Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce

Finansowanie inwestycji energetycznych w PolsceMaj 2011

Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce 2


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 per-spektywie najbliższych 10 lat. W naszym raporcie koncentrujemy się na analizie tych po-trzeb 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 Kazimierz RajczykPartner, Dział Doradztwa Dyrektor Zarządzający SektoremBiznesowego, PwC Energetycznym, ING Bank Śląski



Spis treści

1. Wstęp 7

2. Potrzeby inwestycyjne w sektorze elektroenergetyki 9

2.1 Sytuacja w elektroenergetyce 10

2.2 Wytwarzanie 12

2.2.1 Energetyka konwencjonalna 12

2.2.2 Energetyka odnawialna 15

2.2.3 Energetyka jądrowa 18

2.3 Dystrybucja i przesył 20

2.3.1 Wymiana transgraniczna energii 20

2.3.2 Dystrybucja i przesył w obrębie kraju 21

3. Czynniki wpływające na pozyskiwanie finansowania 23

3.1 Czynniki sektorowe 24

3.2 Skala inwestycji względem skali inwestującego 27

3.3 Poziom i stabilność rentowności firm energetycznych 28

4. Finansowanie inwestycji 31

4.1 Finansowanie zewnętrzne 32

4.1.1 Finansowanie pozyskiwane na bilansie spółek 32

4.1.2 Finansowanie w formule „project finance” 33

4.1.3 Rynek regulowany 35

4.1.4 Inne zewnętrzne źródła finansowania 36

4.2 Finansowanie kapitałem własnym 38

5. Podsumowanie 41



1. Wstęp

Pięć lat temu przygotowany został raport obrazujący stan pol-skiej 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 in-frastrukturę przesyłową i dystrybucyjną. Niezbędne nakłady inwestycyjne w sektorze szacowane były wówczas na 1016 mld EUR w ciągu dekady. Przewidywał też prawdopodobne trendy i kierunki zmian. Tamten raport powstawał w rzeczy-wistości zupełnie innej, aniżeli ta, która otacza nas dzisiaj. Nie było wówczas jeszcze pionowo zintegrowanych grup ener-getycznych, spółki energetyczne nie myślały o rozdziale dys-trybucji od obrotu, zmiana dostawcy energii w ramach TPA wydawała się nierealna, kredyty inwestycyjne wciąż zabez-pieczone były przez niesławne KDT (kontrakty długotermi-nowe), a na Towarowej Giełdzie Energii realizowano transak-cje 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 widziane-go oczami analityków i specjalistów spoza sektora. Obrazu oglą-danego w kontekście rosnących wymogów ekologicznych, bę-dących 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 realiza-cji 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 wy-zwania? Jakie dostrzegamy trudności? Jakie są prawdziwe potrzeby inwestycyjne? Jakich wymagają nakładów finan-sowych? Jak można je sfinansować w perspektywie naj-bliższych lat? Czy stawiane 5 lat temu tezy o niezbędnych inwestycjach pozostają nadal aktualne? Co wstrzymuje inwestycje? Czy problemem sektora jest dziś brak dostę-pu 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 Energe-tycznego. I to pomimo zgodnych zapewnień specjalistów branżowych, że każdego roku powinniśmy oddawać 1500 MW nowych mocy, by w nieodległej przyszłości nie za-brakło nam prądu.

8Tile of publication Date2011 8

2. Potrzeby inwestycyjne w sektorze elektroenergetyki


Polska elektroenergetyka na przestrzeni ostatnich kilku lat przeżywała przełomowe zmiany w zakresie regulacji, struk-tury, organizacji i kwestii właścicielskich. Motorami tych zmian były konieczność dostosowania regulacji krajowych do przepisów obowiązujących w Unii Europejskiej i stwo-rzenie podmiotów wystarczająco silnych, aby sfinansować własne potrzeby inwestycyjne.

Najbardziej istotne zmiany regulacyjne w Unii Europej-skiej 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 dystry-bucji i przesyłu i związanych z nimi regulacyjnych usług systemowych,

– regulowanej działalności w zakresie wytwarzania w wysokosprawnych źródłach pracujących w skoja-rzeniu i w odnawialnych źródłach energii,

– działalności nieregulowanych w zakresie wytwarzania w kondensacji i obrotu,

• wprowadzenie systemu obrotu prawami do emisji CO2 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 wysoko-sprawnych źródłach pracujących w skojarzeniu i w odnawial-nych 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 seg-mentach 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

2.1 Sytuacja w elektroenergetyce

elektrycznej (tzw. KDT) na mocy ustawy z dnia 29 czerwca 2007 roku o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiąza-niem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej.

W zakresie zmian strukturalnych i organizacyjnych przede wszystkim warto odnotować znaczącą konsolida-cję 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 kolej-nym zmianom strukturalnym w wyniku planowanych zmian własnościowych.

