Polska energetyka wymaga kompozycji źródeł finansowania

Transformacja energetyczna w Polsce niesie ze sobą konieczność finansowania całego wachlarza przedsięwzięć. Ilona Deręgowska, wiceprezes Agencji Rozwoju Przemysłu, zwróciła uwagę podczas panelu „Finansowanie sektora energii” na offshore, czyli farmy wiatrowe na morzu, i na to, że firmy z tej branży muszą dysponować wysokim kapitałem obrotowym i liniami gwarancyjnymi, aby zabezpieczyć swój udział w projekcie. Gwarancja należytego wykonania kontraktu zazwyczaj wynosi 15–20 proc. jego wartości. Analogicznie w przypadku udzielenia zaliczek wymagane są gwarancje zaliczkowe.

– ARP podjęła się zadania udrożnienia niektórych wąskich gardeł w branży offshore poprzez pracę nad standardami kontraktowymi czy znalezieniem źródeł finansowania gwarancyjnego czy certyfikacji. Przy współpracy z rządowymi instytucjami finansowymi będziemy chcieli udostępnić instrumenty finansowe wspierające strategiczne branże, w tym energetyczną. Dzięki takim mechanizmom wsparcia stopniowo będziemy budować lokalny łańcuch dostaw i przygotowywać nasz przemysł do tej roli – powiedziała Ilona Deręgowska.

TAURON wykorzystuje różne możliwości

Krzysztof Surma, wiceprezes ds. finansów TAURON Polska Energia, opowiedział o finansowaniu transformacji z perspektywy jednego z wiodących koncernów energetycznych w kraju.

– Szukamy sposobów finansowania, dotychczas skupialiśmy się na metodach tradycyjnych, od banków po rynki obligacji w kraju. Na rynku europejskim emitowaliśmy dziesięcioletnie euroobligacje, szukaliśmy alternatywnych form finansowania w ramach naszego dotychczasowego portfela. Nie były nam obce także obligacje hybrydowe – nie były one zamienne na akcje, za to podporządkowane do długu senioralnego. Aktywnie pozwalało to agencji ratingowej wyłączyć część komponentu dłużnego, ich część stanowi komponent kapitałowy i mogą być również wyłączone z kowenantu bankowego – wyjaśniał Krzysztof Surma.

W grudniu 2024 r. Tauron ogłosił nową strategię i zapowiedział duży program inwestycyjny.

– Do 2030 r. planujemy wydać 100 mld zł. To niebagatelna kwota. Zastanawialiśmy się, jak pozyskać pieniądze. W 20–30 proc. będzie to finansowanie dotacyjne. W kolejnych 10–20 proc. skorzystamy z finansowania project finance i różnych struktur kapitałowych, w co wpisuje się wzięcie partnera czy zbycie pewnej części udziałów. Tę część uzupełnimy środkami własnymi i tradycyjnym finansowaniem dłużnym, w formie obligacji emitowanych na rynku krajowym czy zagranicznym, długu bądź innych instrumentów kredytowych – tłumaczył wiceprezes TAURON Polska Energia.

Zwrócił on uwagę na dostępność środków z Krajowego Planu Odbudowy i innych dotacji.

– Nasze hasło to #Dowozimy, na ostatniej konferencji prasowej poświęconej prezentacji wyników finansowych za I półrocze 2025 r. przekazaliśmy informację, że podpisaliśmy umowę na finansowanie sieci. Na modernizację i rozwój otrzymaliśmy 15,8 mld zł, ponadto mamy umowę na 300 mln zł na cyfryzację sieci. Łącznie daje to nieco ponad 16 mld zł na samą sieć dystrybucyjną. Do tego doszły dodatkowe pieniądze na rozwój projektów związanych z gospodarką wodorową czy oświetleniem – wymieniał.

Co w dłuższej perspektywie

Czy po 2030 r. pojawi się „nowe KPO”, czyli kolejny wielki program preferencyjnego finansowania projektów energetycznych?

– Zobaczymy. My wierzymy, że tak. Na pewno pozostanie opcja tradycyjnego finansowania. Do tego dojdą partnerstwa kapitałowe, absolutnie jest to w obszarze naszego zainteresowania, szczególnie w sektorze OZE. Jest on idealny, by budować project finance czy partnerstwo kapitałowe. Na chwilę obecną mamy mniejsze projekty i skupiamy się na inwestycjach wiatrowych na lądzie. W naszej perspektywie jest także duża inwestycja w elektrownię szczytowo-pompową, która będzie się wiązała z nakładami rzędu 5,5–7 mld zł. Także tutaj kluczowe będzie partnerstwo kapitałowe, czyli znalezienie inwestora, który weźmie na siebie znaczną część kosztów. Ponadto postaramy się sfinansować to pozabilansowo, żeby nie obciążać nadmiernie naszego wskaźnika (zadłużenia – red.) – mówił Krzysztof Surma.

Podczas dyskusji poruszono jeszcze jeden wątek. W ostatnich latach przynajmniej kraje UE skręcają w prawo. Wyborcy skłaniają się ku partiom, które kontestują obecny kurs klimatyczny Europy. Czy dla spółek energetycznych oznacza to powrót do paliw kopalnych?

– Z ekonomicznego punktu widzenia nie mamy innego wyjścia niż kontynuowanie obecnego kursu. Jeśli spojrzymy na Australię czy Stany Zjednoczone, gdzie zdejmuje się warstwę gruntu, pod którą zaraz znajduje się węgiel, przez co koszt wydobycia jest bardzo niski, to z punktu widzenia wytwarzania energii nigdy nie będziemy konkurencyjni. Za oceanem obecnie panuje trend „drill, baby, drill”, obojętnie, czy dotyczy to węgla, czy gazu łupkowego. Ze względu na dostępność surowców energetycznych w Europie nie jesteśmy w stanie konkurować z nimi cenowo – powiedział Krzysztof Surma.

– Jeśli nie będziemy w stanie konkurować cenowo na poziomie wydobycia surowca, automatycznie przełoży się to na ceny energii, a później wszystkich wyrobów produkowanych w Polsce i Europie. Chcemy odejść od węgla, ale nie będziemy tego robić gwałtownie z dnia na dzień, lecz stopniowo i sprawiedliwie – zastrzegł Krzysztof Surma.

Polskie koncerny energetyczne operują blokami węglowymi, które pamiętają lata 70., ich modernizacja jest coraz droższa. TAURON ma cztery nowe bloki węglowe, starsze jednostki musi stopniowo wyłączać i zastępować je innymi źródłami. Jak mówił wiceprezes spółki, pierwszym wyborem są bloki gazowe, które pozwolą swobodnie przejść przez proces transformacji. Główną osią biznesu grupy ma pozostać sektor dystrybucji, wartość inwestycji ma tu sięgnąć 60 mld zł, w przypadku OZE – 30 mld zł.

Partner relacji