Krzysztof HorodkoPartner zarządzający w Baker Tilly TPA © Prawa zastrzeżone
Jak ocenia Pan propozycję aktualizacji Polityki Energetycznej Polski 2040, szczególnie w zakresie mocy generowanych przez wiatr?
Krzysztof Horodko (KH): Aktualizacja PEP 2040 zmierza w dobrym kierunku, a jej założenia w mojej ocenie są dość realistyczne. Zgodnie z trzecim scenariuszem ilość mocy zainstalowanych ulegnie podwojeniu do poziomu ok. 130 GW – do 2040 r. Z czego źródła zeroemisyjne (OZE i atom) mają stanowić ok. 74% mocy zainstalowanych i pokryją ok. 73% zapotrzebowania na energię elektryczną. Energetyka wiatrowa ma pełnić istotną rolę w systemie elektroenergetycznym kraju, szczególnie offshore. Prognozy wskazują na 5,9 GW mocy zainstalowanej w morskich farmach wiatrowych w 2030 r., a już dekadę później 18 GW. W energetyce wiatrowej na lądzie w tym samym przedziale czasowym prognozuje się 14 GW, a w 2040 r. 20 GW mocy zainstalowanej (branża wiatrowa wskazuje na niedoszacowanie tych wartości).
Zapotrzebowanie na energię elektryczną per capita w 2040 roku w polskiej gospodarce zostało określone na poziomie lekko przewyższającym dzisiejsze zużycie energii elektrycznej na obywatela w Niemczech. Biorąc pod uwagę trend elektryfikacji gospodarki w najbliższych latach, zasadne jest pytanie, czy za 10-15 lat te szacunki okażą się adekwatne do rzeczywistości? Rewizje polityki nie są jednak wykluczone.
Jak te założenia wzrostu mocy zielonej energii mają się do transakcji rynkowych?
KH: Obserwujemy ogromne zainteresowanie inwestycjami w OZE, także wśród podmiotów zagranicznych. Nabywcami gotowych lub gotowych do budowy projektów wiatrowych w ostatnich latach (2016–2022) byli na ogół inwestorzy branżowi (firmy energetyczne) lub finansowi, którzy z pomocą generalnych wykonawców lub samych deweloperów (w formule „pod klucz”) finalizowali rozpoczęty proces budowlany i przechodzili do fazy eksploatacyjnej, bądź nabywali funkcjonującą farmę. Nie bez znaczenia pozostaje też rola nabywców przemysłowych, czyli firm, które chcą z jednej strony zabezpieczyć cenę energii, a z drugiej wykazać się odpowiednim udziałem zielonej energii w swojej produkcji bądź działalności.
Branża OZE zdecydowanie wybija się na rynku transakcyjnym i mimo iż projekty inwestycyjne są bardzo drogie, to nie brakuje chętnych do ich nabycia. Problemem nie jest brak kapitału, a warunki regulacyjne. Częściowe zliberalizowanie zasady 10 H to szansa na pojawienie się za kilka lat nowych projektów na rynku w fazie gotowy do budowy (ready to build). Istotnymi czynnikami, na które należy zwrócić uwagę będą przede wszystkim: właściwa lokalizacja, uzyskanie praw do terenu pod inwestycję, otrzymanie decyzji środowiskowej, uzyskanie pozwolenia na budowę elektrowni, otrzymanie warunków przyłączenia do sieci oraz zawarcie umowy przyłączeniowej, Przejście tych wszystkich etapów to skomplikowany i długotrwały proces.
A propos przyłączenia do sieci. Jak sobie poradzić z tym problemem?
KH: Rzeczywiście, mamy ogromny problem z niskim potencjałem przyłączeniowym do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Deklarowane kwoty na modernizację sieci w perspektywie 2032 r. wahają się pomiędzy 38 a 130 mld złotych. Pewnie prawda leży gdzieś po środku. W Wielkiej Brytanii mówi się o jeszcze większych sumach, bowiem problem z przyjęciem i przesłaniem OZE mają wszyscy (choć nie tak duże jak w Polsce). Dość powiedzieć, że w samym 2022 r. liczba odmów przyłączenia do sieci wyniosła 7023, co przekłada się na łączną moc nieprzyłączoną do sieci o wartości ponad 51,06 GW (dane ze sprawozdania Prezesa URE, kwiecień 2023). URE szacuje, że ok. 30% przyznanych mocy przyłączeniowych jest zablokowanych w systemie przez instalacje-widma. Ta sytuacja wymaga pilnej reakcji państwa, ponieważ uwolnienie tych mocy to nadrzędny interes społeczny. Częściowo rozwiązałoby to problem z odmowami, równolegle jednak powinny być podjęte pilne działania modernizacyjne.
Jaką rolę odgrywa Baker Tilly TPA przy obsłudze transakcji OZE?
