Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce

Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce Maj 2011

Szanowni Państwo, Z przyjemnością przekazujemy Państwu raport na temat sektora elektroenerge tycznego w Polsce. Po okresie głębokich zmian regulacyjnych, organizacyjnych i własnościowych branża stoi w obliczu nowych wyzwań. Wymogi regulacyjne wynikające z prawodawstwa unijnego oraz stan techniczny naszej infrastruktury wytwórczej i dystrybucyjnej skutkują gigantycznymi potrzebami inwestycyjnymi, szacowanymi na kwotę ponad 170 mld zł w perspektywie najbliższych 10 lat. W naszym raporcie koncentrujemy się na analizie tych potrzeb oraz potencjalnych źródeł i sposobów ich finansowania. Dziękujemy wszystkim osobom, które znalazły czas, żeby podzielić się z nami swoimi opiniami i poglądami na temat sektora. Chcielibyśmy, żeby ta publikacja stała się głosem w dyskusji, która będzie miała kluczowe znaczenie dla przyszłości nie tylko samej branży energetycznej, ale również całej polskiej gospodarki. Zapraszamy do lektury i zachęcamy do dzielenia się z nami uwagami i komentarzami na temat raportu. Piotr Łuba Partner, Dział Doradztwa Biznesowego, PwC Kazimierz Rajczyk Dyrektor Zarządzający Sektorem Energetycznym, ING Bank Śląski Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 2

Spis treści 1. Wstęp 5 2. Potrzeby inwestycyjne w sektorze elektroenergetyki 7 2.1 Sytuacja w elektroenergetyce 8 2.2 Wytwarzanie 10 2.2.1 Energetyka konwencjonalna 10 2.2.2 Energetyka odnawialna 13 2.2.3 Energetyka jądrowa 16 2.3 Dystrybucja i przesył 17 2.3.1 Wymiana transgraniczna energii 17 2.3.2 Dystrybucja i przesył w obrębie kraju 18 3. Czynniki wpływające na pozyskiwanie finansowania 20 3.1 Czynniki sektorowe 21 3.2 Skala inwestycji względem skali inwestującego 24 3.3 Poziom i stabilność rentowności firm energetycznych 25 4. Finansowanie inwestycji 27 4.1 Finansowanie zewnętrzne 28 4.1.1 Finansowanie pozyskiwane na bilansie spółek 28 4.1.2 Finansowanie w formule project finance 29 4.1.3 Rynek regulowany 31 4.1.4 Inne zewnętrzne źródła finansowania 32 4.2 Finansowanie kapitałem własnym 34 5. Podsumowanie 36 Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 3

Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 4

1. Wstęp Pięć lat temu przygotowany został raport obrazujący stan polskiej energetyki widzianej oczami ekspertów Banku ING z Amsterdamu i Londynu, napisany z perspektywy ówczesnych trendów i zmian na rynku europejskim. Raport ten był fotograficznym zapisem stanu sektora w kwietniu 2006 roku. Wskazywał między innymi na potrzebę natychmiastowych inwestycji w budowę nowych mocy wytwórczych oraz w infrastrukturę przesyłową i dystrybucyjną. Niezbędne nakłady inwestycyjne w sektorze szacowane były wówczas na 10-16 mld EUR w ciągu dekady. Przewidywał też prawdopodobne trendy i kierunki zmian. Tamten raport powstawał w rzeczywistości zupełnie innej, aniżeli ta, która otacza nas dzisiaj. Nie było wówczas jeszcze pionowo zintegrowanych grup energetycznych, spółki energetyczne nie myślały o rozdziale dystrybucji od obrotu, zmiana dostawcy energii w ramach TPA wydawała się nierealna, kredyty inwestycyjne wciąż zabezpieczone były przez niesławne KDT (kontrakty długoterminowe), a na Towarowej Giełdzie Energii realizowano transakcje stanowiące maksymalnie 1,5% obrotu na rynku. Niniejsza publikacja jest próbą dokonania podobnego zapisu obrazu sektora energetycznego na początku roku 2011, choć wywodzi się z innych przesłanek. Jest to zapis obrazu widzianego oczami analityków i specjalistów spoza sektora. Obrazu oglądanego w kontekście rosnących wymogów ekologicznych, będących konsekwencją coraz większej troski decydentów UE o wpływ działalności człowieka na środowisko naturalne. Autorzy raportu żywią głębokie przekonanie, że wyzwania sektora energetycznego to nie tylko zagadnienia czysto branżowe. Bezpieczeństwo energetyczne jest troską nas wszystkich. A instytucje finansowe i doradcze mają pełną świadomość roli, jaka pozostała im do odegrania w realizacji od dawna zapowiadanych inwestycji, niezbędnych do zachowania tego bezpieczeństwa. Wspólnie poszukujemy odpowiedzi na podstawowe pytania: jak wygląda sektor energetyczny w Polsce dzisiaj? Jakie stoją przed nim wyzwania? Jakie dostrzegamy trudności? Jakie są prawdziwe potrzeby inwestycyjne? Jakich wymagają nakładów finansowych? Jak można je sfinansować w perspektywie najbliższych lat? Czy stawiane 5 lat temu tezy o niezbędnych inwestycjach pozostają nadal aktualne? Co wstrzymuje inwestycje? Czy problemem sektora jest dziś brak dostępu do finansowania? W efekcie oddajemy Państwu do lektury wyniki naszych wspólnych obserwacji i wniosków. Autorzy raportu nie formułują gotowej recepty na rozwiązanie problemów sektora. Poszukują natomiast przyczyn, dla których od pięciu lat nie rozpoczęto budowy żadnego nowego bloku wytwórczego, istotnego dla Krajowego Systemu Energetycznego. I to pomimo zgodnych zapewnień specjalistów branżowych, że każdego roku powinniśmy oddawać 1500 MW nowych mocy, by w nieodległej przyszłości nie zabrakło nam prądu. Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 5

