Liderzy budowy pierwszych farm wiatrowych w Polsce, czyli Polenergia razem z norweskim Equinorem, Orlen z kanadyjskim Northland Power oraz Polska Grupa Energetyczna razem z duńskim Ørsted, nie mają jeszcze ustalonego modelu finansowania swoich projektów. Kluczowe są zmiany w ustawie o morskiej energetyce wiatrowej. Inwestorzy, realizujący projekty morskich farm wiatrowych wskazują na konieczność zmian w tzw. ustawie offshore wprowadzające pewne mechanizmy zmierzające do poprawy ekonomiki pierwszych projektów, w szczególności przesunięcie momentu, od którego waloryzowana jest cena w ramach kontraktu różnicowego (system wsparcia w formie pomocy publicznej) na 2021 r. oraz umożliwienie inwestorom uzyskania całości lub części wsparcia w ramach kontraktu różnicowego w euro zamiast w złotym, co pozwoli m.in. uniknąć ryzyk kursowych. Jeśli nie nastąpi szybko i nie pójdą we właściwym kierunku, projekty mogą zostać opóźnione nawet o kilkanaście miesięcy.
Kluczowa nowelizacja
Ministerstwo Środowiska i Klimatu, pod naciskiem argumentów o rosnącej inflacji i kosztach budowy, podjęło prace nad zmianą ustawy o OZE i morskich farmach wiatrowych. Chodzi o zmiany dotyczące przyznania pomocy publicznej na ich budowę. Na konferencji Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej (PSEW) „Offshore Wind Poland 2022”, która odbyła się 16 i 17 listopada, Ireneusz Zyska, wiceminister klimatu i pełnomocnik rządu ds. OZE, zapowiedział zmiany, o które branża postulowała od dwóch lat. Ich podstawą jest waloryzacja mechanizmu wsparcia. Obecne przepisy zakładają, że waloryzacja przyznanego wsparcia dla projektu morskiej farmy następuje od momentu wydania przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki ostatecznej, drugiej decyzji o poziomie wsparcia. Na ten moment takiej decyzji nie ma jeszcze żaden projekt. Wiceminister Zyska wskazał, że założenia nowelizacji zakładają, że waloryzacja następowałaby od pierwszej, wstępnej decyzji prezesa URE o wsparciu. Dla wszystkich realizowanych pierwszych projektów farm o mocy 5,9 GW decyzje zapadły już wiosną 2021 r.
Czytaj więcej
Nie ma ani jednego, a może być nawet 33 GW mocy w morskiej energetyce wiatrowej. To potencjał, który skrywa Morze Bałtyckie. Tylko w ramach dwóch pierwszy faz rozwoju, w Polsce może powstać ponad 15 GW. Pierwsze instalacje staną w Polsce w połowie tej dekady. Projekty tej fazy realizującą m.in. PGE, Orlen czy Polenergia.
Jaka będzie konstrukcja waloryzacji? To jest jeszcze przedmiotem dyskusji. Firmy energetyczne zwracały uwagę, że sposób rozliczania wsparcia powinien uwzględniać ryzyko kursowe. Zgodnie z treścią rozporządzenia cenowego o offshore wsparcie będzie rozliczane w złotych. Jednak większość wydatków na budowę farm ponoszona jest w euro. – Nowe przepisy, które projektujemy, mają umożliwić rozliczenie ujemnego salda w kontrakcie różnicowym w euro lub częściowo w euro. To jest jeszcze przedmiotem naszych wewnętrznych dyskusji – mówi Zyska.
Ministerstwo chciałoby zamknąć sprawę nowelizacji przepisów do końca roku, choć panuje opinia, że będzie to bardzo trudne. Czas nagli, ponieważ Komisja Europejska wydaje już pierwsze decyzje dotyczące kontraktów różnicowych i pomocy publicznej. Pierwszą taką decyzję otrzymały projekty spółki celowej PGE Baltica, należącej do PGE i Ørsted, a więc Baltica 2 i Baltica 3.
PGE Baltica czeka na zmiany w przepisach. – W związku kryzysem energetycznym wywołanym przez napaść Rosji na Ukrainę, związanymi z tym inflacją, zmianą kursu walut i wzrostami kosztów surowców, inwestorzy w morskie farmy wiatrowe wskazują na konieczność zmian w tzw. ustawie offshore wprowadzających pewne mechanizmy zmierzające do poprawy ekonomiki projektów I fazy, czyli uwzględnienie wskaźnika inflacji w cenie indywidualnej, cena indywidualna w CfD (kontrakt różnicowy) w euro zamiast złotego, co pozwoli unikać ryzyka kursowego. Rozważane są także inne rozwiązania. Publiczne deklaracje płynące wielokrotnie z Ministerstwa Klimatu i Środowiska pokazują, że rząd rozumie sytuację, w jakiej znalazła się branża offshore i dostrzega płynące z jej strony sygnały – dodaje spółka.
Czytaj więcej
Pierwszy w Polsce terminal instalacyjny powstanie jednak w Świnoujściu, a nie w Gdańsku jak planuje to rząd. Jednocześnie na terenie portu powstanie długo wyczekiwana w Polsce fabryka turbin Vestas w Szczecinie. Inwestycje wspólnie z partnerami zrealizuje Baltic Power spółka córka Orlenu.