W ramach zmian własnościowych dokonano częściowej prywatyzacji PGE, Tauronu i Enei, a w chwili obecnej otwar-ty jest proces prywatyzacji Grupy Energa.

Wymienione wyżej zmiany następowały w przededniu ogrom-nego 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 SO2 i NOx oraz projektu dyrektywy w spra-wie 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 poszcze-gólnych źródeł energii, infrastruktury połączeń trans-granicznych),


– minimalizacji strat technicznych poprzez modernizację techniczną,

– podniesienia stopnia jej niezawodności poprzez opty-malizację 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 telemetrycz-nych,

– podniesienia stopnia jej niezawodności poprzez opty-malizację konfiguracji sieci (m.in. poprzez tworzenie pętli zasilających) oraz ograniczanie udziału linii napo-wietrznych,

– 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 elektro-energetycznego znacząco ułatwia pozyskanie finansowania i dostęp największych spółek do rynku kapitałowego. Niemniej jednak skala tego finansowania jest nadal dużym wyzwaniem.


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 bez-pieczeństwa energetycznego kraju, a kluczowym elemen-tem 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. Inte-resującym trendem ostatnich lat jest szybszy wzrost zuży-cia energii elektrycznej w lecie i nieco wolniejszy w zimie. Najbardziej prawdopodobnym wyjaśnieniem tego zjawiska jest wzrost liczby urządzeń elektrycznych, które są wyko-rzystywane 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 znacze-nie dla kreowania popytu i podaży. W całej Unii Europej-skiej wymiana transgraniczna nie przekracza 10% łącznej produkcji, a w Polsce poziom ten jest jeszcze niższy. Jedno-cześnie w przypadku Polski istniejące połączenia transgra-niczne 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 czę-ści Niemiec. Zatem w chwili obecnej znaczące niedobory krajowych zdolności wytwórczych nie mogłyby być sku-tecznie 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)

Produkcja Zużycie krajowe

Źródło: ARE

135 000

140 000

145 000

150 000

155 000

160 000

165 000

2005 2006 2007 2008 2009 2010

Rysunek 2. Prognoza zużycia energii elektrycznej brutto w Polsce (TWh)

0

50

100

150

200

250

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 1520 lat na poziomie 1%3%.Po stronie podaży energii elektrycznej, po dokonanych już dużych zmianach w zakresie regulacji, konsolidacji i prywa-


tyzacji oczekiwane są ogromne zmiany w obszarze inwe-stycji. Bez wątpienia kluczowym segmentem energetyki w Polsce, wpływającym na wielkość łącznej podaży energii elektrycznej w kraju, są elektrownie zawodowe przyłączo-ne do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE), co jest również zgodne z sytuacją w innych krajach euro-pejskich o wielkości porównywalnej do Polski. Rola ener-getyki 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 ener-getycznych, 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)

130

135

140

145

150

155

160

165

2005

Elektrownie zawodowe (w tym niezależne cieplnie)

2006 2007 2008 2009 2010

Pozostałe źródła (przemysłowe i niezależne pozostałe)

10

8

8

99

9

148143

147151153148

Źródło: ARE

Rysunek 4. Kluczowi wytwórcy energii elektrycznej w Polsce – moce zainstalowane (GW)

0

2

4

6

8

10

12

14

PGETau

ronEdF

EneaPAK

Energa

Vattenfal

l

GdF SuezCEZ

0,61,01,21,72,52,83,2

5,4

12,4

Źródło: Opracowanie własne na podstawie publicznie dostępnych danych

Rysunek 5. Kluczowi wytwórcy energii elektrycznej w Polsce – udziały w produkcji (2009 r.)

Pozostali12%Energa

2%GdF Suez

4%

Elektrownia Rybnik (EdF) 7%

Enea 8%

PAK12% Tauron

15%

PGE40%

Źródło: Opracowanie własne na podstawie publicznie dostępnych danych


Jakkolwiek istniejące moce wytwórcze wystarczają do zaspo-kojenia 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 niekon-kurencyjność starych bloków wobec jednostek wyko-rzystujących 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 energe-tycznych w Polsce (MW)

Wycofania Głęboka modernizacja

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

2011-2015 2016-2020 2021-2025 2026-2030

4204

4527

28054125

2898

Źródło: Ministerstwo Gospodarki, „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”, Zał. 2. „Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku”

Wyłączenia jednostek spowodowane ich zużyciem technicznym i niską konkurencyjnością

