|
Aktualności
|
|
Informacje
Numery
Numer 05/2006
Kontrakty, kredyty, obligacje
|
|
|
Nie istnieje idealny sposób finansowania projektów inwestycyjnych w energetyce. Rozmowa z dr. Wacławem Wajdą, pracownikiem Katedry Finansów Przedsiębiorstw Akademii Ekonomicznej w Krakowie.
|
- Każda branża, każdy sektor mają swoją specyfikę. Charakterystyka branż może mieć wpływ na to, jakie rodzaje finansowania najlepiej pomogą realizować inwestycje. Czym, jeśli chodzi o projekty inwestycyjne charakteryzuje się sektor energetyczny?
Przede wszystkim są to projekty inwestycyjne o szerokim zakresie rzeczowym. Nakłady inwestycyjne w energetyce, w tym w elektroenergetyce, są dużo wyższe niż w wielu innych branżach. Na skalę przyszłych inwestycji w tym sektorze w Polsce będzie wpływał mocno zaawansowany wiek urządzeń: prawie 70% kotłów funkcjonuje dłużej niż 20 lat. Podobnie rzecz ma się z kluczowymi dla wytwarzania energii elektrycznej turbozespołami, gdzie ok. połowa ma ponad 20 lat. Energetyka dysponuje, co prawda nadwyżką mocy, jednak biorąc pod uwagę zużycie nie tylko fizyczne, ale także zużycie ekonomiczne urządzeń oraz ich niedostosowanie do wymagań ochrony środowiska, ta nadwyżka wcale nie jest duża. W związku z tym część mocy wytwórczych musi być zmodernizowana, a część zlikwidowana i zastąpiona nowymi obiektami. Dla projektów inwestycyjnych z połowy lat 90. ubiegłego stulecia, charakterystyczne było ich finansowanie środkami pochodzącymi z kontraktów długoterminowych. Taka sytuacja powodowała z jednej strony, że środki inwestycyjne były zapewnione, ale z drugiej strony prowadziła do tego, że mogły być one mało efektywnie wydawane. Finansowanie nakładów inwestycyjnych było przerzucone na odbiorcę finalnego.
- Jednak taka sytuacja nie powinna mieć miejsca w warunkach wolnorynkowej gry, gdzie właśnie element konkurencyjności jest najlepszym bodźcem do efektywnego działania. Poza tym trudno sobie wyobrazić, by taki system był tolerowany w Unii Europejskiej.
Sektor energetyczny rzeczywiście nie powinien trwale funkcjonować w taki sposób, pojawiła się, więc kwestia rozwiązania kontraktów długoterminowych, szczególnie istotna w obliczu wejścia do Unii Europejskiej. Zatem już w 2004 roku podjęto działania administracyjne na szczeblu Rady Ministrów, a tematem zajęły się powołane do życia zespoły przygotowujące projekty legislacyjne i szukające odpowiedniej metody rozwiązania KDT. W pierwszym podejściu rozważano rekompensaty tzw. kosztów osieroconych pojawiających się przy rozwiązywaniu kontraktów. Ich wysokość szacowano na ok. 15 mld zł, a środki na pokrycie kosztów miały pochodzić z obligacji restrukturyzacyjnych emitowanych na rynkach zagranicznych przez specjalnie w tym celu powołaną spółkę, na którą miały być przeniesione prawa do tzw. restrukturyzacyjnej opłaty systemowej (ROS), wnoszonej przez finalnych odbiorców energii. Środki pozyskane ze sprzedaży obligacji miały być przeznaczone na wypłatę rekompensat wytwórcom energii. Z kolei wykupu obligacji planowano dokonać ze środków pochodzących z tzw. opłaty restrukturyzacyjnej. Celem takich działań było umożliwienie funkcjonowania mechanizmów wolnorynkowych w energetyce i poprawa sytuacji finansowej producentów energii zapewniająca warunki do pozyskiwania źródeł finansowania nowych inwestycji. Jednak takie mechanizmy działania zostały zakwestionowane przez Komisję Europejską, która KDT lub jednorazowe rekompensaty traktowała jako niedozwoloną pomoc publiczną dla energetyki. KE sugeruje by rekompensaty były rozłożone w czasie i uzależnione od kształtowania się bieżących cen rynkowych. Sytuacja do dzisiaj jest patowa, pojawiają się nowe propozycje rozwiązań nawiązujące do wymagań Komisji Europejskiej, a trzeba działać szybko, ponieważ problem KDT powinien zostać rozwiązany do 1 lipca przyszłego roku, czyli do momentu formalnego pełnego otwarcia rynku energii.
