Polska energetyka jest w trakcie dużych zmian i przeobrażeń. Pomimo wielu inwestycji, które obecnie są realizowane, nadal ciężko jest sfinansować tak wielkie projekty. Banki, jak i wszelkie instytucje finansowe patrzą na takie inwestycje z dużą rezerwą. O ile pewne obawy są uzasadnione, to sektor energetyczny stoi przed dużym problem i wyzwaniem, z którym musi się zmierzyć. Z drugiej strony inwestycje te są konieczne i to nie tylko w obszarze nowych mocy wytwórczych, ale również infrastruktury – sieci energetyczne, systemy IT do zarządzania produkcją i dystrybucją energii. Co więc sprawia, że banki nie chcą finansować inwestycji w energetyce? – wyjaśnia prof. Konrad Świrski, ekspert ds. energetyki oraz prezes zarządu Transition Technologies.

Finansowanie inwestycji w energetyce to duże wyzwanie dla instytucji finansowych, jak i dla inwestorów. Ich realizacja jest jednak niezbędna i kluczowa z punktu widzenia przyszłości gospodarki i jej prawidłowego funkcjonowania. Finansowanie takich projektów jest w ostatnim czasie bardzo problematyczne dla banków. Jeżeli już decydują się na udostępnienie kapitału, to kierują środki raczej wyłącznie na projekty energetyki odnawialnej, w mniejszym stopniu na  elektrownie gazowe, a na pewno nie na jądrowe, których jednak moce wytwórcze są zdecydowanie większe. Z kolei elektrownie węglowe w ogóle nie mogą liczyć na dofinansowanie, zwłaszcza w Europie. Źródeł tych problemów należy dopatrywać się w kilku czynnikach.

Opłaty za emisję CO2 – coś co zabija energetykę węglową

W szczególnie ciężkiej sytuacji są nowe projekty w elektrowniach węglowych. Europejski Pakiet Klimatyczny i kolejne wersje europejskich regulacji, wymagają ponoszenia opłat za emitowany w procesie produkcji energii dwutlenek węgla. W elektrowni (zarówno na węgiel kamienny jak i brunatny) produkcja 1 MWh energii elektrycznej związana jest z emisją około 1 tony CO2. Powoduje to, że ten rodzaj wytwarzania obciążony jest dodatkowymi opłatami, co nie występuje w przypadku energetyki zielonej. Z kolei elektrownie gazowe z uwagi na o połowę mniejszą emisję CO2 zapłacą o połowę mniej. Problemem jest nie tylko koszt emisji w postaci kupowania pozwoleń, ale przede wszystkim ich nieprzewidywalność. Dziś zakup certyfikatu na emisję  1 tony CO2 to koszt około 7 Euro. Jednocześnie przewiduje się, że w przyszłości mogą one kosztować 30, a może nawet i 50 euro za tonę. Mechanizm wzrostu cen certyfikatów jest bowiem zagwarantowany poprzez powstanie tzw. MSR (Market Stability Reserve). W konsekwencji od 2019 r. MSR będzie mógł arbitralnie „wycofywać” część pozwoleń na CO2 z europejskiego rynku, aby podbijać ich cenę. Celem tych działań jest powiększenie konkurencyjności energetyki odnawialnej, kosztem węglowej. Pomimo polskich protestów przeciwko wcześniejszemu uruchomieniu MSR nie udało się tego wstrzymać, ze względu na mniejszościową koalicję.

Doprowadziło to do sytuacji, w której banki w żadnym wypadku nie będą chciały finansować inwestycji energetycznych, obłożonych dodatkowymi kosztami, a w szczególności kosztami, których nie sposób oszacować. Dodatkowo w oficjalnych wypowiedziach przedstawicieli Europejskiego Banku Inwestycyjnego pojawia się informacja, iż projekty energetyczne, w których emisja CO2 jest wyższa niż 0,5 t CO2 na 1 MWh nie będą finansowane. W konsekwencji będzie to oznaczać formalne „nie” dla energetyki węglowej w Europie.

Atom w podobnie ciężkiej sytuacji

Z podobnym  problemem zmaga się również energetyka jądrowa. Tutaj podstawowym problemem jest konieczność inwestycji dużej ilości kapitału na etapie budowy oraz długi czas zwrotu z inwestycji. Już ten aspekt powoduje, że dla banków inwestycje te są ryzykowne. Dodatkowo energetyka jądrowa traktowana jest jako „brudna” energia nieposiadająca gwarantowanych taryf. Spoglądając na rynek europejski zauważyć można, że jedynie Brytyjczycy odeszli od tego sposobu patrzenia
i stworzyli własną wewnętrzną politykę tzw. Kontraktów Różnicowych. W systemie tym gwarantowana jest różnica między uzgodnioną taryfą, a ceną rynkową tzw. „strike price”. Jest to odmiana gwarantowanych taryf dla OZE, przeniesiona na energetykę atomową. W ten sposób Wielka Brytania udowadnia, że ten rodzaj wytwarzania energii jest „zeroemisyjny”. Tym samym w sensie gwarancji może być ona preferowana wśród inwestorów tak jak OZE. Taki mechanizm jest prawdopodobnie jedyną możliwością finansowania budowy w Polskim Programie Energetyki Jądrowej.