Znaczna część mocy w polskim systemie elektroenergetycz-nym 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 ukończe-niu i które w najbliższym czasie będą spełniać zaostrzone normy ochrony środowiska, mogą z kolei stać się niekon-kurencyjne. Konsekwencją struktury wiekowej i stanu tech-nicznego 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 pla-nowane w tym roku. W sumie powyższe jednostki mają moc osiągalną 1,8 GW, co stanowi niecałe 5% mocy zainstalowa-nych 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 CO2 muszą zuży-wać stare jednostki wytwórcze w porównaniu do jednostek opartych na technologiach nadkrytycznych i ultranadkry-tycznych, co oznacza wyższe koszty zmienne wytwarzania1. Ponadto część inwestycji modernizacyjnych starych bloków, koniecznych w celu spełnienia norm środowiskowych, jesz-cze bardziej obniża ich sprawność. Można powiedzieć, że z punktu widzenia całości sektora i gospodarki dokonywa-nie nieuzasadnionych ekonomicznie modernizacji starych bloków będzie powodowało wzrost cen energii elektrycz-nej bez widocznych i trwałych korzyści w zakresie zapew-nienia 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 SO2 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 środowi-skowych, będą musiały zostać wyłączone do końca 2015 r.

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 odzwier-ciedlenie emisji CO2 w kosztach zmiennych elektrowni.


Jedynie niewielka część z nich uzyska derogacje i będzie dopuszczona do użytkowania do 2023 r., pod warunkiem nieprzekroczenia 20 tys. godzin pracy w latach 20162023 (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 energetycz-nej 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 się-gną łącznie 7 GW (oprócz ponad 4 GW wymagających głę-bokiej 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 za-równo wnioski płynące ze wspomnianej przewagi nowych technologii, jak i przepisy unijne nakładające wymóg wzro-stu 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 pocho-dzić ze źródeł odnawialnych. Dla poszczególnych krajów cel został zróżnicowany w zależności od sytuacji wyjściowej i po-tencjału w zakresie produkcji energii ze źródeł odnawialnych – Polska została zobowiązana do osiągnięcia 15% udziału energii odnawialnej w łącznej wielkości produkowanej energii.

Wiatr

Jedną z najprężniej rozwijających się gałęzi energii odna-wialnej jest energetyka wiatrowa. W całej UE w latach 20002007 częściej niż w energię wiatrową inwestowano jedynie w nowe instalacje gazowe, ale już w 2008 r. energetyka wia-trowa 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 20072009 moc zainstalowana w energetyce wia-trowej wzrosła ze 123 MW do 715 MW. Największy procen-towy 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-

Rysunek 7. Produkcja energii elektrycznej z OZE w 2010 r. w podziale na technologie wytwarzania

Biogaz3%

Biomasa6%

Wiatr16%

Woda27%

Współspalanie48%

Źródło: URE


Rysunek 8. Energia wiatrowa w Europie (moce zainstalowane na koniec 2008 r.)

3406 MW

3422 MW

324 MW

43 MW

23 895 MW

3166 MW

14 MW

3525 MW

996 MW

150 MW5 MW

134 MW5 MW

54 MW

28 MW

77 MW814 MW

360 MW

143 MW

114 MW

17 MW

2149 MW

16 546 MW

2857 MW

1028 MW

Źródło: EUROSTAT


nalny przyrost mocy – o 238 MW (tj. 78%). W ciągu 12 miesięcy 2009 r. moc zainstalowanych w Polsce siłowni wiatrowych wzro-sła 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 wyge-nerowanej w Polsce energii elektrycznej. Największą prze-szkodę 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 offshore), kosztownej i skomplikowanej procedurze przy-gotowania 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 zapew-nienia określonego poziomu produkcji energii odnawialnej,

spodziewamy się, że w kolejnych latach zostaną utrzyma-ne bądź pojawią się nowe czynniki motywujące do inwe-stowania w ten sektor (fundusze unijne, systemy wsparcia w postaci certyfikatów itp.) i energia wiatrowa będzie mia-ła coraz większy udział w polskiej energetyce. W przyję-tym Krajowym planie działań w zakresie energii ze źródeł odnawialnych wkład energetyki wiatrowej w realizację wią-żących 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 (elektro-energetycznej, cieplnej, gazowej), ryzyko operacyjne pole-gające na ciągłej konieczności monitorowania i nadzoru procesu fermentacji, ryzyko związane z zapewnieniem cią-głości 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 obo-wiązku odbioru energii i zielonych certyfikatach. Bardzo dużym bodźcem do inwestowania są również dopłaty do inwestycji w energię odnawialną w ramach funduszy unij-nych 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 wią-żących 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 bio-gazownie.

Rysunek 9. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych na tle innych OZE (MW, stan na koniec 2010 r.)

