Finansowanie w energetyce

Finansowanie w energetyce
Wyzwania stojące przed polską energetyką są
szeroko dyskutowane od wielu lat. Prognozowany
wzrost zapotrzebowania na energię oraz regulacje
unijne ograniczające emisję CO2 w państwach
członkowskich UE niewątpliwie przyspieszą modernizację zarówno polskiego sektora wytwarzania, jak
również systemu dystrybucji oraz przesyłu. Będzie to
wymagało znacznych nakładów inwestycyjnych.
Szacunkowe dane wzrostu zapotrzebowania na
energię nie są jednoznaczne. Z jednej strony z upływem czasu widzimy coraz większą poprawę efektywności polskiej gospodarki, która w pewnym stopniu
kompensuje wzrost zapotrzebowania na energię.
Z drugiej strony jednak zużycie energii per capita jest
w Polsce niższe niż w Unii Europejskiej średnio
o 56%. Sugeruje to wzrost zapotrzebowania w perspektywie długoterminowej. Przy założeniu, iż corocznie dekapitalizacji ulega 2,5% mocy w systemie,
konieczne będą uzupełnienia mocy wytwórczych na
poziomie 800 MWe. Tymczasem w ciągu ostatnich
10 lat do eksploatacji zostały oddane zaledwie 3 duże
bloki (PAK, Łagisza oraz Bełchatów), a realizowane
obecnie inwestycje energetyczne nie zostaną zakończone przed 2015 rokiem. Ponadto, wraz z początkiem 2016 roku, część starszych jednostek zostanie
wycofana ze względu na kolizję z nowymi wymogami środowiskowymi.
Polski sektor energetyczny oparty jest w 95% na węglu kamiennym i brunatnym, ponieważ duża dostępność tych surowców i niskie koszty przez lata pozwalały na utrzymanie cen energii na akceptowalnym poziomie. Jednak w najbliższej perspektywie kontynuowanie tego trendu może spowodować duże obciążenia dla polskiej gospodarki. Sukcesywnie wdrażane regulacje unijne dążące do obniżenia emisji CO2
niewątpliwie spowodują konieczność poszukiwania
alternatywnego surowca w energetyce. Efekty podejmowanych prób zmniejszenia udziału węgla w naszej
strukturze wytwarzania poprzez budowę elektrowni
atomowej i mocny rozwój energetyki gazowej nie będą
widoczne przed końcem przyszłej dekady. Przyrost
udziału energetyki odnawialnej (głównie wiatrowej)
jest znaczący w ilości zainstalowanych MW, lecz
należy pamiętać, iż efektywnie w danej chwili pracuje
zaledwie 25-30% tych mocy.
Wyzwania stojące przed sektorem energetycznym,
a przede wszystkim wzrost zapotrzebowania na energię w przyszłości oraz konieczność przestawienia na
gospodarkę niskoemisyjną, są powodem dużego
zainteresowania inwestorów budową nowych bloków.
Dzisiejsze plany inwestycyjne opiewają na ponad
18 tys. MW w samej energetyce konwencjonalnej,
a więc bez uwzględnienia elektrowni atomowej oraz
odnawialnych źródeł energii wartość proponowanych
projektów to minimum 80 mld zł. Finansowania będą
wymagały nie tylko inwestycje w przesył i dystrybucję,
ale również projekty odtworzenia/modernizacji obecnych elektrowni. Powstaje więc pytanie czy uda się
zrealizować wszystkie te przedsięwzięcia.
Najważniejszą cechą wyróżniającą projekty z sektora energetycznego jest długotrwały i skomplikowany
proces inwestycyjny. W połączeniu z długim okresem funkcjonowania obiektów energetycznych,
oznacza to dłuższy okres zwrotu z kapitału. Dlatego
o alokacji środków w konkretne przedsięwzięcia
inwestycyjne decydować będzie gra podaży i popytu
– projekty gwarantujące wyższą stopę zwrotu będą
miały pierwszeństwo przed pozostałymi. Dużą rolę
odegra również czas realizacji inwestycji, który
wiąże się z bilansowaniem rosnących potrzeb konsumpcyjnych na energię.
