Materiał wydrukowany z portalu www.wnp.pl. © Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2017

EEC 2017: nowy model inwestycji w energetyce

Autor:  Wnp.pl (Adrian Ołdak)  |  19-05-2017 11:31
Energetyka zmienia się technologicznie a przed inwestycjami otwierają się nowe możliwości finansowania - to wnioski z debaty „Nowy model inwestycji w energetyce” podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego w Katowicach. Przedstawiciel PSE zapowiedział podczas niej wprowadzenie nowego modelu współpracy z partnerami biznesowymi.

Zapotrzebowanie na energię elektryczną w Polsce rośnie co roku o 2-2,5 proc. Aby mu sprostać oraz zapobiec groźnej dla kraju dekapitalizacji w sektorach wytwarzania i przesyłu energii, prowadzone są w ostatnich latach zakrojone na szeroką inwestycje. Przed Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi (PSE) postawiono zadanie skutecznego „wyprowadzenia” mocy z nowych bloków. W grę wchodzi 6 GW.

PSE mają program inwestycyjny wartości 13-14 mld zł.
Fot. Shutterstock.com

Wielkie inwestycje


- Dlatego PSE zrealizuje do 2025 r. program inwestycyjny o wartości 13-14 mld zł, który istotnie zmieni obraz polskiej sieci elektroenergetycznej - mówi Andrzej Kaczmarek, dyrektor zarządzający Centralnej Jednostki Inwestycyjne PSE. - W miejsce 15 tys. km linii będziemy mieć prawie 20 tys. km. Program jest już zaawansowany, mamy w portfelu 9,6 mld zł inwestycji, kolejne 4-5 mld zł jest w kontraktacji.

Co więcej, PSE jest przekonane, że rewolucja technologiczna związana np. produkcją energii w niewielkich instalacjach (prosumenci, OZE, klastry) w najbliższych 10-15 latach nie zachwieje modelem dystrybucji energii w Polsce a energetyka zawodowa będzie podstawą zaopatrzenia przemysłu i odbiorców indywidualnych w prąd.

- Nasze inwestycje na pewno nie będą „kosztami osieroconymi” - zapewnił Andrzej Kaczmarek przypominając, że w 2025 r. Polska będzie potrzebowała 10 GW więcej mocy niż obecnie, a na zwiększenie zużycia energii wpłynie np. rozwój elektromobilności.

Arkadiusz Wicik, Senior Director, EMEA Utilities and Transport, Fitch Ratings, wskazał, że między wzrostem PKB a wzrostem zapotrzebowania na energię elektryczną występuje w Polsce korelacja: przy wzroście PKB około 3 proc. wzrost zapotrzebowania wynosi około 2 proc. Różnica wynika z podnoszenia efektywności energetycznej. A że w kolejnych latach przewidywany jest w Polsce wzrost gospodarczy, energetycy mogą być spokojni o zapotrzebowanie na prąd.

- W żadnym sąsiednim kraju nie ma podobnego programu inwestycyjnego co w Polsce. Stąd też obecność u nas gigantów: Siemensa, Alstomu, GE, Mitsubishi - ocenił dyrektor Kaczmarek.

- Jeśli chodzi o inwestycje w nowe moce, Polska jest wyspą na mapie Europy - potwierdził Mariusz Kondraciuk, dyrektor Energy Management w Siemens Sp. z o.o.

Na nowe trendy w energetyce zwrócił uwagę Marcin Wasilewski, dyrektor wykonawczy ds. energetyki w PKN Orlen. Jego zdaniem to dekarbonizacja, decentralizacja i digitalizacja, przy czym dekarbonizacja nie rozumiana wyłącznie jako eliminacja węgla, ale oprócz odnawialnych źródeł energii także czysty węgiel, e-mobility, walka z niską emisją.

Bariery


O formalnej stronie prowadzenia inwestycji liniowych mówił Tadeusz Zwierzyński, wiceprezes PERN, podkreślając, że dotychczas wszystkie inwestycje jego firmy realizowane były z użyciem kapitałów własnych. - Możemy na to spojrzeć tak: albo nie mamy pomysłu, co robić z naszymi pieniędzmi, albo koszty finansowe inwestycji byłyby za duże - powiedział.

Nie chodzi przy tym tylko o oprocentowanie, ale o skomplikowanie procedur, szczególnie w przypadku finansowania ze źródeł unijnych. A inwestycja ma sens, kiedy jest dobrze zaplanowana, przygotowana i wykonana w krótkim czasie.

- Jedna z naszych inwestycji trwała kilkanaście lat. To znaczy, że w momencie, kiedy podejmowano decyzję o jej rozpoczęciu ustrój gospodarczy regulowany przepisami był inny niż obecnie - wskazał Tadeusz Zwierzyński. Czas jest istotny, bo np. przy 10-letnim cyklu budowy trudno o gwarancję pełnego wykorzystania inwestycji.