PozostałeOZE173

Elektrownie wodne(przepływowe)

941

Elektrowniewiatrowe

1055

Źródło: ARE


2.2.3 Energetyka jądrowa

Międzynarodowy przemysł jądrowy przeżywa obecnie swój renesans. Wydaje się, że trendu tego nie zmienią tra-giczne wydarzenia ostatnich miesięcy związane z katastrofą elektrowni atomowej w Japonii. Sprzyja temu z jednej strony konieczność zaspokojenia rosnących potrzeb energetycz-nych 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 progra-mów 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:

• 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 niesta-bilności dostaw gazu;

• ochrona klimatu – energetyka jądrowa jest technologią zapewniającą ochronę klimatu w zakresie emisji CO2, NOx i pyłów w stopniu znacznie większym niż technologie węglowe i gazowe. Istnieje jednak ryzyko wystąpienia promieniowana radioaktywnego w sytuacjach np. nad-zwyczajnych katastrof, których konsekwencją mogą być zaburzenia w prawidłowym funkcjonowaniu systemów zabezpieczeń, systemów chłodzenia elektrowni itp. Dra-matyczną ilustracją takiego przypadku jest awaria elek-trowni 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

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 wytwór-czych w Polsce opartych jest na węglu kamiennym i brunat-nym oraz skonfrontujemy to z polityką UE, dążącą do znaczącej redukcji emisji CO2, widzimy jednoznacznie, że utrzymanie konkurencyjności polskiej gospodarki wymaga zmian w portfelu wytwórczym w długim czasie. Koncepcja uru-chomienia jednostek atomowych wydaje się odpowiedzią na wyzwania stojące przed gospodarką, która potrzebuje zapewnienia długoterminowych dostaw energii elektrycz-nej po optymalnych kosztach.



2.3 Dystrybucja i przesył

2.3.1 Wymiana transgraniczna energii

Istotnymi przyczynami ograniczonej transgranicznej wy-miany energii są niska przepustowość energetycznych połączeń transgranicznych oraz brak wystarczającej moty-wacji do budowania takich połączeń. Postawa taka wynika przede wszystkim z dbałości każdego kraju o zachowanie niezależności energetycznej, stąd też wymiana między-narodowa energii jest jedynie elementem uzupełniającym produkcję krajową. Innym ważnym czynnikiem jest kwe-stia ekonomicznego uzasadnienia kosztownych inwestycji przy budowie takich połączeń i niezbędnej przebudowy krajowych systemów przesyłu umożliwiającej ich wykorzy-stanie.

Energetyka jest jednym z najbardziej kapitałochłonnych sektorów gospodarki. Jednostkowe nakłady inwestycyj-ne dla danej technologii są w poszczególnych krajach bardzo zbliżone. Stosowane nowe technologie są wy-standaryzowane, 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-

Rysunek 10. Ceny energii elektrycznej w Europie (bez podatków, I połowa 2010 r., EUR/kWh)

0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

0,14

0,16

Belg

ia

Bułg

aria

Cze

chy

Dan

ia

Nie

mcy

Esto

nia

Irlan

dia

Gre

cja

His

zpan

ia

Fran

cja

Cyp

r

Łotw

a

Litw

a

Luks

embu

rg

Hol

andi

a

Aust

ria

Pols

ka

Portu

galia

Rum

unia

Słow

enia

Słow

acja

Finl

andi

a

Szw

ecja

Wie

lka

Bryt

ania

Gospodarstwa domowe Przemysł

Źródło: EUROSTAT

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 elektrycz-nej. Nie ma więc wystarczających przesłanek, aby zakła-dać istnienie trwałych różnic w cenie energii elektrycznej pomiędzy krajami, które ekonomicznie uzasadniałyby bu-dowę znaczącej liczby energetycznych połączeń między-narodowych. Polskie doświadczenia z budową połączeń transgranicznych zdają się również potwierdzać takie uza-sadnienie.

Z drugiej strony Komisja Europejska, której polityka nastawiona jest na stworzenie warunków do handlu ener-gią na wspólnym rynku europejskim, stawia sobie za cel rozwój połączeń transgranicznych w krajach Unii Euro-pejskiej. 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 zaplano-wany do uruchomienia na 2015 r. – ma pochłonąć około 600 mln EUR.


2.3.2 Dystrybucja i przesył w obrębie kraju

Połączenia transgraniczne to tylko jeden z obszarów w zakresie przesyłu i dystrybucji, które wymagają inwesty-cji. 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 PSEOperator.

Konieczność inwestycji w tym sektorze wynika przede wszystkim z tego, że obecne sieci dystrybucyjne i przesyło-we 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

rozwój sieci energetycznych, które poza tym, że są zdegra-dowane 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 inwe-stycje 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 istnieją-cych sieci dystrybucyjnych wysokiego, średniego i niskie-go napięcia (w tym m.in. do wymiany transformatorów o niskiej sprawności energetycznej, skracania bardzo długich ciągów liniowych, zmiany przekroju przewodów w celu dosto-sowania ich do obecnych temperatur sieci). Ponadto rozwój gospodarczy i zwiększająca się konkurencja rynkowa będą wymuszać inwestycje w nowe przyłącza.