Branża mówi jasno o pilnej potrzebie zmian w ustawie w zakresie waloryzacji i przeliczeniu wsparcia ze złotego na euro, ale w taki sposób, aby nowelizacja ustawy nie wymagała zmiany w rozporządzeniu o cenie maksymalnej wsparcia. W innym wypadku będzie to groziło koniecznością ponownej notyfikacji wsparcia w Brukseli, a w efekcie wstrzymanie całego procesu. – Rozpoczęcie procesu na nowo grozi wyhamowaniem obecnych projektów i opóźnieniem ich o kilkanaście miesięcy – usłyszeliśmy w kuluarach wspomnianej wcześniej konferencji. Jak planuje resort klimatu i środowiska, zmian w rozporządzeniu jednak nie będzie, a nastąpią jedynie w ustawie. Trwają jeszcze wewnętrzne konsultacje z Ministerstwem Aktywów Państwowych.
Obecne przepisy zakładają przyznanie wsparcia dla projektów morskich farm o mocy 5,9 GW, z których pierwsze mają ruszyć w 2026 r. W kolejnych fazach planowane jest rozdysponowanie kontraktów różnicowych dla farm o mocy 2,5 GW – aukcje te planowane są na lata 2025–2027. Wsparcie to posłuży do finansowania projektów już trakcie ich działania, spółki jednak wcześniej muszą pozyskać środki na budowę wiatraków.
Jaki model finansowania?
Forma wsparcia zależy od wielkości i możliwości finansowych poszczególnych firm. Projekty morskich farm wiatrowych są realizowane przez polskie spółki w partnerstwie z firmami zagranicznymi. Partner PGE, Ørsted, będzie realizował projekt we własnej części zadań w 100 proc. w oparciu o wkład własny. „Ørsted finansuje swoje projekty z kapitału własnego, i w taki sposób planujemy sfinansować również Projekt Baltica 2 i 3. Wobec tego projektu nie została jeszcze jednak podjęta ostateczna decyzja inwestycyjna (ang. FID – Final Investment Decision), co oznacza, że niezbędne środki finansowe do jego realizacji nie zostały jeszcze zaalokowane. Aby mogła zostać podjęta decyzja FID projekt musi osiągnąć odpowiedni stopień rozwoju z perspektywy oceny ryzyka – np. uzyskane powinny być wszystkie wymagane pozwolenia środowiskowe” – podkreśla w rozmowie z „Rzeczpospolitą” Søren Westergaard Jensen, Dyrektor Projektu Baltica 2+3, Ørsted Offshore Polska. Jednocześnie dodaje on, że projekt musi być oceniany jako inwestowalny, to znaczy, że spodziewany zwrot z zaangażowanego kapitału jest wystarczający przy uwzględnieniu oceny ryzyk projektu.” Podjęcie decyzji FID poprzedza więc wewnętrzny proces oceny projektu, który w wielu aspektach jest bardzo zbliżony do procesu oceny ryzyka przeprowadzanego przez banki w przypadku finansowania inwestycji w formule project finance.” – wskazuje nasz rozmówca.
W ramach przeprowadzanego procesu oceny projektu Baltica 2 i 3 pod uwagę będą brane również zachodzące ostatnio zmiany makroekonomiczne, niekorzystne dla realizacji inwestycji, takie jak wzrastające koszty oraz ograniczenia w dostępności surowców oraz wykonawców. „Zmiany te powodują dodatkowe ryzyka dla projektu, związane z poziomem inflacji oraz różnicami kursowymi.” – mówi Westergaard Jensen.
Czytaj więcej
Hiszpańsko – francuski projekt morskiej farmy wiatrowej Ocean Winds otrzymał decyzję środowiskową dla farmy BC-Wind na polskim Bałtyku. Oznacza, to że wszystkie projekty pierwszej fazy rozwoju pięciu inwestorów mają już decyzję środowiskową, kluczową, aby przejść do kolejnych etapów rozwoju projektu.
Norweski Equinor takiej decyzji jeszcze nie podjął, ale skłania się ku temu rozwiązaniu pokrycia inwestycji po przez kapitał własny, choć ostateczne decyzje jeszcze nie zapadły . „Pod koniec przyszłego roku planujemy rozpocząć budowę. Przetargi trwają cały czas na wybrane komponenty. Dlatego też ważne jest, aby postulowane przez nas zmiany jako branża zostały przyjęte jak najszybciej. Te zmiany wiążą się z rentownością projektu. Duża cześć nakładów inwestycyjnych będzie ponoszona w euro. My jako Equinor jesteśmy w stanie realizować zarówno w oparciu o kapitał własny jak i project finance. Nie podjęliśmy jeszcze ostatecznie decyzji w tym zakresie. Jest jeszcze za wcześnie – Michał J. Kołodziejczyk, prezes Equinor Polska podczas konferencji Offshore Wind Poland 2022.