Tile of publication Date2011 6 6

2. Potrzeby inwestycyjne w sektorze elektroenergetyki

2.1 Sytuacja w elektroenergetyce Polska elektroenergetyka na przestrzeni ostatnich kilku lat przeżywała przełomowe zmiany w zakresie regulacji, struktury, organizacji i kwestii właścicielskich. Motorami tych zmian były konieczność dostosowania regulacji krajowych do przepisów obowiązujących w Unii Europejskiej i stworzenie podmiotów wystarczająco silnych, aby sfinansować własne potrzeby inwestycyjne. Najbardziej istotne zmiany regulacyjne w Unii Europejskiej mające wpływ na przemiany krajowego rynku energii to przede wszystkim: rozdzielenie na mocy Dyrektywy 2003/754/WE z dnia 26 czerwca 2003 r. dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej: regulowanej działalności sieciowej w zakresie dystrybucji i przesyłu i związanych z nimi regulacyjnych usług systemowych, regulowanej działalności w zakresie wytwarzania w wysokosprawnych źródłach pracujących w skojarzeniu i w odnawialnych źródłach energii, działalności nieregulowanych w zakresie wytwarzania w kondensacji i obrotu, wprowadzenie systemu obrotu prawami do emisji CO 2 poprzez Dyrektywę Parlamentu 2003/87/WE z dnia 13 października 2003 r. ustanawiającą system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie i zmieniającą ją Dyrektywę Parlamentu 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r., preferencyjne regulacje w zakresie wytwarzania w wysokosprawnych źródłach pracujących w skojarzeniu i w odnawialnych źródłach energii wynikające z Dyrektywy 2004/8/WE z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie wspierania kogeneracji oraz Dyrektywy 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych. W Polsce w ramach regulacji nastąpiły dodatkowo: uwolnienie cen energii elektrycznej we wszystkich segmentach obrotu na mocy komunikatu Prezesa URE z dnia 31 października 2007 r. Wykonanie tej decyzji zostało wstrzymane dla odbiorców indywidualnych, tzw. taryfy G (ok. 24% udziału w rynku), finansowa restrukturyzacja sektora poprzez rozwiązanie kontraktów długoterminowych na zakup mocy i energii elektrycznej (tzw. KDT) na mocy ustawy z dnia 29 czerwca 2007 roku o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej. W zakresie zmian strukturalnych i organizacyjnych przede wszystkim warto odnotować znaczącą konsolidację sektora, w tym utworzenie dwóch zintegrowanych pionowo liderów na rynku elektroenergetycznym, czyli GK PGE oraz GK Tauron. Utworzono również dwie inne grupy energetyczne o profilu zdominowanym przez dystrybucję i obrót w stopniu dużym (Enea) oraz niemal całkowicie (Energa), które mają jeszcze podlegać kolejnym zmianom strukturalnym w wyniku planowanych zmian własnościowych. W ramach zmian własnościowych dokonano częściowej prywatyzacji PGE, Tauronu i Enei, a w chwili obecnej otwarty jest proces prywatyzacji Grupy Energa. Wymienione wyżej zmiany następowały w przededniu ogromnego programu inwestycyjnego, który wynika przede wszystkim z potrzeby: wymiany urządzeń wytwórczych, których ekonomiczna żywotność się kończy, wymiany urządzeń wytwórczych, których efektywność ekologiczna jest poniżej poziomu dopuszczalnego przez przepisy mające wejść w życie od początku 2016 roku na mocy Dyrektywy 2001/80 w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych źródeł spalania (LCP), Dyrektywy 2001/81 w sprawie krajowych limitów emisji SO 2 i NOx oraz projektu dyrektywy w sprawie emisji przemysłowych zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola, wymiany urządzeń wytwórczych na urządzenia o znacznie wyższej sprawności energetycznej (średnia sprawność energetyczna bloków wytwórczych w Polsce wynosi około 35% wobec sprawności nowych jednostek na poziomie około 45%), modernizacji i rozbudowy sieci przesyłowej ze względu na konieczność: minimalizacji ograniczeń sieciowych (wytwarzania w trybie wymuszonym, wyprowadzeń mocy z poszczególnych źródeł energii, infrastruktury połączeń transgranicznych), Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 8

minimalizacji strat technicznych poprzez modernizację techniczną, podniesienia stopnia jej niezawodności poprzez optymalizację konfiguracji sieci (m.in. poprzez tworzenie pętli zasilających), modernizacji i rozbudowy sieci rozdzielczej o napięciu 110 kv i niższym ze względu na konieczność: minimalizacji strat handlowych i technicznych poprzez wprowadzenie odpowiednich rozwiązań telemetrycznych, podniesienia stopnia jej niezawodności poprzez optymalizację konfiguracji sieci (m.in. poprzez tworzenie pętli zasilających) oraz ograniczanie udziału linii napowietrznych, rozbudowy sieci umożliwiającej podłączenie nowych odbiorców i rozszerzenie bazy klientów, podłączania i odbioru energii od trudno regulowalnych odnawialnych źródeł energii (przede wszystkim źródeł wiatrowych). Obecna, bardziej skonsolidowana struktura sektora elektroenergetycznego znacząco ułatwia pozyskanie finansowania i dostęp największych spółek do rynku kapitałowego. Niemniej jednak skala tego finansowania jest nadal dużym wyzwaniem. Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 9

2.2 Wytwarzanie 2.2.1 Energetyka konwencjonalna Sektor energetyki ma strategiczne znaczenie dla rozwoju każdego współczesnego państwa. Zrównoważony rozwój tego sektora jest koniecznym warunkiem zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju, a kluczowym elementem tego rozwoju jest utrzymanie bezpiecznego poziomu dostaw energii elektrycznej, który będzie zaspokajał popyt krajowy po konkurencyjnych cenach i przy poszanowaniu prawa, w tym regulacji środowiskowych oraz oczekiwań społecznych. Oczekuje się, iż w ciągu najbliższych 10 lat nastąpią bardzo duże zmiany zarówno po stronie popytu, jak i podaży, przy czym najistotniejsze z nich będą dotyczyć struktury podaży. Zużycie energii elektrycznej w Polsce od kilkudziesięciu lat charakteryzuje się śródroczną sezonowością, polegającą na maksymalnym zwiększeniu popytu w okresie zimowym i maksymalnym obniżeniu popytu w okresie letnim. Interesującym trendem ostatnich lat jest szybszy wzrost zużycia energii elektrycznej w lecie i nieco wolniejszy w zimie. Najbardziej prawdopodobnym wyjaśnieniem tego zjawiska jest wzrost liczby urządzeń elektrycznych, które są wykorzystywane przez cały rok, oraz wzrost liczby urządzeń klimatyzacyjnych, które uruchamiane są głównie w okresie letnim. Takie zmiany w sezonowości popytu zwiększają stopień wykorzystania dostępnych mocy wytwórczych nie tylko w okresie zimowym, ale również letnim, a więc przez znaczną część roku. Wymiana transgraniczna ma w Polsce ograniczone znaczenie dla kreowania popytu i podaży. W całej Unii Europejskiej wymiana transgraniczna nie przekracza 10% łącznej produkcji, a w Polsce poziom ten jest jeszcze niższy. Jednocześnie w przypadku Polski istniejące połączenia transgraniczne wykorzystywane są bardziej w celach technicznych niż handlowych. Jest to spowodowane wpływem systemów ościennych, m.in. przepływami karuzelowymi wywołanymi przez elektrownie wiatrowe zlokalizowane w północnej części Niemiec. Zatem w chwili obecnej znaczące niedobory krajowych zdolności wytwórczych nie mogłyby być skutecznie zastępowane importem energii elektrycznej przez wykorzystanie pracujących połączeń międzysystemowych. Z powodu ograniczeń w wymianie transgranicznej trudno też liczyć, aby znaczące nadwyżki energii produkowanej w Polsce (jeśli takie by się pojawiły) mogły być odsprzedane za granicę. Rysunek 1. Produkcja i zużycie energii elektrycznej w Polsce w latach 2005-2010 (GWh) 165 000 160 000 155 000 150 000 145 000 140 000 135 000 Źródło: ARE 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Produkcja Zużycie krajowe Rysunek 2. Prognoza zużycia energii elektrycznej brutto w Polsce (TWh) 250 200 150 100 50 0 2010* 2015 2020 2025 2030 * Wykonanie za 2010 r. wg danych ARE Źródło: ARE, Ministerstwo Gospodarki, Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Zał. 2. Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku Obecne prognozy zużycia energii elektrycznej w Polsce mówią o średniorocznym wzroście w okresie najbliższych 15-20 lat na poziomie 1%-3%. Po stronie podaży energii elektrycznej, po dokonanych już dużych zmianach w zakresie regulacji, konsolidacji i prywa- Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 10