Kolejnym czynnikiem generującym potrzebę inwestycji w sektorze jest projekt wdrożenia inteligentnych sieci ener-getycznych, 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 zapowie-dziami rządu ustawa o inteligentnych sieciach energetycz-nych ma wejść w życie jeszcze w 2011 r., a na programy pilotażowe ma być przeznaczone ok. 78 mld PLN.

Rysunek 11. Połączenia transgraniczne

400 kV750 kV

220 kV

220 kV

110 kV

220 kV450 kV

400 kV

400 kV

400 kV110 kV

110 kV110 kV

110 kV110 kV

Litwa

Rosja

Białoruś

Ukraina

SłowacjaCzechy

Niemcy

Źródło: Opracowanie własne na podstawie informacji PSEOperator SA

22Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce Date2011 22

3. Czynniki wpływające na pozyskiwanie finansowania


3.1 Czynniki sektorowe

Plany inwestycyjne przedsiębiorstw energetycznych w Polsce, w tym czterech największych grup energe-tycznych (PGE, Tauron, Enea i Energa), są rozbudowane i kosztowne, niejednokrotnie przewyższające wartość ryn-kową 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 upraw-nień do emisji CO2 oraz cen uprawnień do emisji CO2 w następnym okresie rozliczeniowym oraz później. W grudniu 2008 r. została wynegocjowana derogacja dla polskich przedsiębiorstw energetycznych, uprawniająca do przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji CO2 w okresie 20132020. Derogacja ta dotyczy istniejących instalacji jak również tych będących w budowie, których proces inwestycyjny fizycznie został rozpoczęty przed końcem 2008 r., i które zostaną włą-czone do systemu EUETS przed końcem czerwca 2011 r. Należy zaznaczyć, że nadal trwają rozmowy z Komisją Euro-pejską 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 elektroener-getycznym jest przesądzone. Wówczas benchmarki będą bazowały głównie na niskoemisyjnych elektrowniach zasila-nych 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 CO2 po cenie rynkowej wpływa na wzrost kosztów wytwarzania energii w oparciu o technologie cechujące się wysoką emisyjnością CO2. 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 całościo-wej liberalizacji w segmencie sprzedaży energii elektrycznej w kontekście spodziewanego wzrostu cen

energii elektrycznej w przyszłości do poziomu ekonomicz-nie uzasadnionego. Obecnie spółki obrotu wciąż mają obo-wiązek przedkładania taryf Prezesowi URE do zatwierdzenia w przypadku sprzedaży energii elektrycznej indywidualne-mu odbiorcy końcowemu (taryfa „G”). Wolne tempo przy-gotowywania regulacji w obszarze ochrony odbiorców wrażliwych, jak również polityczny wydźwięk ewentualnej decyzji o uwolnieniu cen energii elektrycznej dla odbior-ców taryfowanych w perspektywie zbliżających się wybo-rów 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 zatwier-dzenia będzie najprawdopodobniej zniesiony w perspekty-wie 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 zawar-ciu takich umów jest jednak brak określonej i wynegocjowanej formuły cenowej gazu w kontraktach na jego zakup po uwol-nieniu 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. Po-mimo 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 efektyw-ności ekonomicznej oraz oszacowanie korzyści finansowych z tego typu inwestycji. Specyficznym ryzykiem w tym ob-szarze 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


wsparcia wysokosprawnej kogeneracji, który na mocy obecnego rozporządzenia kończy się w 2012 r. Obecnie elek-trociepłownie wytwarzające energię elektryczną i ciepło w procesie wysokosprawnej kogeneracji korzystają z systemu wsparcia w postaci sprzedaży żółtych i czerwonych certyfi-katów, stanowiących dodatkowy przychód poza sprzedażą energii elektrycznej i ciepła. Brak kontynuacji systemów wsparcia rozwoju źródeł kogeneracyjnych wpłynie poten-cjalnie na ograniczenie inwestycji w tego typu technologie w przyszłości, w szczególności w jednostki zasilane pali-wem gazowym.

W branżach regulowanych, takich jak dystrybucja energii elektrycznej czy sprzedaż i dystrybucja ciepła, poziom ren-towności firm oraz ich zdolność do generowania środków na niezbędne inwestycje są ściśle uzależnione od obowią-zującej metodologii kalkulacji taryf. Zgodnie z ogólną zasadą wynikającą z ustawy – Prawo energetyczne taryfy przedsię-biorstw energetycznych powinny pokrywać ich uzasadnione koszty operacyjne, łącznie z amortyzacją, oraz uzasadniony zwrot z kapitału. Dlatego brak jednoznacznego podej-ścia 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 rzeczy-wistych kosztów operacyjnych przedsiębiorstw podlegających regulacji na niekorzyść tych firm. Takie postępowanie regu-latora ma na celu wymuszenie poprawy efektywności przedsię-biorstw. Prezes URE ma również duży wpływ na poziom amortyzacji uwzględniany w taryfie, gdyż uzgadnia z przed-siębiorstwami 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 (okre-ślone w październiku 2010 r.) są sformułowane w sposób bardzo ogólny i umożliwiają stosowanie różnorodnych inter-pretacji 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 elektro-energetycznym oraz na możliwość pozyskania finansowania projektów inwestycyjnych. Istotnym czynnikiem wpływają-cym 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 wyka-zywał 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 20062008 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.


