrzebnych na realizację bloku Enei na 1075 MW w Kozienicach. Poznańska spółka nie odnosi się do tego żądania. Traktuje je jako niewiążące, bo niezłożone przez całe konsorcjum. Analizuje za to formalną prośbę wykonawców Mitsubishi Hitachi oraz Polimeksu-Mostostalu o wydłużenie terminu oddania bloku. Miałoby to nastąpić nie w lipcu, tylko w grudniu 2017 r. Taka data została już oficjalnie przekazana do PSE.

Rynek zastanawia się, czy pójdą za tym żądania wypłaty kar umownych. – Zarząd Enei znalazł się między młotem a kowadłem. Jeśli są odchylenia w terminach, to powinien wystąpić z żądaniem kar umownych. Ale nie chce doprowadzić do bankructwa spółki, która znajduje się wśród wykonawców – tłumaczy osoba zbliżona do projektu. Już poprzedni zarząd Enei Wytwarzanie miał negocjować częściowe umorzenie kar. – Energetyka jedzie na jednym wózku. Koncerny mimo stworzonych dla projektów spółek celowych nie mają dużego pola manewru w egzekwowaniu kar. Bo „podcięcie" Polimeksu w Kozienicach może się przełożyć także na Opole – zauważa jeden z ekspertów znających sytuację obu firm.

[email protected]