tyzacji oczekiwane są ogromne zmiany w obszarze inwestycji. Bez wątpienia kluczowym segmentem energetyki w Polsce, wpływającym na wielkość łącznej podaży energii elektrycznej w kraju, są elektrownie zawodowe przyłączone do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE), co jest również zgodne z sytuacją w innych krajach europejskich o wielkości porównywalnej do Polski. Rola energetyki rozproszonej jest marginalna i trudno w średnim lub nawet długim okresie oczekiwać znaczących zmian w tym zakresie. Co więcej, nowe technologie węglowe czy nuklearne zakładają budowę coraz większych bloków energetycznych, co sprzyja dalszej koncentracji wytwarzania. W tej chwili około 50% wytwarzania skupione jest w dwóch podmiotach (PGE i Tauron), a kolejne 23% należy do trzech innych właścicieli (Enea, EdF i ZE PAK). Rysunek 3. Produkcja energii elektrycznej w Polsce według rodzaju źródeł (TWh) Rysunek 4. Kluczowi wytwórcy energii elektrycznej w Polsce moce zainstalowane (GW) 14 12 10 8 6 4 2 0 12,4 PGE 5,4 Tauron 3,2 EdF 2,8 Enea 2,5 PAK 1,7 GdF Suez 1,2 Energa Źródło: Opracowanie własne na podstawie publicznie dostępnych danych 1,0 0,6 Vattenfall CEZ 165 160 155 150 9 9 9 8 10 Rysunek 5. Kluczowi wytwórcy energii elektrycznej w Polsce udziały w produkcji (2009 r.) 145 8 140 153 151 148 147 148 135 143 130 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Elektrownie zawodowe (w tym niezależne cieplnie) Pozostałe źródła (przemysłowe i niezależne pozostałe) Źródło: ARE Pozostali 12% Energa 2% GdF Suez 4% Elektrownia Rybnik (EdF) 7% Enea 8% PGE 40% PAK 12% Tauron 15% Źródło: Opracowanie własne na podstawie publicznie dostępnych danych Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 11

Jakkolwiek istniejące moce wytwórcze wystarczają do zaspokojenia dzisiejszego popytu, to coraz głośniej mówi się o tym, że Polska może mieć duży problem ze stabilnym pokryciem zapotrzebowania na energię elektryczną w przyszłości, co może skutkować ograniczeniami stopnia zasilania lub w skrajnym przypadku paraliżem pracy KSE. Duża część istniejących bloków energetycznych jest już znacznie wyeksploatowana i w najbliższych latach będzie musiała być wyłączana. Tymczasem gospodarka narodowa stale się rozwija i jakkolwiek można dyskutować na temat tempa wzrostu popytu na energię elektryczną z dużą dozą prawdopodobieństwa można stwierdzić, iż popyt ten będzie wzrastać. Oprócz technicznego zużycia istniejących jednostek wytwórczych przyczyną zmniejszenia mocy wytwórczych w najbliższych latach będą również wymagania w zakresie ochrony środowiska i niekonkurencyjność starych bloków wobec jednostek wykorzystujących nowe technologie. Szacuje się, że do końca 2020 r. konieczne będzie wyłączenie z eksploatacji bloków o łącznej mocy około 7 GW (spośród istniejących obecnie 36 GW). Problem z utrzymaniem nawet obecnego potencjału wytwórczego jest kluczowym zagrożeniem dla stabilnego zaspokojenia zapotrzebowania na energię elektryczną. Rysunek 6. Planowane wyłączenia bloków energetycznych w Polsce (MW) 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 4204 2898 2011-2015 2016-2020 2021-2025 2026-2030 Wycofania 4125 2805 Głęboka modernizacja Źródło: Ministerstwo Gospodarki, Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Zał. 2. Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku 4527 1 Dyrektywa 2003/87/WE i zmieniająca ją Dyrektywa 2009/29/WE ustanowiły system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych w Unii Europejskiej. Umożliwia to odzwierciedlenie emisji CO 2 w kosztach zmiennych elektrowni. Wyłączenia jednostek spowodowane ich zużyciem technicznym i niską konkurencyjnością Znaczna część mocy w polskim systemie elektroenergetycznym jest mocno wyeksploatowana i osiągnie kres swojej żywotności technicznej w ciągu najbliższych 10 lat. Prawie 45% mocy wytwórczych pracuje ponad 30 lat, a około 33% to urządzenia liczące pomiędzy 20 a 30 lat. Bloki, których żywotność techniczna nie jest na ukończeniu i które w najbliższym czasie będą spełniać zaostrzone normy ochrony środowiska, mogą z kolei stać się niekonkurencyjne. Konsekwencją struktury wiekowej i stanu technicznego elektrowni w Polsce jest niska sprawność bloków energetycznych. Jednocześnie w ciągu ostatnich kilku lat oddano do użytku jedynie dwie nowe jednostki (Pątnów II i Łagisza), a uruchomienie trzeciej (Bełchatów 13) jest planowane w tym roku. W sumie powyższe jednostki mają moc osiągalną 1,8 GW, co stanowi niecałe 5% mocy zainstalowanych w KSE. Różnica w sprawności pomiędzy większością bloków eksploatowanych w polskiej energetyce a blokami budowanymi w nowoczesnych technologiach wynosi około 10 punktów procentowych (35% vs. 45%). To daje wyobrażenie, o ile więcej węgla i uprawnień do emisji CO 2 muszą zużywać stare jednostki wytwórcze w porównaniu do jednostek opartych na technologiach nadkrytycznych i ultranadkrytycznych, co oznacza wyższe koszty zmienne wytwarzania 1. Ponadto część inwestycji modernizacyjnych starych bloków, koniecznych w celu spełnienia norm środowiskowych, jeszcze bardziej obniża ich sprawność. Można powiedzieć, że z punktu widzenia całości sektora i gospodarki dokonywanie nieuzasadnionych ekonomicznie modernizacji starych bloków będzie powodowało wzrost cen energii elektrycznej bez widocznych i trwałych korzyści w zakresie zapewnienia ekonomicznie działających mocy wytwórczych. Wyłączenia jednostek spowodowane wymaganiami środowiskowymi Na mocy przepisów unijnych [Dyrektywa 1001/80 w sprawie ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza z dużych źródeł spalania (LCP), Dyrektywa 2001/81 w sprawie krajowych limitów emisji SO 2 i NOx oraz projekt dyrektywy w sprawie emisji przemysłowych (IED)] od początku 2016 r. mają wejść w życie nowe normy ochrony środowiska. W związku z powyższym oraz tym, że wszyscy producenci energii elektrycznej w Polsce wykorzystują obecnie przede wszystkim wysokoemisyjne technologie węglowe, problem dostosowania bloków do nowych wymagań środo wiskowych będzie dotyczył niemal wszystkich w podobnym stopniu. Jednostki, które nie będą mogły spełnić wymagań środowiskowych, będą musiały zostać wyłączone do końca 2015 r. Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 12