Rysunek 12. Ceny sprzedaży energii elektrycznej przez przedsiębiorstwa wytwórcze oraz jednostkowe koszty paliw (PLN/MWh, wartości nominalne)

Cena energii elektrycznejJednostkowy koszt paliwa

0

50

100

150

200

250

I kw

. 200

6II

kw. 2

006

III k

w. 2

006

IV k

w. 2

006

I kw

. 200

7II

kw. 2

007

III k

w. 2

007

IV k

w. 2

007

I kw

. 200

8II

kw. 2

008

III k

w. 2

008

IV k

w. 2

008

I kw

. 200

9II

kw. 2

009

III k

w. 2

009

IV k

w. 2

009

I kw

. 201

0II

kw. 2

010

III k

w. 2

010

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 dostaw-cami 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.


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, prze-pływów 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 przy-padku prowadząc do jego upadłości. Z kolei im większy jest inwestor w stosunku do planowanego/realizowanego projek-tu, tym mniejsza jest skala ryzyka związana z tym projektem dla inwestora. Tym większe są również potencjalne korzyści

Rysunek 13. Kapitalizacja giełdowa wybranych polskich i zagranicznych firm energetycznych (mld EUR, stan na dzień 1 lutego 2011 r.)

0

10

20

30

40

50

60

70

GdF SuezEdFE.ONRWEPGETauronEnea

Źródło: Opracowanie własne na podstawie publicznie dostępnych danych z bazy Reuters

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 wyma-gać łączenia różnych źródeł finansowania zewnętrznego (zaciągnięcie kredytu, emisja akcji, emisja obligacji).

28Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce

3.3 Poziom i stabilność rentowności firm energetycznych

Kolejnym ważnym czynnikiem wpływającym na ocenę ryzyka związanego z daną firmą i projektem inwestycyj-nym, a tym samym na zdolność firmy do pozyskania finan-sowania, jest jej obecna i przewidywana rentowność. Z punktu widzenia dostawców kapitału dłużnego istotne są wskaźniki określające zdolność firm do obsługi zadłużenia. Do popularnych wskaźników stosowanych przez banki należy m.in. wskaźnik długu netto do EBITDA, który zwykle nie przekracza 3, a patrząc konserwatywnie, za bezpieczny poziom tego wskaźnika uznaje się wartość około 2,5.

Polskie grupy energetyczne planują znaczące nakłady inwestycyjne w ciągu następnych 10 lat. Łączne wydatki na inwestycje mogą sięgnąć 170 mld PLN (bez potencjalnej elektrowni jądrowej w PGE). Powstaje pytanie, czy największe grupy energetyczne w Polsce będą w stanie sfinansować powyższe wydatki, posiłkując się wyłącznie długiem (nie pozyskując dodatkowego kapitału własnego).

Zdecydowana większość planowanych inwestycji powinna być zrealizowana w ciągu najbliższych 6 lat (z uwagi na planowane wyłączenia bloków i wymogi środowiskowe). Uproszczone szacunki w oparciu o planowane wyniki finan-sowe i projekty inwestycyjne w PGE, Tauronie i Enei (brak dostępnych informacji na temat prognozowanych wyników finansowych Energi), wykonane przy założeniu, że w ciągu najbliższych 6 lat grupy energetyczne będą uzyskiwały sta-bilne wyniki EBITDA na realnym poziomie zbliżonym do prognoz na 2012 r. (łącznie ok. 13 mld PLN rocznie), wska-zują, że grupy te są w stanie wygenerować na inwestycje ok. 55 mld PLN do 2016 r. z istniejących instalacji (nie uwzględ-nia to jednak potencjalnych negatywnych skutków nowych regulacji dotyczących CO2). Z tego wynika, że ok. 115 mld PLN (ok. 2/3 wartości inwestycji) będą one musiały pozyskać ze źródeł zewnętrznych.

Zakładając model finansowania w formule „project finance” i przyjmując, że optymalna struktura finansowania projektów inwestycyjnych to 50% długu i 50% środków własnych pochodzących od sponsora projektu (struktura ta odpowiada docelowym założeniom URE w odniesieniu do spółek dys-trybucyjnych), można się spodziewać, że bezpośrednio na projekty inwestycyjne PGE, Tauron i Enea będą mogły pozyskać około 85 mld PLN długu. Brakującą kwotę finanso-wania – uzupełniającą środki własne – w wysokości około 30 mld PLN analizowane grupy energetyczne będą musiały pozyskać w formie długu na własnych bilansach lub z innych źródeł.

