Arkadiusz Wicik z Fitch Ratings: „Polskie spółki zaczynają przypominać te zachodnie”

W najbliższych latach energetyczno-paliwowe koncerny muszą pozyskać ponad 30 mld zł. Prognozy Fitch dotyczą sześciu firm: PGE, Tauron, Enea, Energa, PGNiG i PKN Orlen. Ich zadłużenie – jak prognozuje Fitch – sięgnie 60 mld zł w 2020 r. Czy jest ryzyko przekroczenia kowenantów przez którąś spółkę?

Sytuacja każdej z sześciu firm jest inna. Jeżeli chodzi o firmy energetyczne to w jednej grupie można umieścić Tauron i Eneę, które osiągnęły już maksymalny poziom dźwigni finansowej i według naszych prognoz nie powinny dalej jej zwiększać. Z kolei PGE oraz Energa mają jeszcze pewien margines na zadłużanie się. On zniknie w ciągu kolejnych 2-3 lat wraz z realizacją programów inwestycyjnych. Wszystkie cztery koncerny będą wtedy w podobnej sytuacji. Spodziewamy się, że ich ratingi będą stabilne biorąc pod uwagę obecne strategie, plany inwestycyjne i politykę finansową.

Około połowa z pozyskiwanych ponad 30 mld zł będzie według naszych prognoz przeznaczona na realizację programów inwestycyjnych, a reszta na refinansowanie zapadającego w najbliższych latach długu głównie z lat 2012-2014.

Po przejęciu Elektrowni Rybnik i elektrociepłowni PGE ma jeszcze środki na konsolidacje rynku ciepła?

Tę akwizycję postrzegamy jako pozytywną dla profilu biznesowego PGE. Spółka kupiło aktywa głównie na rynku ciepła, który jest biznesem częściowo regulowanym, a więc bardziej przewidywalnym niż wytwarzanie energii. Co więcej przejęte aktywa od razu generują przepływy pieniężne. Akwizycja zwiększyła też dźwignię finansową PGE, ale spółka ma cały czas miejsce na dodatkowy wzrost zadłużenia.

Enea nie jest w tak komfortowej sytuacji po przejęciu Elektrowni Połaniec i inwestycji w Polską Grupę Górniczą. A mimo to chce budować razem z Energą Ostrołękę i stawiać sama elektrownie na zgazowanie węgla koło Łęcznej.

Tak jak wspomniałem, Enea nie ma już rezerwy na dalszy wzrost dźwigni finansowej w ramach obecnego ratingu BBB. Energa ma większą elastyczność dzięki wyemitowanym kilka miesięcy temu obligacjom hybrydowym, które poprawiły jej wskaźniki kredytowe.

Jednak w obu przypadkach nasza ocena będzie negatywna, jeśli spółki przystąpią do realizacji ostrołęckiej elektrowni bez wsparcia ze strony rynku mocy. Będzie to miało negatywny wpływ na ratingi. Pozytywne jest to, że projekt ustawy wprowadzający ten mechanizm jest procedowany w Sejmie. Ostateczny jego kształt powinniśmy poznać w pierwszych miesiącach przyszłego roku. Pod koniec 2018 r. planowane są pierwsze aukcje na moc na 2021 r.

Nasza ostateczna ocena spółek w kontekście tego projektu będzie zależała od szczegółów tj. czy i ile środków rocznie dostanie spółka w ramach rynku mocy i na jak długi okres. Niewykluczone, że do stworzonego przez Energę i Eneę joint venture dołączy kolejny inwestor. Wtedy ryzyko rozłoży się.

Z kolei projekt w Łęcznej jest na bardzo wczesnym etapie. Jego ramy czasowe wykraczają poza horyzont naszych analiz. Tak samo jest w przypadku rynku mocy. Jeżeli rynek mocy powstanie to wtedy uwzględnimy dodatkowe przychody w projekcjach i mogą one zapewnić firmom dodatkowy margines na zaciąganie długu.

Czy wciąż nikły stopień dywersyfikacji struktury wytwarzania naszych koncernów wpływa na Waszą ocenę?

W pewnym sensie tak. Przykładowo hiszpańskiej Iberdroli i włoskiemu Enelowi pozwalamy na większy poziom zadłużenia niż PGE przy takim samym ratingu na poziomie BBB+. W przypadku dwóch pierwszych grup dźwignia finansowa może sięgać 4,5, zaś u lidera polskiego rynku maksymalny poziom to 3. Różnica wynika właśnie z większej dywersyfikacji biznesu, bardziej nastawionego na regulowany i przewidywalny segment dystrybucji energii i odnawialne źródła energii niż na wytwarzanie z węgla.

Ta sama zasada działa też przy ocenianiu polskich spółek. Dlatego dla Tauronu i Energii maksymalny poziom zadłużenia dla ratingu BBB jest ustawiony nieco wyżej (3,5) niż u Enei (3), która posiada mniejszy udział regulowanego segmentu dystrybucji w wyniku EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację) i jest bardziej narażona na ryzyka płynące z biznesu opartego na węglu.

Spółki wydają się bardziej otwierać na zmiany. PGE mówi o gazie a nie węglu w Dolnej Odrze. Z kolei rząd stawia na atom.

Węgla będzie mniej w miksie, ale będzie on wciąż dominował. Nie widzimy znaczącej zmiany w tym temacie perspektywie nadchodzących 10-15 lat.