Zdaniem przedstawiciela PERN najgorsze dla inwestycji są bariery administracyjne. Ich uciążliwość wynika z rozczłonkowania kompetencji rozdzielonych na wiele instytucji. Przykład: ostatnio PERN oddał do użytku 80-km odcinek rurociągu. Potrzebne było aż 68 pozwoleń na budowę tylko z tytułu własności gruntów, jedno dotyczyło odcinka o długości 40 m. W 10-letnim cyklu inwestycyjnym sama budowa zajmuje średnio 3 lata, 7 lat to przygotowania i odbiory. W takim wypadku lepiej finansować przedsięwzięcie z środków własnych niż bankowych.

- Mam jednak też dobrą wiadomość dla banków - powiedział wiceprezes Zwierzyński. - Duży program inwestycyjny (1 mld zł), jaki przygotowaliśmy na następne cztery lata, będzie wymagał finansowania zewnętrznego, ale maksymalnie w 50 proc.

Finansowanie


PSE podobnie jak PERN finansują inwestycje z środków własnych. Być może jednak w przyszłości będą brane pod uwagę inne rozwiązania, wraz ze zmianą modelu energetycznego w Polsce.

- Jeżeli mówimy o finansowaniu inwestycji warto wspomnieć o zjawisku, które tak naprawdę jest patologią rynkową: finansowaniu inwestycji przez ich wykonawców - powiedział Andrzej Kaczmarek. - Mówi się wtedy, że jadą na „negatywnym cash flow”. Spójrzmy na budowę linii energetycznej. Najwięcej zarobi na niej bank, a nasz wykonawca będzie mieć najwyżej 2-proc. marżę. Jeżeli na koniec zostanie mu milion lub dwa, to się cieszy, a bank skasuje 15-20 mln, a na pewno 10. Wynika to z tego, że wykonawca, zanim przedstawi nam do odbioru inwestycję, musi wyłożyć na jej budowę 100 mln zł. To koszty, które, de facto, są na naszym rachunku, a wcale nie ma potrzeby, żeby powstawały.

Dyrektor Kaczmarek zapowiedział zmianę sposobu rozliczania projektów. - Zdejmujemy część ryzyk projektowych z firm wykonawczych, a do tego dajemy im przejrzystą strukturę, harmonogram i realny budżet danej inwestycji - m.in. oznajmił.

Czytaj więcej: PSE wdrażają nowy model realizacji inwestycji

Przedstawiciel Siemensa przypomniał z kolei o możliwości finansowania inwestycji, szczególnie w zakresie efektywności energetycznej, przez partnerstwo-publiczno prywatne. Tak było w przypadku Siemensa i miasta Płock. Miasto poza procesem przetargowym nie musiało wyłożyć na inwestycję ani złotówki, kilkadziesiąt milionów zł pochodziło ze środków prywatnych.

- Co jest potrzebne, aby taki model wprowadzić? - zapytał retorycznie Mariusz Kondraciuk. - Przede wszystkim zaufanie, traktowanie prywatnych przedsiębiorstw po partnersku. Ciekawi mnie też, czy takie rozwiązanie można by zastosować w przypadku dużych inwestycji.

- Potrzeby finansowe operatorów sieci są mniejsze niż producentów energii, bo państwo siedzą na pieniądzach - skwitowała Alexandrina Boyanova, Senior Loan Officer, Europejski Bank Inwestycyjny (EIB) i nawiązując do deklaracji wiceprezesa PERN-u powiedziała: - Proporcja 50/50 byłaby bardzo dobra.

Zdaniem Boyanovej, energetyka to dla banków dobry klient. Wśród instrumentów finansowych, na które warto zaś zwrócić uwagę, są obligacje hybrydowe. W ub. roku skorzystał z nich Tauron podpisując stosowną umowę z EIB.

Prowadzący debatę Rafał Hajduk, partner, Kancelaria DZP, zapytał o perspektywy współfinansowania energetycznych projektów infrastrukturalnych w przez współwłasność (equity). W przypadku infrastruktury krytycznej nie jest to możliwe, z powodu przepisów, ale także trudności w komercyjnym zbilansowaniu kosztów. Natomiast jeśli chodzi o przyłącza, można o tym myśleć. Inna rzecz, że koszt tego typu finansowania jest stosunkowo wysoki.

W dyskusji odniesiono się także do regulacji i tworzonych przez nie systemów wsparcia. Zaapelowano o dialog między regulatorem a biznesem, przypominając jednak, że regulacje mogą stymulować rozbudowę systemu energetycznego (zielone certyfikaty, rynek mocy), ale muszą być tak wprowadzane, żeby energia nie stała się zbyt kosztowna, bo to może negatywnie wpłynąć na gospodarkę.

Materiał wydrukowany z portalu www.wnp.pl. © Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2017