- Ale żeby mieć kontrakt czy kredyt, żeby zdobyć środki finansowe trzeba wykazać się ekonomiczną efektywnością…
Przedsiębiorstwa starające się o kontrakty długoterminowe musiały przedstawiać rachunki efektywności wymagane przez banki w przypadku finansowania inwestycji kredytem. Poprawność takich rachunków efektywnościowych w dużym stopniu zależy od zastosowanej metody ich sporządzania oraz od przyjętych parametrów ekonomicznych. Weryfikacja tych rachunków dzisiaj jest praktycznie bezprzedmiotowa. Trudno obecnie określić, jaki wpływ miały te analizy na decyzje w sprawie realizacji planowanych inwestycji, tym bardziej, że w wielu przypadkach efektywność kłóci się z celowością. Inwestycje traktuje się jako niezbędne i celowe punktu widzenia społecznych korzyści, natomiast mniejszą wagę przykłada do ich ekonomicznej efektywności, zwłaszcza, że nie zawsze można określić wartościowo efekty inwestycji. Przykładem mogą być przedsięwzięcia z zakresu ochrony środowiska mające za zadanie na przykład zmniejszyć emisję zanieczyszczeń. Efekty takich inwestycji można określić ilościowo, ale trudno je wyrazić wartościowo, a więc przeliczyć na jednostki pieniężne. Siłą rzeczy efekty takie znajdą się poza rachunkiem w formie opisowej. W większości przypadków decyzje o podjęciu, bądź zaniechaniu inwestycji powinny być podejmowane w oparciu o rachunek ekonomiczny, jednak w pewnych sytuacjach istotne są względy społeczne czy polityczne.
- Jak więc w tej chwili wyglądają możliwości finansowania projektów inwestycyjnych i jak będą wyglądać przy założeniu likwidacji kredytów długoterminowych? Skąd brać pieniądze na poważne przedsięwzięcia?
Jeśli chodzi o sposoby finansowania projektów inwestycyjnych w energetyce, kwestie rozwiązania KDT i wynikające stąd dalsze rozwiązania - dyskusje trwają. Decydować będzie opinia banków finansujących przedsięwzięcia. Ważna jest też sytuacja makroekonomiczna: w Polsce kredyty bankowe odgrywają stosunkowo niewielką rolę w finansowaniu inwestycji. W 2005 r. w kraju z kredytów finansowano mniej niż 20% nakładów inwestycyjnych. Równolegle w krajach Europy Zachodniej udział kredytów sięga 70, a nawet 80%. Przyczyną tego stanu rzeczy były m. in. wysokie stopy procentowe. Powodowały wysokie oprocentowanie kredytów, które z kolei dość słabo reagowały na zmianę stopy inflacji. Rada Polityki Pieniężnej reguluje stopy krótkoterminowe i te w miarę szybko dostosowywały się do poziomu inflacji. Ale zmiany nie przekładały się na oprocentowanie kredytów długoterminowych, charakterystycznych w energetyce. Relatywnie wysokie oprocentowanie wiązało się też z ryzykiem wynikającym z ograniczonej zdolności kredytowej. Inne, pozytywne zjawisko, czyli zmniejszenie obciążenia podatkiem dochodowym od osób prawnych (CIT) prowadziło do zwiększenia zyskowności przedsiębiorstw. Poprawa kondycji ekonomicznej przekłada się na większą dostępność kredytów, jednak powoduje też, że więcej jest środków własnych. Na razie to właśnie środki własne stanowią ponad 70% wielkości nakładów na finansowanie projektów inwestycyjnych. Środki własne to zysk i amortyzacja, czyli tzw. nadwyżka finansowa. I warto zwrócić uwagę na wzrost roli amortyzacji. Inwestuje się w coraz droższe maszyny i urządzenia, więc siłą rzeczy coraz wyższe są odpisy amortyzacyjne. Poza tym pozytywną rolę odgrywa możliwość stosowania amortyzacji degresywnej w miejsce liniowej.
- Istnieją jeszcze jakieś źródła finansowania?
Poza kredytami wśród innych źródeł finansowania można wymienić środki pochodzące bezpośrednio z zagranicy. Jednak napływ tych środków w ostatnich latach wykazywał znaczne wahania, a ich udział w finansowaniu inwestycji raczej nie przekracza 10%. Do zupełnie nieistotnych źródeł finansowania należą z kolei fundusze celowe, których udział wynosi kilka procent. Stosunkowo niewielki jest też udział obligacji, czyli instrumentów dłużnych.