Jedynie niewielka część z nich uzyska derogacje i będzie dopuszczona do użytkowania do 2023 r., pod warunkiem nieprzekroczenia 20 tys. godzin pracy w latach 2016-2023 (dla porównania, czas pracy elektrowni w ciągu roku przy pełnym obciążeniu wynosi około 8 tys. godzin). Konieczność inwestowania w moce wytwórcze Poziom mocy zainstalowanej w KSE na dzień 31 grudnia 2010 r. wynosił 36 GW. W zatwierdzonej Polityce energetycznej Polski do 2030 r. zostało przyjęte założenie, że poziom zainstalowanej mocy KSE w 2020 r. powinien kształtować się w granicach 44 GW, co oznacza wzrost o 8 GW. W tym samym dokumencie założono, że do 2020 r. planowane i prognozowane wycofania wytwórczych mocy brutto sięgną łącznie 7 GW (oprócz ponad 4 GW wymagających głębokiej modernizacji). Z zestawienia obu powyższych zmian wynika konieczność budowy nowych mocy wytwórczych o wartości 15 GW w ciągu najbliższych 10 lat. Obecnie realizowane procesy inwestycyjne budowy nowych mocy wytwórczych w KSE wraz z inwestycjami planowanymi przez grupy energetyczne do 2020 r. obejmują łącznie 14,8 GW nowych mocy zainstalowanych. Łączna wartość planowanych inwestycji w moce wytwórcze wynosi ponad 100 mld PLN. Wpływ na kierunki inwestycji w nowe moce będą miały zarówno wnioski płynące ze wspomnianej przewagi nowych technologii, jak i przepisy unijne nakładające wymóg wzrostu udziału mocy z odnawialnych źródeł energii (OZE). 2.2.2 Energetyka odnawialna Obecnie największy udział w strukturze produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych mają współspalanie biomasy w istniejących węglowych kotłach energetycznych oraz elektrownie wodne. Z obu tych źródeł pochodzi łącznie ok. 75% produkcji energii elektrycznej z OZE w Polsce. Podczas szczytu UE w marcu 2007 r. ustalono, że do 2020 r. 20% energii elektrycznej produkowanej w UE będzie pochodzić ze źródeł odnawialnych. Dla poszczególnych krajów cel został zróżnicowany w zależności od sytuacji wyjściowej i potencjału w zakresie produkcji energii ze źródeł odnawialnych Polska została zobowiązana do osiągnięcia 15% udziału energii odnawialnej w łącznej wielkości produkowanej energii. Rysunek 7. Produkcja energii elektrycznej z OZE w 2010 r. w podziale na technologie wytwarzania Źródło: URE Wiatr Wiatr 16% Woda 27% Biogaz 3% Biomasa 6% Współspalanie 48% Jedną z najprężniej rozwijających się gałęzi energii odnawialnej jest energetyka wiatrowa. W całej UE w latach 2000-2007 częściej niż w energię wiatrową inwestowano jedynie w nowe instalacje gazowe, ale już w 2008 r. energetyka wiatrowa stała się najpopularniejszym celem inwestycji. W samym tylko 2008 r. moc zainstalowana w siłowniach wiatrowych w UE wzrosła o 8,5 GW, do wartości 65 GW. Szacuje się, że do 2020 r. UE powinna dysponować nawet 180 GW zainstalowanej mocy w energetyce wiatrowej, co ma pokrywać 13% zapotrzebowania na energię elektryczną. Liderami w zakresie energetyki wiatrowej w Europie w 2008 r. były Niemcy (prawie 24 GW zainstalowanej mocy) oraz Hiszpania (prawie 17 GW). Polska w tym czasie zajmowała 13. miejsce w UE, mając zaledwie 0,6 GW, tj. 0,8% łącznej mocy zainstalowanej w siłowniach wiatrowych w UE. Na tle innych odnawialnych źródeł energii energetyka wiatrowa rozwija się w Polsce dosyć prężnie. Według ARE w latach 2007-2009 moc zainstalowana w energetyce wiatrowej wzrosła ze 123 MW do 715 MW. Największy procentowy wzrost mocy (o prawie 135%) zanotowano w 2007 r. Na koniec tego roku moc polskich siłowni wiatrowych wynosiła ponad 307 MW, co stanowiło 23% całej mocy zainstalowanej w OZE. Natomiast w 2008 r. odnotowano największy nomi- Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 13

Rysunek 8. Energia wiatrowa w Europie (moce zainstalowane na koniec 2008 r.) 143 MW 360 MW 814 MW 77 MW 28 MW 3166 MW 54 MW 1028 MW 3406 MW 2149 MW 23 895 MW 526 MW 324 MW 43 MW 150 MW 5 MW 3422 MW 14 MW 996 MW 134 MW 5 MW 3525 MW 17 MW 114 MW 2857 MW 16 546 MW Źródło: EUROSTAT Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 14

nalny przyrost mocy o 238 MW (tj. 78%). W ciągu 12 miesięcy 2009 r. moc zainstalowanych w Polsce siłowni wiatrowych wzrosła o kolejne 274 MW. Obecnie moc zainstalowana w siłowniach wiatrowych wynosi 1180 MW. Pomimo dynamicznego rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce w ostatnich latach jej udział w łącznej produkcji energii elektrycznej jest wciąż bardzo mały. Według danych ARE energia wyprodukowana w elektrowniach wiatrowych stanowiła w 2009 r. około 0,7% całości wygenerowanej w Polsce energii elektrycznej. Największą przeszkodę w rozwoju energetyki wiatrowej stanowią problemy związane z przyłączaniem do sieci, ale należy również pamiętać o problemach związanych z lokalnymi planami zagospodarowania przestrzennego (zwłaszcza dla obszarów off-shore), kosztownej i skomplikowanej procedurze przygotowania analizy środowiskowej oraz braku efektywnych procedur rozwoju inwestycji w obszarach Natura 2000 i w ich najbliższym otoczeniu. Istotną kwestią jest również opłacalność wytwarzania energii z wiatru. Obecnie jest ono nadal droższe niż produkcja energii z węgla, dlatego powstawanie farm wiatrowych wynika głównie z istnienia mechanizmów wsparcia w postaci obowiązku zakupu zielonej energii i konieczności rozliczania tzw. zielonych certyfikatów. Biorąc jednak pod uwagę zobowiązania Polski do zapewnienia określonego poziomu produkcji energii odnawialnej, Rysunek 9. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych na tle innych OZE (MW, stan na koniec 2010 r.) Pozostałe OZE 173 Elektrownie wodne (przepływowe) 941 Elektrownie wiatrowe 1055 spodziewamy się, że w kolejnych latach zostaną utrzymane bądź pojawią się nowe czynniki motywujące do inwestowania w ten sektor (fundusze unijne, systemy wsparcia w postaci certyfikatów itp.) i energia wiatrowa będzie miała coraz większy udział w polskiej energetyce. W przyjętym Krajowym planie działań w zakresie energii ze źródeł odnawialnych wkład energetyki wiatrowej w realizację wiążących celów dla Polski w zakresie udziału energii z OZE w 2020 r. został oszacowany na poziomie 6650 MW mocy zainstalowanej. Biomasa Drugim po energetyce wiatrowej rodzajem energetyki odnawialnej o dużym potencjale rozwoju są elektrownie wykorzystujące biomasę, w tym również biogazownie. Obecnie w Polsce funkcjonuje 10 biogazowni o łącznej elektrycznej mocy zainstalowanej około 9,5 MW i cieplnej około 9,8 MW. Podobnie jak w przypadku energetyki wiatrowej, produkcja energii elektrycznej z biomasy ma obecnie niewielki udział w ogólnym bilansie energetycznym w Polsce, głównie z uwagi na ograniczenia w dostępie do biomasy, wyższe jednostkowe nakłady inwestycyjne oraz wyższe koszty produkcji energii w porównaniu do energii opartej na węglu. W szczególności inwestycje w biogazownie cechuje wysokie ryzyko lokalizacji przyłącze do sieci (elektroenergetycznej, cieplnej, gazowej), ryzyko operacyjne polegające na ciągłej konieczności monitorowania i nadzoru procesu fermentacji, ryzyko związane z zapewnieniem ciągłości dostaw odpowiedniego składu paliwa. Zasadność ekonomiczna inwestycji w biomasowe źródło energii opiera się podobnie jak w przypadku energii wiatrowej przede wszystkim na istniejących systemach wsparcia, w tym obowiązku odbioru energii i zielonych certyfikatach. Bardzo dużym bodźcem do inwestowania są również dopłaty do inwestycji w energię odnawialną w ramach funduszy unijnych oraz wsparcie programów narodowych specjalnych instytucji takich jak NFOŚ. W przyjętym Krajowym planie działań w zakresie energii ze źródeł odnawialnych wkład biomasy (biomasa stała, biogaz, biopłyny) w realizację wiążących celów dla Polski w zakresie udziału energii z OZE w 2020 r. oszacowany został na poziomie 2530 MW mocy zainstalowanej z tego ponad 2000 MW przypada na biogazownie. Źródło: ARE Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 15

