Unijna polityka klimatyczna zmierza w kierunku uczynienia z Europy kontynentu wytwarzającego maksymalnie czystą energię. Dla firm z branży oznacza to spore wyzwania, przede wszystkim finansowe. Wymogi regulacyjne wynikające z prawodawstwa unijnego oraz stan techniczny naszej infrastruktury wytwórczej i dystrybucyjnej skutkują gigantycznymi potrzebami inwestycyjnymi. Eksperci szacują je na ponad 170 mld zł w perspektywie najbliższych dziesięciu lat.

Ambitne plany

Inwestycyjny ciężar spoczywa na barkach kilku największych koncernów energetycznych. W tej chwili ok. 50 proc. wytwarzania skupione jest w dwóch firmach – PGE i Tauron, a kolejne 23 proc. należy do trzech innych właścicieli: ZE PAK, Enei i francuskiego EdF.

Plany inwestycyjne koncernów energetycznych niejednokrotnie przewyższają wartość rynkową samych spółek. To oznacza, że elektrownie będą musiały pozyskać środki zewnętrzne do sfinansowania znaczącej części planowanych inwestycji. A to wcale nie musi być proste.

Powodów jest kilka. Eksperci ING oraz PricewaterhouseCoopers wyliczają kilka największych przeszkód. Jedną z najistotniejszych jest niepewność regulacji związanych z przyznawaniem nieodpłatnych uprawnień do emisji CO2 oraz cen uprawnień do emisji CO2.

Konieczność nabywania uprawnień po cenie rynkowej wpływa na wzrost kosztów wytwarzania energii. To spowodowało, że firmy zachodnie prowadzące nad Wisłą interesy zrezygnowały już z budowy bloków energetycznych, a polskie wstrzymały lub opóźniły procesy inwestycyjne. W ciągu ostatnich pięciu lat nie rozpoczęto budowy żadnego nowego bloku wytwórczego, istotnego dla Krajowego Systemu Energetycznego. Eksperci alarmują, że aby w polskich domach nie zgasły żarówki każdego roku powinniśmy oddawać 1500 MW nowych mocy.

Pieniądze z zewnątrz

W tej sytuacji większego znaczenia nabierają zewnętrzne źródła finansowania energetycznych inwestycji. Jest ich co najmniej kilka. Finansowanie na bilansie spółek jest praktykowane, kiedy rozmiar inwestycji jest adekwatny do obecnej skali działalności firmy. W takim przypadku wskaźnik zadłużenia netto do EBITDA nie przekracza zwykle 3 przez cały okres finansowania. Dziś z tego źródła firmy mogą uzyskać całkiem duże kwoty. PGE zamknęła w 2010 r. największy tego typu program emisji obligacji z gwarancją objęcia przez banki na kwotę 10 mld zł.

Eksperci wskazują jednak na zagrożenia dla tego typu finansowania wynikające z obecnej polityki klimatycznej UE. Według Pawła Puchalskiego, szefa biura analiz DM BZ WBK, sytuacja branży ulegnie dramatycznej zmianie już od 2013 r., gdy zgodnie z wytycznymi UE liczba bezpłatnych certyfikatów dla elektrowni zostanie obcięta o 30 proc., aby w kolejnych latach zejść do 0 proc.

- Za tymi suchymi procentami idą niestety bardzo konkretne koszty – mówi Paweł Puchalski. – Dla spółek Tauron i PGE, 10 proc. ich obecnych wolumenów certyfikatów, przy założeniu kosztu certyfikatu na poziomie 30 euro i kursie 4 zł za 1 euro, równe jest dodatkowym kosztom w wysokości odpowiednio 264 mln zł i 636 mln zł rocznie – mówi Paweł Puchalski.

- Oznacza to, że jeśli odbiorcy końcowi nie zgodzą się zapłacić za CO2, zysk EBITDA wspomnianych spółek mógłby potencjalnie obniżyć się już w 2013 r. o 0,7 mld zł i 1,8 mld zł, czyli ponad 23 proc. całorocznego zysku EBITDA – dodaje.

Inwestycje wymagające wysokich nakładów mogą być jeszcze finansowane przy pomocy formuły „project finance”, czyli finansowania projektowego. Finansowanie projektowe opiera się na założeniu, iż zostanie ono spłacone całkowicie ze środków wygenerowanych przez projekt. Słabym punktem tego mechanizmu są niepewne ceny energii w Polsce. Z tego powodu instytucjom ciężko jest zaprognozować strukturę przychodową takich projektów. Dlatego jak na razie w ten sposób finansowane były jedynie niewielkie inwestycje energetyczne, głównie w farmy wiatrowe.

Zagraniczne wsparcie

Źródłami finansowanie inwestycji energetycznych mogą być również banki komercyjne, ale z racji ograniczonego poziomu ryzyka możliwego do zaakceptowania, przedsiębiorstwa energetyczne muszą zwracać się do międzynarodowych instytucji finansowych, takich jak Europejski Bank Inwestycyjny, Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju oraz Nordic Investment Bank.

- Finansowanie od EBI i NIB oprócz niższego kosztu, cechuje zwykle również dłuższy okres finansowania od tego, który oferują banki komercyjne – piszą autorzy raportu ING i PricewaterhouseCoopers.

Polskie spółki o tym wiedzą i chętnie sięgają po pieniądze z tych źródeł. EBI m.in. dołoży 53 mln euro do budowy nowego kotła biomasowego w Południowym Koncernie Energetycznym należącym do Tauronu. EBOiR zaangażował w Polsce już ponad 1,6 mld euro. Połowa tej kwoty trafiła do Energi na sfinansowanie sieci dystrybucyjnej.

Dodatkowy kapitał spółki mogą również pozyskiwać od akcjonariuszy lub od nowych inwestorów, w tym za pośrednictwem giełdy poprze emisję nowych akcji.

- Branża energetyczna musi zacząć inwestować jak najszybciej. Inaczej za 5-6 lat w Polsce zabraknie prądu – mówi Krzysztof Żmijewski, ekspert w branży, były szef PSE Operator.

Tymczasem inwestycje w polskiej energetyce rozkręcają się powoli. Być może do przełomu dojdzie w tym roku. Branża wykonawcza szacuje, że do końca grudnia rozstrzygnięte zostaną przetargi o szacunkowej wartości 36 mld zł na budowę bloków o łącznej mocy 5,9 tys. MW. Raczej wątpliwe, aby z podpisaniem umowy na 910 MW w Jaworznie za ok. 6 mld zł zdążył Tauron. Najprawdopodobniej dojdzie do tego już w pierwszym kwartale 2012 r.