- Czyli generalnie ani kredyty, ani emisje obligacji nie mają wielkiego wzięcia?
Tak, i to mimo tego, że odsetki od długów jako element kosztów wpływają na obniżenie wyniku, w związku z czym przedsiębiorca płaci mniejszy podatek. Odsetki od długu stanowią tzw. tarczę podatkową - chronią przed płaceniem wyższego podatku. Zatem efektywny koszt długu jest trochę mniejszy niż wynikałoby to z kosztu nominalnego i przedsiębiorstwo zaciągające dług i osiągające zyski w rzeczywistości dzięki oszczędnościom podatkowym zapłaci za kredyt mniej niż wynosi jego nominalne oprocentowanie. Można by sądzić, że taka sytuacja jest bodźcem do korzystania z kredytu czy instrumentów dłużnych, jednak praktyka pokazuje, że tak nie jest.
- Jeśli jednak wytwórca energii elektrycznej lub inny podmiot należący do sektora energetycznego zdecyduje się na pozyskanie środków finansowych, to kiedy powinien szukać kredytu, a kiedy emitować obligacje?
Kredyt zaciąga się zwykle w jednym banku lub w konsorcjum banków. Obrazowo mówiąc, kredyt to zaczerpnięcie "raz, a dobrze", natomiast przy emisji obligacji gromadzenie środków odbywa się w mniejszych porcjach. Zazwyczaj obligacji emituje się stosunkowo dużo i kieruje je do sporej liczby nabywców. Jednak decydującym kryterium, czy wybrać kredyt, czy emisję obligacji jest koszt. W przypadku kredytu wypełnia się wniosek, sprawa jest badana przez banki i doprowadzenie do finansowania jest stosunkowo szybkie. W przypadku obligacji cała procedura może trwać dłużej. Przede wszystkim trzeba opracować prospekt emisyjny. A to już obszerny dokument wymagający dużego nakładu pracy przygotowawczej. Opracowanie prospektu to może być nawet połowa całkowitych kosztów emisji obligacji. Oczywiście koszt prospektu jest stały i nie zależy od wielkości emisji. Do kosztów emisji obligacji należy zaliczyć koszty wynikające z zaangażowania tzw. agenta emisji, a więc instytucji zajmującej się obsługą emisji, koszty reklamy. Poza tym, w przypadku kredytu bank monitoruje jego wykorzystanie, natomiast nabywca obligacji praktycznie nie wtrąca się w sprawy spółki i zainteresowany jest jedynie odzyskaniem długu wraz z odsetkami. To może być czasem przewaga obligacji nad kredytem. W każdym razie decyzje muszą być indywidualne i przemyślane. Nie ma jednej recepty.
- Każdy bank chce ograniczyć swoje ryzyko i żąda zabezpieczeń. Jak zapewnić bezpieczeństwo kredytowania ogromnych sum?
Przykładem kredytu charakterystycznego dla energetyki jest umowa kredytowa BOT-u z Nordic Investment Bank (NIB) na budowę bloku 833 MW i modernizację bloków istniejących. Łączny koszt inwestycji to 1,6 mld euro, przy czym wkład środków własnych to 45% tej kwoty. Pozostałe środki finansowe, poza kredytem NIB, pochodzą z instytucji multilateralnych, agencji wspierania eksportu Unii Europejskiej i z banków komercyjnych. Tego rodzaju inwestycje wymagają odpowiednich zabezpieczeń. Generalnie zabezpieczenia mogą być osobiste i rzeczowe. Zabezpieczenia osobiste, jak weksle czy poręczenia w finansowaniu takich przedsięwzięć jak inwestycja BOT-u mają ograniczone pole zastosowań. Większą rolę odgrywają zabezpieczenia rzeczowe, w rodzaju zastawów, kaucji, pełnomocnictwa do rachunku czy hipoteki. Kaucje i blokady rachunków są zabezpieczeniami płynnymi i można je od razu egzekwować. Hipoteka i zastawy, często stosowane przy finansowaniu inwestycji w energetyce, są mniej płynne: po wyegzekwowaniu trzeba jeszcze dokonać sprzedaży. Właściwie najpewniejszym zabezpieczeniem dla banku jest sytuacja ekonomiczno-finansowa przedsiębiorstwa. Dlatego bank przed udzieleniem kredytu musi dokładnie przeanalizować kondycję potencjalnego kredytobiorcy. Pozostałe rodzaje zabezpieczeń to w zasadzie zabezpieczenia uzupełniające.
- Czy powyższe rozważania wyczerpują listę możliwości pozyskiwania środków na finansowanie inwestycji?