Biorąc pod uwagę obecny poziom skonsolidowanego długu netto PGE, Tauronu i Enei, prognozowany poziom EBITDA

tych grup na 2012 r. oraz akceptowalny przez instytucje finansowe wskaźnik długu netto do EBITDA (ok. 2,5), szacu-jemy, że analizowane trzy grupy mogą jeszcze pozyskać około 35 mld PLN długu na własnych bilansach, co umożliwia domknięcie finansowania wszystkich założonych inwestycji (bez elektrowni jądrowej).

Należy jednak podkreślić, że powyższe szacunki nie uwzględniają możliwego obniżenia EBITDA z istniejących instalacji wytwórczych w związku z koniecznością zakupu uprawnień do emisji CO2. Może się więc okazać, że dług niezbędny do sfinansowania założonych inwestycji będzie znacznie wyższy niż wskazane powyżej 115 mld PLN i że spółki nie będą w stanie zaciągnąć tak dużego długu, tylko opierając się na swoich bilansach.



4. Finansowanie inwestycji


4.1 Finansowanie zewnętrzne

Sektor paliwowoenergetyczny w Polsce, ze względu na swoją dynamikę i strategiczny charakter, należy obecnie do najchętniej finansowanych przez instytucje finansowe. Większość dużych spółek w sektorze pozyskuje finansowanie głównie na bilans spółki, z pełnym regresem do inwestora. Inwestycje w nowe moce wytwórcze oraz infrastrukturę przesyłową mogą być jednak finansowane na dwa sposoby: zarówno na bilansie spółek prowadzających inwestycje, jak i w formule „project finance”.

4.1.1 Finansowanie pozyskiwane na bilansie spółek

Finansowanie na bilansie spółek (finansowanie korporacyj-ne) jest praktykowane w przypadku, kiedy rozmiar inwesty-cji jest adekwatny do obecnej skali i działalności spółki. W takim przypadku wskaźnik zadłużenia netto/ EBITDA nie przekracza zwykle 3 przez cały okres finansowania. Finansowanie korporacyjne jest z reguły najkorzystniejszą opcją pozyskania finansowania pod kątem kosztowym. Daje także większą elastyczność w dostępności do środków z kredytu.

Kryzys na rynkach finansowych, który rozpoczął się pod koniec 2007 r. i uległ nasileniu w 2008 r., spowodował zwięk-szenie ostrożności banków komercyjnych w udzielaniu kre-dytów, w tym kredytów na finansowanie inwestycji. Większa ostrożność znalazła odzwierciedlenie w wyższych wyma-ganiach stawianych przedsiębiorstwom, wyższych marżach kredytowych oraz skróceniu okresu kredytowania. W 2010 r. sytuacja w dziedzinie kredytów inwestycyjnych uległa polepszeniu, co przełożyło się między innymi na wyraźny spadek marż. Finansowanie na bilansie jest zwykle udzielane na okres od 3 do 5 lat, sporadycznie zdarza się, że okres finansowania sięga 7 lat. W przypadkach kiedy okres finanso-wania przekracza 7 lat, w strukturę finansowania korporacyj-nego wplatane są pewne elementy finansowania projektowego lub też finansowanie jest całkowicie zaaranżowane w formule „project finance”.

Ryzyko instytucji finansujących związane z przygotowaniem modeli finansowych na potrzeby „project finance” (omówione w rozdziale 4.1.2) sprawia, że rośnie względna atrakcyjność finansowania w oparciu o bilans inwestora. Aktualnie na rynku

nie ma projektów, których finansowanie przekraczałoby możliwości inwestorów do zaciągnięcia długu (wspomniana wcześniej 3krotność EBITDA). Dlatego zarówno spółki ener-getyczne, jak i banki preferują model finansowania korpora-cyjnego – pozwalający uniknąć skomplikowanej procedury, właściwej dla finansowania „project finance”, i obniżający koszty.

Zdolność do zaciągania długu na bilansie związana jest w dużej mierze z wielkością spółki. Im większy jest majątek spółki, tym większa powinna być jej zdolność do generowania EBITDA. A to zwiększa zdolność do potencjalnego zaciągnię-cia długu. Duże grupy energetyczne mają więc w naturalny sposób większą możliwość pozyskania tego typu finanso-wania. Mogą tym samym, teoretycznie, finansować także te projekty, których opłacalność trudno byłoby dziś wykazać w oparciu o modele finansowe. Doświadczenie pokazuje, że dzisiaj w ten sposób można uzyskać nawet bardzo duże kwoty. Przykładem jest Polska Grupa Energetyczna, która ogłosiła w ubiegłym roku zamknięcie największego histo-rycznie programu emisji obligacji (10 mld zł), z gwarancją objęcia przez banki. Podobną drogę finansowania, z sukce-sem, wybrał także Tauron.