2.2.3 Energetyka jądrowa Międzynarodowy przemysł jądrowy przeżywa obecnie swój renesans. Wydaje się, że trendu tego nie zmienią tragiczne wydarzenia ostatnich miesięcy związane z katastrofą elektrowni atomowej w Japonii. Sprzyja temu z jednej strony konieczność zaspokojenia rosnących potrzeb energetycznych przez czołowe gospodarki światowe, a z drugiej potrzeba uwzględnienia kwestii związanych ze zmianami klimatu i zapewnieniem bezpieczeństwa dostaw. Kraje takie jak USA i Wielka Brytania, które już wcześniej z sukcesem zrealizowały swoje programy budowy energetyki opartej na materiałach rozszczepialnych, obecnie rozpoczynają nową falę inwestycji. Kraje zwiększające obecnie swoje moce wytwórcze oparte na energetyce nuklearnej, np. Indie i Chiny, gwałtownie przyspieszają tempo tego rozwoju. Kraje takie jak Polska, bez wcześniejszych doświadczeń w tym sektorze, są już w trakcie opracowywania nowych programów rozwoju energetyki jądrowej lub poważnie rozważają energię jądrową jako jeden z wariantów rozwoju sektora energetycznego w długim okresie. Tak znaczące zainteresowanie energetyką jądrową wynika z wyjątkowej przewagi, jaką ma ta technologia nad innymi metodami wytwarzania energii elektrycznej pod względem wszystkich trzech podstawowych kryteriów: do technologii węglowych i gazowych. (Osobną ważną kwestią są odpady radioaktywne). Biorąc pod uwagę powyższe przesłanki, Rząd RP podjął decyzję o rozwoju energetyki jądrowej. Doświadczenie wskazuje, iż od momentu podjęcia powyższej decyzji do rozpoczęcia działalności komercyjnej elektrowni jądrowej może minąć nawet 15 lat. Polska stoi obecnie przed koniecznością realizacji szerokiego programu inwestycyjnego związanego z modernizacją lub zastąpieniem wyeksploatowanych jednostek wytwórczych w celu spełnienia zaostrzonych wymogów środowiskowych. Jeśli weźmiemy pod uwagę, iż ponad 80% mocy wytwórczych w Polsce opartych jest na węglu kamiennym i brunatnym oraz skonfrontujemy to z polityką UE, dążącą do znaczącej redukcji emisji CO 2, widzimy jednoznacznie, że utrzymanie konkurencyjności polskiej gospodarki wymaga zmian w portfelu wytwórczym w długim czasie. Koncepcja uruchomienia jednostek atomowych wydaje się odpowiedzią na wyzwania stojące przed gospodarką, która potrzebuje zapewnienia długoterminowych dostaw energii elektrycznej po optymalnych kosztach. bezpieczeństwo dostaw energetyka jądrowa zapewnia znacznie większe bezpieczeństwo dostaw niż technologie nisko- lub zeroemisyjne (wiatr, energia słoneczna, fale morskie), ze względu na duże wahania występowania energii pierwotnej i małą skalę produkcji, oraz technologie gazowe (np. CCGT), głównie z uwagi na ryzyko niestabilności dostaw gazu; ochrona klimatu energetyka jądrowa jest technologią zapewniającą ochronę klimatu w zakresie emisji CO 2, NOx i pyłów w stopniu znacznie większym niż technologie węglowe i gazowe. Istnieje jednak ryzyko wystąpienia promieniowana radioaktywnego w sytuacjach np. nadzwyczajnych katastrof, których konsekwencją mogą być zaburzenia w prawidłowym funkcjonowaniu systemów zabezpieczeń, systemów chłodzenia elektrowni itp. Dramatyczną ilustracją takiego przypadku jest awaria elektrowni Fukushima Daiichi w Japonii; ekonomika eksploatacji energetyka jądrowa, pomimo znaczących kosztów inwestycji, ma bardzo korzystną ekonomikę eksploatacji z uwagi na niskie koszty zmienne produkcji, co stawia ją w korzystnym świetle w stosunku Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 16