Mówiąc o finansowaniu inwestycji, należy wspomnieć jeszcze o sposobie, który określa się mianem project finance. Służy on finansowaniu dużych i kapitałochłonnych przedsięwzięć inwestycyjnych, często spotykanych w energetyce. W project finance przedsięwzięcie inwestycyjne jest traktowane indywidualnie i charakteryzuje się specyficzną strukturą. Do realizacji inwestycji powołuje się nowy, odrębny podmiot, a zabezpieczeniem przedsięwzięcia nie są aktywa, tylko przewidywana nadwyżka finansowa. Project finance opiera się na przepływach finansowych i przewidywaniu efektów podejmowanych działań. To atrakcyjna forma, jednak niesie ze sobą duże ryzyko, które muszą podzielić między sobą uczestnicy projektu, w tym także pożyczkodawcy. W rezultacie project finance może być dość kosztowny. W ramach tego typu projektów możliwa jest też współpraca w postaci partnerstwa publiczno-prywatnego, kiedy finansowaniem zajmują się wspólnie rząd, samorząd oraz prywatne przedsiębiorstwa. Rząd pełni rolę nadzorcy i regulatora, a przedsiębiorstwo realizuje inwestycję, eksploatuje, a następnie przekazuje np. samorządowi. Kluczową rolę pełnią tu banki, nie będące udziałowcami projektu. Taki rodzaj współpracy określa się mianem BOT (ang. built-operate-transfer).
- Otwarcie rynku energii i likwidacja KDT mogą doprowadzić do obniżenia cen energii, co wpłynie na wyniki finansowe spółek z sektora. Czy nie rodzi się w ten sposób niebezpieczeństwo dla finansowania inwestycji? Banki mogą uznać ryzyko za zbyt duże.
Oczywiście, pewne niebezpieczeństwo się pojawi, jednak ewentualny spadek rentowności po otwarciu rynku i likwidacji KDT, które mogą za sobą pociągnąć obniżenie cen energii powinien być zrównoważony planowanymi rekompensatami. Powinny one zażegnać zagrożenie utratą płynności i ewentualnymi upadłościami. Jednak rekompensaty będą niejako odpowiedzią na stan przeszły, natomiast, jeśli chodzi o sytuację bieżącą przedsiębiorstw, to jedyną możliwością działania będzie szukanie oszczędności i obniżanie kosztów, także poprzez redukcję zatrudnienia.
- Jaka zatem będzie przyszłość rynku kredytów dla energetyki?
Rynek kredytów musi się zwiększać. Także z tego powodu, że kredytów będą udzielać banki skonsolidowane, bowiem tempo konsolidacji się nasila. Małe banki z niewielkimi kapitałami własnymi nie mogą się angażować w akcję kredytową w stosunku do jednego klienta, natomiast nie będzie to żaden problem dla banków silnych. Uzupełniającym źródłem będą też środki unijne. Poza kredytami źródłem pozyskiwania środków finansowych będzie również udział w rynkach finansowych. Perspektywy zdobywania środków w ten sposób mają obecnie takie spółki jak Lotos i Orlen. Oczywiście wejście na giełdę przyniesie korzyści podmiotom o dobrej kondycji, wiarygodnym dla inwestorów. A potencjalna prywatyzacja firm energetycznych pewnie będzie dokonywana właśnie przez giełdę, o ile zapanuje odpowiedni klimat polityczny, bo na razie procesy prywatyzacyjne mocno zahamowano. Trzeba też pamiętać, że wejście na giełdę nie musi być najlepszym sposobem zdobycia środków finansowych. Pozyskiwanie kapitału akcyjnego jest teoretycznie stosunkowo droższe niż pozyskiwanie go w inny sposób. Trudno określić, który ze sposobów finansowania energetyki jest lepszy, część zresztą się po prostu uzupełnia. Nie wiadomo do końca jak będzie wyglądać finansowanie sektora energetycznego po rozwiązaniu KDT i pełnym wprowadzeniu zasady TPA. Dopiero po 1 lipca 2007 r. - a i to nie natychmiast - okaże się jak zmieni się rynek i jak będzie wyglądać finansowanie całego sektora.
- Dziękuję za rozmowę.
Dokończenie znajdziesz w wydaniu papierowym. Zamów prenumeratę miesięcznika ENERGIA GIGAWAT w cenie 108 zł za cały rok, 54 zł - za pół roku lub 27 zł - za kwartał. Możesz skorzystać z formularza, który znajdziesz tutaj
Zamów prenumeratę
|
|
|
|