Jeśli chodzi o atom, to dyskusje nad polskim projektem trwają już od wielu lat i w dalszym ciągu nie jest pewne czy taki projekt będzie realizowany. Dziś pojawia się alternatywa w postaci morskiej energetyki wiatrowej. Zwłaszcza, że warunki na Bałtyku są dosyć podobne do tych panujących u wybrzeży Danii czy Niemiec, gdzie takie farmy się rozwijają i kolejne projekty oferują coraz niższe ceny produkcji.

Realizacja takiego scenariusza jest w zasięgu ręki. Bo nie trzeba od razu budować 3 tys. MW. Można realizować mniejsze projekty. Dzięki temu łatwiej zarządzić takimi inwestycjami i je sfinansować. Co więcej szybciej uzyskuje się korzyści z przepływów finansowych. W przypadku farm morskich to okres 3-4 lat, podczas gdy na pierwsze megawatogodziny z elektrowni jądrowej trzeba czekać przynajmniej 7-8 lat, a w przypadku poślizgu w harmonogramie – nawet ponad 10 lat.

Dwa z trzech prowadzonych dziś Europie projektów są znacząco opóźnione i powyżej zakładanego pierwotnie budżetu. W Finlandii inwestycja ma być gotowa w 2019 roku, co oznacza 10 lat opóźnienia, a ta we Francji jest opóźniona o 6 lat. Dlatego takie projekty są bardziej ryzykowne.

Spółki energetyczne mają przyzwolenie na inwestycje niekoniecznie rentowne, ale zapewniające bezpieczeństwo energetyczne. Wiele wprowadziło już takie zapisy w statutach, a kolejne planują takie zmiany…

Patrzymy na projekty poszczególnych spółek indywidualnie. Jeśli jakaś inwestycja nie będzie miała uzasadnienia ekonomicznego i będzie wystarczająco duża, by wpłynąć na sytuację spółki, to nasza ocena będzie negatywna.

Podejmowane przez koncerny dotychczasowe działania mieściły się w granicach wyznaczonych przez nasze ratingi. Mimo to komentowaliśmy działania niekorzystne dla ratingów np. inwestycje w PGG czy ryzyko płatności dodatkowych podatków z tytułu rozważanego wzrostu wartości nominalnej akcji.

Z punktu widzenia ratingów bycie strategiczną spółką Skarbu Państwa ma zalety i wady.

Ostatnie lata przyniosły większą dywersyfikacje struktury zadłużenia energetyki.

W tym aspekcie polskie spółki zaczynają przypominać te zachodnioeuropejskie. Nie tylko emitują więcej obligacji, ale sięgają po bardziej złożone instrumenty, jak hybrydy. W ciągu ostatnich 5 lat udział papierów dłużnych zwiększył się z 25 proc. do około 45 proc. Dziś tylko połowa długu energetyki to zobowiązania wobec banków. Wszystkie koncerny wypuściły na rynek obligacje krajowe, większość też ma za sobą emisję euroobligacji.

Pojawiają się też bardzo wyszukane instrumenty jak obligacje hybrydowe. O ile są one droższe od zwykłych papierów dłużnych?

Hybrydy są droższe przeważnie o ok. 1-3 pkt. proc. od obligacji zwykłych. Przykładowo duński koncern Orsted (dawniej Dong Energy) wyemitował niedawno obligacje hybrydowe z kuponem 2,25 proc. i w tym samym czasie wyemitował zwykłe obligacje oprocentowane na 1,5 proc.

Różnica wynika głównie z faktu, że obligacje hybrydowe są podporządkowane i w przypadku upadłości inwestorzy są spłacani na samym końcu. Dają jednak emitentowi elastyczność. Bo może postanowić, że nie będzie spłacał odsetek przez kilka lat. Najczęściej nie są też w całości wliczane do kowenantów spółki. My traktujemy je w 50 proc. jak kapitał i w 50 proc. jako dług, jeżeli są spełnione nasze kryteria. Dlatego jest to dobra opcja dla bardziej zadłużonych koncernów. W ostatnich 5 latach wiele europejskich firm energetycznych wyemitowało obligacje hybrydowe, w tym EdF, ENGIE, Enel, Iberdrola, Gas Natural i Vattenfall.

W kolejnych latach polska energetyka musi zrefinansować ok. 15 mld zł zapadających obligacji i innego zadłużenia. Czy to dobry moment na pozyskiwanie długu?

W latach 2018-2020 kilka spółek musi refinansować dużą część swojego długu. W tej grupie jest PGE, Tauron, Energa i Enea.

Obecne warunki sprzyjają emitentom. Łatwo pozyskać tani dług. W drugiej połowie przyszłego roku warunki finansowe mogą zacząć się pogarszać. Europejski Bank Centralny planuje zmniejszyć swój program zakupu obligacji na rynku, co może doprowadzić do wzrostu kosztu pozyskania zadłużenia przez emitentów. Drożej może być także ze względu na niepewność rynków związaną z Brexitem.

Jakie czynniki mogą wpłynąć na postrzeganie którejś ze spółek energetycznych w 2018 r.

Najważniejsze będą odpowiedzi płynące z rynku mocy. To będzie główny czynnik wpływający na nasze prognozy. W przyszłym roku nie spodziewamy się takiej dużej aktywności w transakcjach M&A, z jakimi mieliśmy do czynienia w 2017 r.