Polskie firmy nie są tak majętne jak zagraniczne i będą posiłkować się głównie finansowanym dłużnym. Inwestycja PGE finansowana będzie ze środków własnych oraz długiem zewnętrznym. – Finalny udział długu określony zostanie na późniejszym etapie przygotowań do inwestycji i zależeć będzie od ostatecznych nakładów na realizację inwestycji, na których poziom mogą wpływać takie czynniki, jak zmiany kosztów komponentów, materiałów i pracy – informuje nas PGE Baltica.
Podobnie sprawę stawia PKN Orlen, rozwijający projekt Baltic Power razem z Northland Power. – Pozyskiwanie finansowania toczy się zgodnie z przyjętym harmonogramem projektu. Finansowanie zostanie zamknięte przed podjęciem finalnej decyzji inwestycyjnej, która planowo zostanie podjęta w 2023 r. – informuje nas Orlen.
W przypadku Baltic Power większość będzie stanowiło finansowanie dłużne. – Dokładny podział wkładu udziałowców i środków zewnętrznych zależy od szczegółowych analiz i projekcji. Spółka nie może ujawniać ich na tym etapie z uwagi na prowadzone procesy związane z pozyskaniem środków na realizację inwestycji. Prowadzone rozmowy z bankami pozwalają nam optymistycznie myśleć o udziale finansowania dłużnego w rozkładzie źródeł finansowania projektu – podaje Orlen. Ujawnia przy tym, że koszt realizacji projektu Baltic Power o mocy 1 GW szacowany jest na około 14 mld zł.
Czytaj więcej
Bezpieczeństwo energetyczne państwa może być zagrożone, bo administracja rządowa nie podjęła wystarczających działań w celu rozwoju morskiej energetyki wiatrowej – informuje w swoim raporcie Najwyższa Izba Kontroli. Izba podkreśla, że planowane uruchomienie morskich farm wiatrowych za 2-3 lata jest nierealne.
Najbardziej wstrzemięźliwa jest Polenergia. Spółka jeszcze nie ma modelu finansowego, a wynika to z dynamicznie zmieniającej się sytuacji rynkowej, rosnących kosztów i zmian w rozporządzeniu dotyczącym systemu wsparcia. Spółka, mimo że nie podjęła decyzji, może skłaniać się w stronę finansowania dłużnego. Spółka jednak nie przewiduje w tym zakresie żadnych problemów. Czego brakuje, aby zdecydować się na wariant wyboru finansowania? Pełnego oszacowania kosztów łańcucha dostaw (proces trwa poprzez wstępny wybór dostawców), ale przede wszystkim wspominanej waloryzacji i przeliczenia wsparcia z euro za złotego.
Na użyczenie wkładu własnego jest gotowy także Bank Gospodarstwa Krajowego. Zdaniem Marcina Terebelskiego, dyrektora programu rozwoju przemysłu BGK, szacowany wkład w finansowanie po stronie polskich, lokalnych, europejskich banków wynieść może 20–25 mld zł. – Chcemy być obecni w tym procesie. Nasza obecność w finansowaniu w każdym projekcie może wynieść 20–30 proc. Jesteśmy w stanie zaoferować atrakcyjne finansowanie w złotówkach o długim terminie i atrakcyjnymi oprocentowaniu. Widzimy swoje miejsce w tym procesie, ale w formie konsorcjum banków – mówił na konferencji PSEW Terebelski. Podkreślił on, że postulat branży o zamianie rozliczania pomocy publicznej w euro zamiast złotego jest zasady. ”Sytuacja makroekonomiczna jest zupełnie inna. Koszty w branży budowalnej znacznie wzrosły. Ekonomika procesu jest znacznie inna. Przewalutowanie części wsparcia w naszej opinii byłoby zasadne. Powinna być jednak zachowana proporcja przy przewalutowaniu kontraktu różnicowego.
Wskazuje on także, że banki zagraniczne będą miały kłopot, aby finansować ten proces w złotym.” Nie wiemy jak jest obecnie apetyt banków zagranicznych na finansowania w euro. Banki zagraniczne, które są w niewielkim stopniu obecne w Polsce nie będą miały dużej zdolności do pokrycia finansowania dłużnego w złotym. Poza obsługiwaniem długu w euro, koszty będą także pokrywane w kraju w złotym. Całość oparcia tego procesu na jednej walucie, generowałoby dodatkowe koszty wynikające z przewalutowania. Dlatego też widzimy zasadność przyjęcia pewnej proporcji” mówi Terebelski.
Spółki dostosowują modele finansowe projektów, gdyż m.in. w efekcie wojny w Ukrainie poszły w górę ceny surowców. Nie tak dawno koszt wybudowania 1 GW mocy w offshore szacowany był na ok. 12 mld zł. Teraz to koszt 13,5–14 mld zł, a wszystkiemu winne są rosnące ceny surowców. Uczestnicy konferencji podkreślali, że wydatki inwestycyjne (CAPEX) dla projektów offshore wzrosły w porównaniu do 2021 r. nawet 20 proc. Jako główny powód uczestnicy konferencji PSEW wskazywali na rosnące koszty surowców, ale i wciąż nieodbudowane po pandemii COVID 19, zerwane łańcuchy dostawy.