2.3 Dystrybucja i przesył 2.3.1 Wymiana transgraniczna energii Istotnymi przyczynami ograniczonej transgranicznej wymiany energii są niska przepustowość energetycznych połączeń transgranicznych oraz brak wystarczającej motywacji do budowania takich połączeń. Postawa taka wynika przede wszystkim z dbałości każdego kraju o zachowanie niezależności energetycznej, stąd też wymiana międzynarodowa energii jest jedynie elementem uzupełniającym produkcję krajową. Innym ważnym czynnikiem jest kwestia ekonomicznego uzasadnienia kosztownych inwestycji przy budowie takich połączeń i niezbędnej przebudowy krajowych systemów przesyłu umożliwiającej ich wykorzystanie. Energetyka jest jednym z najbardziej kapitałochłonnych sektorów gospodarki. Jednostkowe nakłady inwestycyjne dla danej technologii są w poszczególnych krajach bardzo zbliżone. Stosowane nowe technologie są wystandaryzowane, podobne są również koszty utrzymania i remontów. Energetyka opiera się na surowcach, dla których istnieje rynek międzynarodowy, i ceny tych surowców w poszczególnych krajach nie różnią się w sposób zasad- niczy w dłuższych okresach. Rola czynników lokalnych, takich jak np. koszty pracy, jest mała ze względu na ich niski poziom w łącznych kosztach wytwarzania energii elektrycznej. Nie ma więc wystarczających przesłanek, aby zakładać istnienie trwałych różnic w cenie energii elektrycznej pomiędzy krajami, które ekonomicznie uzasadniałyby budowę znaczącej liczby energetycznych połączeń międzynarodowych. Polskie doświadczenia z budową połączeń transgranicznych zdają się również potwierdzać takie uzasadnienie. Z drugiej strony Komisja Europejska, której polityka nastawiona jest na stworzenie warunków do handlu energią na wspólnym rynku europejskim, stawia sobie za cel rozwój połączeń transgranicznych w krajach Unii Europejskiej. Wychodząc naprzeciw tym oczekiwaniom, PSE Operator (operator sieci przesyłowych w Polsce, który jest odpowiedzialny za połączenia międzynarodowe) również zaplanował wiele inwestycji w tym obszarze, w tym na granicach z Niemcami, Czechami i ze Słowacją, z Litwą oraz Ukrainą. Najbliższa z zakładanych inwestycji most energetyczny pomiędzy Polską a Litwą zaplanowany do uruchomienia na 2015 r. ma pochłonąć około 600 mln EUR. Rysunek 10. Ceny energii elektrycznej w Europie (bez podatków, I połowa 2010 r., EUR/kWh) 0,16 0,14 0,12 0,10 0,08 0,06 0,04 0,02 0,00 Belgia Bułgaria Czechy Dania Niemcy Gospodarstwa domowe Estonia Irlandia Grecja Przemysł Hiszpania Francja Cypr Łotwa Litwa Luksemburg Holandia Austria Polska Portugalia Rumunia Słowenia Słowacja Finlandia Szwecja Wielka Brytania Źródło: EUROSTAT Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 17

Rysunek 11. Połączenia transgraniczne Niemcy 400 kv 400 kv 110 kv 110 kv 110 kv 400 kv 220 kv 110 kv 110 kv Czechy 450 kv Rosja Słowacja Litwa 220 kv 110 kv 220 kv 750 kv 400 kv Źródło: Opracowanie własne na podstawie informacji PSE-Operator SA Białoruś Ukraina rozwój sieci energetycznych, które poza tym, że są zdegradowane technicznie, to nie są przystosowane do odbioru mocy ze źródeł rozproszonych, a szczególnie tych, które są trudno regulowane (np. źródła wiatrowe). Podobnie jak w przypadku wytwarzania, planowane inwestycje będą koncentrowały się głównie na zastępowaniu istniejącego majątku nowymi aktywami o lepszej wydajności. W celu ograniczenia strat sieciowych przedsiębiorstwa dystrybucyjne będą musiały w najbliższym czasie przystąpić do realizacji kompleksowych projektów mających na celu zastąpienie obecnego systemu lub do przebudowy istniejących sieci dystrybucyjnych wysokiego, średniego i niskiego napięcia (w tym m.in. do wymiany transformatorów o niskiej sprawności energetycznej, skracania bardzo długich ciągów liniowych, zmiany przekroju przewodów w celu dostosowania ich do obecnych temperatur sieci). Ponadto rozwój gospodarczy i zwiększająca się konkurencja rynkowa będą wymuszać inwestycje w nowe przyłącza. 2.3.2 Dystrybucja i przesył w obrębie kraju Połączenia transgraniczne to tylko jeden z obszarów w zakresie przesyłu i dystrybucji, które wymagają inwestycji. Znacznie poważniejszy problem i większe wydatki inwestycyjne dotyczą sieci dystrybucyjnych i przesyłowych wewnątrz krajowego systemu elektroenergetycznego. Cztery polskie grupy energetyczne, będące właścicielami większości sieci dystrybucyjnych w kraju, planują łącznie zainwestować w ten sektor niemal 30 mld PLN do 2020 r. Do tego dochodzą jeszcze plany inwestycyjne pozostałych dystrybutorów działających w kraju oraz inwestycje w sieci przesyłowe planowane przez PSE-Operator. Kolejnym czynnikiem generującym potrzebę inwestycji w sektorze jest projekt wdrożenia inteligentnych sieci energetycznych, który zgodnie z przyjętymi zobowiązaniami powinien zostać zrealizowany do 2020 r. (do tego czasu 80% odbiorców końcowych powinno zostać wyposażonych w inteligentne liczniki zużycia energii). Zgodnie z zapowiedziami rządu ustawa o inteligentnych sieciach energetycznych ma wejść w życie jeszcze w 2011 r., a na programy pilotażowe ma być przeznaczone ok. 7-8 mld PLN. Konieczność inwestycji w tym sektorze wynika przede wszystkim z tego, że obecne sieci dystrybucyjne i przesyłowe są wyeksploatowane i nieefektywne (powodują duże straty energii i mają ograniczoną niezawodność). Poza tym słabo rozwinięte sieci przesyłowe stanowią ograniczenie dla rozwoju energetyki rozproszonej, opartej przede wszystkim na odnawialnych źródłach energii (wiatr, woda, biogazownie). Ich rozwój z kolei jest wymuszony przez politykę unijną zmierzającą do zwiększania udziału energii odnawialnej w ogólnym bilansie energii. Energetyka rozproszona nie rozwinie się, jeśli wcześniej nie nastąpi Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 18

Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce Date2011 19 19

3. Czynniki wpływające na pozyskiwanie finansowania

3.1 Czynniki sektorowe Plany inwestycyjne przedsiębiorstw energetycznych w Polsce, w tym czterech największych grup energetycznych (PGE, Tauron, Enea i Energa), są rozbudowane i kosztowne, niejednokrotnie przewyższające wartość rynkową samej spółki. Oznacza to, że spółki będą musiały pozyskać środki zewnętrzne do sfinansowania znaczącej części planowanych inwestycji. W takiej sytuacji instytucje finansujące, oceniając ryzyko zaangażowania finansowego w energetyczne projekty inwestycyjne w Polsce, będą brać pod uwagę szczególnie czynniki sektorowe. Jednym z istotnych czynników jest niepewność regulacji związanych z przyznawaniem nieodpłatnych uprawnień do emisji CO 2 oraz cen uprawnień do emisji CO 2 w następnym okresie rozliczeniowym oraz później. W grudniu 2008 r. została wynegocjowana derogacja dla polskich przedsiębiorstw energetycznych, uprawniająca do przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji CO 2 w okresie 2013-2020. Derogacja ta dotyczy istniejących instalacji jak również tych będących w budowie, których proces inwestycyjny fizycznie został rozpoczęty przed końcem 2008 r., i które zostaną włączone do systemu EU-ETS przed końcem czerwca 2011 r. Należy zaznaczyć, że nadal trwają rozmowy z Komisją Europejską w celu ustalenia jednolitej metodologii przydziału darmowych uprawnień. Wydaje się jednak, że przyjęcie metodologii bazującej na benchmarkach z 10% najbardziej efektywnych instalacji w europejskim sektorze elektroenergetycznym jest przesądzone. Wówczas benchmarki będą bazowały głównie na niskoemisyjnych elektrowniach zasilanych gazem ziemnym. W przypadku polskiej energetyki, w około 90% opartej na paliwach kopalnianych (węglu kamiennym i węglu brunatnym) zastosowanie benchmarku gazowego byłoby niekorzystną metodologią przydziału uprawnień, znacząco ograniczającą ich liczbę. Konieczność nabywania uprawnień do emisji CO 2 po cenie rynkowej wpływa na wzrost kosztów wytwarzania energii w oparciu o technologie cechujące się wysoką emisyjnością CO 2. Sytuacja taka może skłaniać inwestorów do zmiany portfela inwestycyjnego w kierunku energetyki odnawialnej lub wycofania się z planowanych inwestycji w moce wytwórcze. Koncerny takie jak RWE, Vattenfall, CEZ już wycofały się z budowy bloków energetycznych w Polsce o łącznej mocy na poziomie ok. 5,4 GW mocy zainstalowanej, z czego ok. 70% mocy stanowiły bloki energetyczne bazujące na technologii węglowej. Drugim zagadnieniem wpływającym na to, jak instytucje finansujące oceniają ryzyko zaangażowania finansowego w inwestycje energetyczne, jest brak decyzji o całościowej liberalizacji w segmencie sprzedaży energii elektrycznej w kontekście spodziewanego wzrostu cen energii elektrycznej w przyszłości do poziomu ekonomicznie uzasadnionego. Obecnie spółki obrotu wciąż mają obowiązek przedkładania taryf Prezesowi URE do zatwierdzenia w przypadku sprzedaży energii elektrycznej indywidualnemu odbiorcy końcowemu (taryfa G ). Wolne tempo przygotowywania regulacji w obszarze ochrony odbiorców wrażliwych, jak również polityczny wydźwięk ewentualnej decyzji o uwolnieniu cen energii elektrycznej dla odbiorców taryfowanych w perspektywie zbliżających się wyborów nie przyniosą raczej szybkich zmian w tym obszarze. Utrzymywanie taryf dla tej grupy odbiorców na poziomie ekonomicznie nieuzasadnionym może wpływać na obniżenie średniej ceny energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, a to może spowodować opóźnienie decyzji o rozpoczęciu nowych inwestycji w energetyce. Innym problemem jest brak czytelnego podejścia do kształtowania cen gazu w kontraktach na zakup tego paliwa po liberalizacji sektora gazowego w przyszłości. Obecnie gaz sprzedawany jest po taryfach zatwierdzonych przez Prezesa URE. Obowiązek przedkładania taryf do zatwierdzenia będzie najprawdopodobniej zniesiony w perspektywie kilku najbliższych lat. Przy organizowaniu finansowania budowy źródeł wytwórczych zasilanych gazem ziemnym inwestorzy muszą zawrzeć długoterminowe umowy na zakup i dostawy tego paliwa w celu zabezpieczenia jego dostaw po uruchomieniu planowanej inwestycji. Problemem w zawarciu takich umów jest jednak brak określonej i wynegocjowanej formuły cenowej gazu w kontraktach na jego zakup po uwolnieniu cen gazu dla klientów przemysłowych. Kolejnym czynnikiem, który wpływa na ocenę ryzyka zaangażowania finansowego w inwestycje, jest planowana zmiana obecnych uregulowań w obszarze energetyki odnawialnej, wynikająca z obowiązku implementacji Dyrektywy 2009/28 do polskiego porządku prawnego. Pomimo upływu terminu na jej wdrożenie w grudniu 2010 r. cały czas trwają prace nad przygotowaniem projektu ustawy OZE. Brak informacji dotyczących kształtu nowego systemu wsparcia inwestycji w odnawialne źródła energii skutecznie uniemożliwia przeprowadzenie wiarygodnych ocen efektywności ekonomicznej oraz oszacowanie korzyści finansowych z tego typu inwestycji. Specyficznym ryzykiem w tym obszarze jest występowanie w regulacji pewnych ograniczeń zwrotu na kapitale w energetyce odnawialnej, szczególnie w obecnej sytuacji związanej z kryzysem ekonomicznym, który dotyka zarówno budżet państwa, jak i gospodarstwa domowe. Innym zagadnieniem jest brak zdecydowanych działań legislacyjnych dotyczących przedłużenia systemu Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 21