KH: Świadczymy kompleksowe usługi transakcyjne oraz doradztwo biznesowe i prawne. Naszym zadaniem jest m.in. przeprowadzenie kompletnego, wieloaspektowego badania due diligence, które powinno obejmować w szczególności analizę ryzyka finansowego, podatkowego i biznesowego. Szacujemy też ryzyka prawne. Z naszego doświadczenia wynika, że projekty OZE mogą kryć w sobie wady fizyczne, projektowe lub prawne, które mogą mieć znaczny wpływ na cenę, a nawet zablokować transakcję.
Branża OZE cierpi z powodu wprowadzenia limitów cen dla producentów energii elektrycznej. Jaki będzie to miało wpływ na rynek?
KH: Wprowadzenie limitów cen znacząco obniżyło przychody instalacji OZE, przy czym największy spadek spodziewany jest w przypadku lądowej energetyki wiatrowej. Szacuje się, że spadek przychodów dla instalacji poza systemem aukcyjnym w okresie obowiązywania limitów może wynieść aż 67% dla farm fotowoltaicznych oraz 74% dla farm wiatrowych. Spadek przychodów dla instalacji w systemie aukcyjnym będzie natomiast zależał od stopnia ekspozycji na rynkowe ceny energii.
Wprowadzenie limitów cen doprowadzi prawdopodobnie do opóźnienia wielu transakcji i odłożenia ich do 2024 r., co spowolni transformację energetyczną. Inwestorzy będą także, w większym niż do tej pory stopniu, uwzględniać ryzyko zmian regulacji, co może się przyczynić do zwiększenia premii za ryzyko, a tym samym oczekiwanej stopy zwrotu projektu.
Na takie inwestycje należy jednak patrzeć w długim horyzoncie czasowym.
Czyli inwestycje w OZE są intratne, ale nie są wolne od ryzyka?
KH: Oczywiście, w biznesie jest zawsze pewien poziom ryzyka, im większa niepewność prawna, tym większe ryzyko. Najbardziej skrajnym przykładem była utrata wartości przez zielone certyfikaty, co mocno zachwiało rynkiem. Dziś mamy do czynienia z mrożeniem cen energii. Możemy mieć sytuację, kiedy inwestor decyduje się kupić instalację na tzw. merchant risk, czyli ryzyku kupieckim – bez zabezpieczenia np. w formie kontraktu PPA na odbiór energii. Może się jednak zdarzyć, że inwestor nabędzie instalację, która ma już podpisany kontrakt PPA, ale nabywca energii przestanie ją odbierać i regulować zobowiązania finansowe. Dlatego wytwórcy szukają pewnych odbiorców energii z dobrym ratingiem, tzw. offtake'rów, takich jak międzynarodowe korporacje typu Google, IKEA czy Microsoft. Jeśli jednak mamy ambicje, by dostawy zielonej energii zabezpieczone kontraktami były masowe, to widzimy, że lista tych firm z doskonałym ratingiem jest ograniczona. Pojawiają się pytania o ew. gwarancje i kto miałby ich udzielić: rząd, czy jakaś publiczna instytucja finansowa? Jeśli zaczniemy dawać za duże gwarancje, to wyłączamy ryzyko ekonomiczne inwestora na koszt państwa (czyli nas wszystkich). Nie powinniśmy tego robić bezwarunkowo, bo zachowanie inwestorów mogłoby stać się nieracjonalne. Z kolei banki nie chcą ponosić ryzyka finansowania kontraktów PPA zawieranych z odbiorcami o niskim ratingu. Cały szkopuł polega więc na tym, żeby w taki sposób skonstruować zabezpieczenie, żeby banki chciały angażować się finansowo, a jednocześnie żeby nie zniszczyć zdrowych mechanizmów konkurencyjnych.
Konkludując, mimo turbulencji na rynku, rozwój OZE nie zostanie zatrzymany?
KH: Jeśli będzie stabilne środowisko prawne oraz dobre mechanizmy finansowe, to przyszłość rozwoju OZE nie jest zagrożona. Nawet jeśli projekty zdrożeją o dodatkowe koszty wynikające z ewentualnej partycypacji deweloperów w rozwój sieci, to i tak znajdą nabywców.
Z punktu widzenia opłacalności dla polskiej gospodarki, krajowy udział widzę po stronie dewelopowania projektów: lokalnie w kraju, z udziałem polskich pracowników, z reinwestycjami w kraju. To najlepszy sposób zasilania gospodarki. Fakt, że te instalacje w jakiejś części zostaną finalnie sprzedane zagranicznym inwestorom, nie ma żadnego znaczenia. Instalacja nigdy nie zostanie wywieziona z kraju, będzie produkowała zieloną energię dla odbiorców w kraju oraz generowała zyski dla lokalnych gmin. To wyłącznie od krajowych decyzji prawno-administracyjnych zależy, jaka będzie przyszłość w tym obszarze.
Tekst powstał przy współpracy z Polskim Stowarzyszeniem Energetyki Wiatrowej (PSEW).