W ramach wspomnianych 18 tys. MWe istnieją dwie
grupy projektów. Są to elektrociepłownie oraz elektrownie kondensacyjne. W pierwszym przypadku,
przede wszystkim instalacji opartych na gazie, wyniki
analizy ekonomicznej wspomaga kogeneracja, a więc
wyższa sprawność układu oraz system wsparcia.
Projekty te będą miały większą szanse wejścia w fazę
realizacji. Przykładem może być tutaj projekt PKN
ORLEN budowy elektrociepłowni we Włocławku.
W odniesieniu do elektrowni kondensacyjnych kluczowa jest odpowiednia ocena podaży i popytu na energię,
aby nie doprowadzić do sytuacji, która ma miejsce np.
w Hiszpanii. Doprowadzono tam to dużej nadwyżki
mocy w stosunku do potrzeb gospodarki, co negatywnie wpływa na rentowność projektów.
Kolejnym ograniczeniem w szybkiej realizacji projektów energetycznych są możliwości i zasoby firm
wykonawczych. Budowa bloków gazowych jest
w pewnym stopniu ustandaryzowana. Natomiast
budowa bloków węglowych klasy 1000 MW stanowi
olbrzymie wyzwanie inżynieryjno-wykonawcze.
Najważniejszym wyzwaniem jest oczywiście finasowanie inwestycji. W przeszłości sposobem finansowania były tzw. KDT czyli kontrakty długoterminowe.
Ustalały one na wiele lat do przodu wolumen oraz
cenę, po której elektrownia sprzedawała energię.
Pozwalało to w odpowiedni sposób zabezpieczyć
kredyt inwestycyjny. Z drugiej jednak strony uniemożliwiało działania mechanizmów rynkowych ustalających poziom cen energii. Stąd zapewne stanowisko Brukseli jednoznacznie wykluczające stosowanie KDT. Równolegle pojawiła się koncepcja budowy
dużych grup energetycznych na bazie dystrybucji
i wytwarzania. Założeniem dla konsolidacji było m.in.
stworzenie możliwości do dalszego finansowania inwestycji. Tak powstały cztery duże podmioty – PGE,
Tauron, Enea i Energa.
Plany inwestycyjne przedsiębiorstw energetycznych
w Polsce są na tyle rozbudowane i kosztowne, iż niejednokrotnie przewyższają wartość rynkową samych
spółek. Oznacza to, że przedsiębiorstwa będą musiały pozyskać środki zewnętrzne do sfinansowania
znaczącej części planowanych inwestycji. Na rynku
(krajowym i zagranicznym) dostępny jest bardzo szeroki wachlarz dostępnych instrumentów finansowych.
Ponadto, co warto podkreślić, można wskazać podmioty gospodarcze, których pozycja finansowa umożliwia realizację inwestycji własnymi środkami. PKN
ORLEN realizuje wspomniany projekt elektrociepłowni
we Włocławku własnymi siłami, podobny model finansowania zakładany jest dla naszej kolejnej inwestycji
w segmencie energetycznym w Płocku.
Marcin Wasilewski
Dyrektor Biura Energetyki
w PKN ORLEN
Trwający od 2007 roku kryzys na rynkach finansowych, którego skutki odczuwamy do dziś, spowodował zwiększenie ostrożności banków komercyjnych
w udzielaniu kredytów, w tym linii na finansowanie
inwestycji. Pojawiły się bardzie restrykcyjne wymagania stawiane przedsiębiorstwom, wyższe marże
kredytowe oraz krótsze okresy kredytowania. Banki
komercyjne mogą być źródłem finansowania bardzo
dużych projektów infrastrukturalnych, ale tylko do
pewnego stopnia. Są bowiem ograniczone zarówno
prawnie, jak i wewnętrznie, co do poziomu koncentracji ryzyka. W takiej sytuacji przedsiębiorstwa będą
zmuszone sięgać po inne instrumenty/źródła finansowania. Alternatywą wobec, banków komercyjnych
i funduszy unijnych może być finansowanie przez
EBI, EBOiR czy NIB. Coraz częściej mogą pojawiać
się również propozycje wsparcia finasowania przy
pomocy Agencji Wsparcia Eksportu.