Gwarancja zwrotu z inwestycji to podstawowy problem

Najważniejszym czynnikiem dla banków, w związku z inwestycjami, jest gwarancja zwrotu z inwestycji. W energetyce taki zwrot uzyskuje się stosunkowo łatwo, jeśli cena sprzedaży produkowanej jest gwarantowana przez elektrownie energii elektrycznej. Przez wiele ostatnich lat zmonopolizowany polski sektor energetyczny zapewniał inwestorom takie gwarancje, a sama energetyka uchodziła za przewidywalny, ale zawsze opłacalny biznes.

Ostatnia dekada to okres silnego forsowania przez większość państw europejskich liberalizacji rynku energii i preferencji dla energetyki odnawialnej. W związku z tym sytuacja dla inwestorów stała się całkowicie nieprzewidywalna. Regulacje UE nie dopuszczają bowiem gwarancji cen dla energii produkowanej z węgla lub gazu. Natomiast energetyka zielona (odnawialna) – farmy wiatrowe czy elektrownie słoneczne – traktowane są na preferencyjnych warunkach. W przypadku tego źródła energii powszechne są tzw. taryfy gwarantowane (system feed-in-tariff), gdzie inwestor dokładnie wie za jaką cenę będzie sprzedawał energię. Zwykle jest to cena wyższa niż aktualna cena rynkowa. Należy również wspomnieć, że elektrownie oparte na naturalnych źródłach posiadają dodatkowe preferencje w sprzedaży. Energia z nich produkowana musi zostać odebrana do sieci. Tego typu rozwiązania oparte o tzw. system aukcyjny, gdzie inwestorzy będą proponowali taryfy z 15-letnią perspektywą, są również obecne w uchwalonej ustawie o OZE. Na aukcjach tych wybierane będą taryfy z najniższą ceną. Powyższe czynniki sprawiają, że inwestycje w energetykę zieloną stają się przewidywalne i zyskowne, a więc nie mają najmniejszych problemów z uzyskaniem finansowania.

Czy jest szansa na wyjście z energetycznego zacofania?

Na to pytanie nie ma niestety prostej odpowiedzi. Różne typy elektrowni charakteryzują się różną strukturą kosztów inwestycyjnych i kosztów zmiennych w postaci paliwa czy kosztów emisji. I tak z jednej strony mamy energetykę jądrową, która wymaga wielkich nakładów na budowę, przy jednoczesnych niskich kosztach paliwa i obsługi. Tutaj koszt zwrotu z inwestycji wynosi około 40 lat. Gdzieś po środku systemu kosztowego jest energetyka węglowa, gdzie mamy umiarkowane koszty budowy i jeszcze w chwili obecnej umiarkowane koszty paliwa. Wszystko jednak może się zmienić ze względu na potencjalnie wysoki koszt emisji CO2. Czas zwrotu z inwestycji wynosi od 20 do 30 lat. Po drugiej stronie znajdują się elektrownie gazowe, gdzie koszt inwestycji jest relatywnie niski, natomiast koszt błękitnego paliwa podlega w ostatnich latach istotnym wahaniom. W tym przypadku zwrot z inwestycji to około 15 lat.

Trzeba również brać pod uwagę stosunek do energetyki w większości krajów zachodniej Europy. Energetyka tzw. klasyczna jest tam traktowana, jako swego rodzaju ciężki balast, obciążony dodatkowym ryzykiem i kosztami, głównie związanymi z emisją CO2. W związku z tym koncerny energetyczne ponoszą straty czekając na odwrócenie trendu. Takim zwrotem mogłyby być braki w dostawach energii czy spektakularne awarie zasilania, które zwrócą uwagę społeczeństwa na problem bezpieczeństwa energetycznego. Niektóre kraje, jak Wielka Brytania poszukują innych metod gwarantowania finansowania, jak wspomniane kontrakty Różnicowe dla energetyki jądrowej.

Reasumując w perspektywie najbliższych lat, czyli co najmniej do 2020 roku nie będziemy mogli spodziewać się istotnego zwrotu w podejściu banków do finansowania inwestycji energetycznych. Będzie to okres niepewności i turbulencji dla sektora energetycznego. Unormowanie spraw związanych z emisjami CO2, odbicie gospodarcze i uporządkowanie spraw legislacyjnych to czynniki, które mogą postawić inwestycje energetyczne na nowe tory.