wsparcia wysokosprawnej kogeneracji, który na mocy obecnego rozporządzenia kończy się w 2012 r. Obecnie elektrociepłownie wytwarzające energię elektryczną i ciepło w procesie wysokosprawnej kogeneracji korzystają z systemu wsparcia w postaci sprzedaży żółtych i czerwonych certyfikatów, stanowiących dodatkowy przychód poza sprzedażą energii elektrycznej i ciepła. Brak kontynuacji systemów wsparcia rozwoju źródeł kogeneracyjnych wpłynie potencjalnie na ograniczenie inwestycji w tego typu technologie w przyszłości, w szczególności w jednostki zasilane paliwem gazowym. W branżach regulowanych, takich jak dystrybucja energii elektrycznej czy sprzedaż i dystrybucja ciepła, poziom rentowności firm oraz ich zdolność do generowania środków na niezbędne inwestycje są ściśle uzależnione od obowiązującej metodologii kalkulacji taryf. Zgodnie z ogólną zasadą wynikającą z ustawy Prawo energetyczne taryfy przedsiębiorstw energetycznych powinny pokrywać ich uzasadnione koszty operacyjne, łącznie z amortyzacją, oraz uzasadniony zwrot z kapitału. Dlatego brak jednoznacznego podejścia do ustalania poziomu kosztów uzasadnionych, poziomu inwestycji i amortyzacji, a także stopy zwrotu z zaangażowanego kapitału w ciepłownictwie jest kolejnym czynnikiem wpływającym na ocenę ryzyka inwestycji dokonywaną przez instytucje finansujące. W praktyce regulacyjnej poziom kosztów uzasadnionych, akceptowanych przez Prezesa URE, często odbiega od rzeczywistych kosztów operacyjnych przedsiębiorstw podlegających regulacji na niekorzyść tych firm. Takie postępowanie regulatora ma na celu wymuszenie poprawy efektywności przedsiębiorstw. Prezes URE ma również duży wpływ na poziom amortyzacji uwzględniany w taryfie, gdyż uzgadnia z przedsiębiorstwami ich programy inwestycyjne. URE ustala także uzasadniony poziom zwrotu z kapitału dla regulowanych przedsiębiorstw. Warto przy tym zauważyć, że w przypadku dystrybucji energii elektrycznej zasady ustalania kwoty zwrotu z kapitału są jasno określone i nie budzą większych wątpliwości przedsiębiorstw, natomiast w ciepłownictwie zasady te (określone w październiku 2010 r.) są sformułowane w sposób bardzo ogólny i umożliwiają stosowanie różnorodnych interpretacji zarówno przez same przedsiębiorstwa, jak i przez regionalne biura URE (wnioski taryfowe dla przedsiębiorstw ciepłowniczych są zatwierdzane przez regionalne biura URE, w przeciwieństwie do wniosków dystrybutorów energii elektrycznej, które zatwierdza biuro centralne w Warszawie). Kolejnymi kwestiami podnoszącymi ryzyko inwestycji w ocenie instytucji finansujących są kadencyjność oraz częste zmiany i rotacje w zarządach, jak również polityka dywidendowa w kontekście potrzeb budżetowych. Ceny energii elektrycznej w istotny sposób wpływają na opłacalność realizacji inwestycji w sektorze elektroenergetycznym oraz na możliwość pozyskania finansowania projektów inwestycyjnych. Istotnym czynnikiem wpływającym na poziom tych cen są ceny paliw (tj. stałych paliw kopalnianych, gazu, biomasy, paliwa nuklearnego). W celu wykazania powiązania cen energii elektrycznej z cenami paliw należałoby przeprowadzić szczegółową analizę marż realizowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne. Z uwagi na skomplikowanie i szczegółowość takich analiz oraz cel i ograniczony zakres niniejszego raportu poniżej załączamy tylko uproszczoną analizę historycznego poziomu cen energii elektrycznej i paliw. Średnia cena energii elektrycznej na rynku giełdowym (prowadzonym przez Towarową Giełdę Energii SA) w 2010 r. wyniosła około 200 PLN/MWh. W pierwszym miesiącu 2011 r. cena ta kształtowała się na podobnym poziomie co w całym 2010 r. Cena sprzedaży energii przez przedsiębiorstwa wytwórcze w okresie od I do III kw. 2010 r. utrzymywała się na poziomie około 190 PLN/MWh (brak danych za IV kw. 2010 r.). Jednostkowe koszty paliwa produkcyjnego zużytego na potrzeby wyprodukowania sprzedanej energii elektrycznej w pierwszych trzech kwartałach 2010 r. stanowiły od 52% do 56% ceny sprzedaży energii, przy czym udział ten wykazywał tendencję wzrostową. Na rysunku 12 zaprezentowano średnie kwartalne ceny energii uzyskiwane przez przedsiębiorstwa wytwórcze w ciągu ostatnich 5 lat, na tle średnich jednostkowych kosztów paliw zużytych na potrzeby wyprodukowania sprzedanej energii elektrycznej. Dla zachowania porównywalności danych w całym prezentowanym okresie średnie ceny sprzedaży energii elektrycznej w latach 2006-2008 zostały skorygowane o akcyzę w wysokości 20 PLN/MWh. Korekta ta wynika ze zmiany przepisów dotyczących akcyzy na energię elektryczną, które weszły w życie w marcu 2009 r. i skutkowały przeniesieniem obowiązku akcyzowego z producentów na sprzedawców energii do odbiorców końcowych. Na wykresie można zaobserwować istotny wzrost ceny energii elektrycznej sprzedawanej przez wytwórców w 2009 r. w porównaniu do 2008 r. Wzrost ceny w tym okresie był skutkiem istotnego wzrostu kosztów paliw, aczkolwiek dotyczyło to głównie węgla kamiennego. W I kw. 2009 r. cena węgla kamiennego dla energetyki wyniosła 11,8 PLN/GJ i była o 29% wyższa niż w IV kw. 2008 r. oraz aż o 39% wyższa niż w I kw. 2008 r. Wzrost cen węgla w 2009 r. był skutkiem przede wszystkim wewnętrznych potrzeb polskich kopalń, które są głównym dostawcą surowca dla krajowych elektrowni i elektrociepłowni. W okresie od II do IV kw. Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 22

Rysunek 12. Ceny sprzedaży energii elektrycznej przez przedsiębiorstwa wytwórcze oraz jednostkowe koszty paliw (PLN/MWh, wartości nominalne) 250 200 150 100 50 0 I kw. 2006 II kw. 2006 III kw. 2006 IV kw. 2006 I kw. 2007 II kw. 2007 III kw. 2007 IV kw. 2007 I kw. 2008 II kw. 2008 III kw. 2008 IV kw. 2008 I kw. 2009 II kw. 2009 III kw. 2009 IV kw. 2009 I kw. 2010 II kw. 2010 III kw. 2010 Cena energii elektrycznej Jednostkowy koszt paliwa Uwaga: ze względu na zmianę przepisów dotyczących akcyzy od 1 marca 2009 r. na wykresie nie zaprezentowano średniej ceny energii elektrycznej dla I kw. 2009 r. (brak szczegółowych danych dla tego okresu uniemożliwia oszacowanie cen energii bez akcyzy). Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych ARE 2009 r. cena węgla rosła już nieznacznie (o 1% w stosunku do poprzedniego kwartału), a w 2010 r. nawet się obniżyła, osiągając poziom 11,1 PLN/GJ w III kw. 2010 r. Stabilizacji cen węgla towarzyszyła również stabilizacja cen energii elektrycznej od producentów. Z punktu widzenia podmiotów inwestujących w wytwarzanie energii elektrycznej istotna jest nie tylko sama cena paliwa (względem ceny energii), ale również niezawodność dostaw i okres obowiązywania kontraktów na paliwa. Jeszcze do niedawna kontrakty na węgiel kamienny z krajowymi dostawcami zawierane były na okresy roczne, co znacznie utrudniało prognozowanie cen paliw w horyzoncie długoterminowym, a nawet średnioterminowym. Obecnie można już zauważyć coraz większe zainteresowanie ze strony wytwórców energii elektrycznej i kopalń zawieraniem kontraktów na dłuższe okresy. Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 23

3.2 Skala inwestycji względem skali inwestującego Istotnym czynnikiem określającym możliwość pozyskania finansowania na określony projekt inwestycyjny jest skala (wartość) tego projektu względem skali (wartości, przepływów finansowych, itp.) inwestującego. Im większy jest projekt inwestycyjny w stosunku do inwestora, tym większe jest ryzyko, że niepowodzenie tego projektu będzie miało istotne negatywne skutki dla inwestora, w skrajnym przypadku prowadząc do jego upadłości. Z kolei im większy jest inwestor w stosunku do planowanego/realizowanego projektu, tym mniejsza jest skala ryzyka związana z tym projektem dla inwestora. Tym większe są również potencjalne korzyści dla samego projektu, wynikające z możliwości zapewnienia przez inwestora dalszego znaczącego wsparcia finansowego dla projektu. Ze względu na stosunkowo niedużą wartość polskich grup energetycznych (PGE, Tauron, Enea, Energa) w porównaniu z innymi europejskimi koncernami energetycznymi (zobacz wykres poniżej) realizacja przez nie inwestycji o wielkości odpowiadającej potrzebom polskiej energetyki może wymagać łączenia różnych źródeł finansowania zewnętrznego (zaciągnięcie kredytu, emisja akcji, emisja obligacji). Rysunek 13. Kapitalizacja giełdowa wybranych polskich i zagranicznych firm energetycznych (mld EUR, stan na dzień 1 lutego 2011 r.) 70 60 50 40 30 20 10 0 Enea Tauron PGE RWE E.ON EdF GdF Suez Źródło: Opracowanie własne na podstawie publicznie dostępnych danych z bazy Reuters Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 24