Finansowanie bilansowe jest dziś relatywnie tanie i stosunkowo łatwo dostępne. Świadczy o tym to, że obecne zainteresowanie banków finansowaniem sektora w oparciu o bilans spółek znacznie przekracza zgłaszane w zapytaniach ofertowych potrzeby. Należy jednak zauważyć, że banki z zasady stosują – w celu zabezpieczenia swoich interesów – wiele klauzul umownych, ograniczających do pewnego stopnia swobodę działalności dłużnika. Ograniczenia dotyczą zwykle udzielania pożyczek, gwarancji, ustanawiania zabezpieczeń na majątku, zmian w strukturze właścicielskiej itp. W przypadku modelu finansowania na bilansie takie ograniczenia dotyczą całej grupy. Inaczej jest w przypadku finansowania typu „project finance”. Choć struktura klauzul umownych jest dużo bar-dziej złożona, to ograniczenia w większości dotyczą spółki celowej (SPV) i mają mniejszy wpływ na swobodę działalności całej grupy.

Innym możliwym wariantem finansowania bilansowego jest potraktowanie go jako finansowania pomostowego na okres inwestycji, do momentu jej zamknięcia i odbioru technicz-nego. Docelowo oddana do użytku i pracująca już część przedsiębiorstwa może być wydzielona do spółki celowej (SPV) i refinansowana kredytem długoterminowym udzielo-nym bezpośrednio dla SPV. W takim przypadku z punktu widzenia instytucji finansujących wyeliminowane zostają ryzyka związane z procesem inwestycyjnym. W znaczącym stopniu poprawia to komfort wierzycieli, a inwestorom pozwala na oszczędność czasu i kosztów, jakie wiążą się


z nadzorem nad procesem inwestycyjnym ze strony banków i oceną ryzyka wykonawców. Ponadto dzięki temu, że kredyt refinansuje inwestycję gotową i pozbawioną ryzyk związa-nych z procesem inwestycyjnym, może być on udzielony na znacznie korzystniejszych niż standardowe warunkach. Jak już wspomniano wcześniej, zdolność do pozyskiwania finansowania w oparciu o bilans jest ograniczona wskaźni-kiem zadłużenia do EBITDA. W krótkiej i średniej perspek-tywie spółki energetyczne nie powinny mieć problemów z takim finansowaniem. Mając jednak na uwadze, że wiel-kość deklarowanych nakładów inwestycyjnych w sektorze ma znacznie przekroczyć 200 miliardów złotych w perspek-tywie do 2030 roku, wydaje się, że ten model finansowania może nie zapewnić tempa inwestowania w energetykę, które jest niezbędne do zachowania mocy wytwórczych oraz roz-budowy sieci przesyłowych i dystrybucyjnych na poziomie gwarantującym bezpieczeństwo energetyczne kraju. W efekcie nawet najmocniejsze podmioty będą musiały poszukiwać w dłuższym horyzoncie również innych form pozyskiwania kapitału, jeżeli ambitny plan inwestycji w energetyce ma być zrealizowany.

4.1.2 Finansowanie w formule „project finance”

Inwestycje wymagające wysokich nakładów w odniesieniu do istniejącej skali działalności wymagają finansowania projektowego. Taka formuła finansowania jest również wybie-rana, aby ograniczyć ryzyko ponoszone przez sponsora projektu lub w przypadku występowania większej liczby inwestorów. Finansowanie projektowe opiera się na założeniu, iż zostanie ono spłacone całkowicie ze środków wygenero-wanych przez projekt, bez regresu lub z ograniczonym regresem do inwestorów. Do tej pory na polskim rynku energetycznym formuła „project finance” najczęściej była stosowana przy finansowaniu farm wiatrowych.

Przygotowanie projektu pod finansowanie projektowe może trwać nawet kilka lat. Na ten proces składa się:

• opracowanie koncepcji projektu oraz, w przypadku większej liczby inwestorów, ustalenie zasad ich współ-pracy,

• przeprowadzenie studium wykonalności,

• pozyskanie odpowiednich koncesji i pozwoleń,

• analiza wpływu na środowisko i pozyskanie zgód środo-wiskowych,

• wypracowanie i wynegocjowanie struktury kontraktów,

• przygotowanie przetargu i wybór generalnego wykonawcy,

• pozyskanie finansowania dla projektu.

W przypadku dużych projektów, które wymagają pozyskania środków od kilku lub nawet kilkunastu instytucji finansowych, inwestor współpracuje zwykle ze swoim doradcą finansowym. Ten wspiera go w negocjacjach kontraktów i przygotowaniu projektu w taki sposób, aby mógł on być później sfinanso-wany przez banki. Doradca przedstawia inwestorowi różne warianty sfinansowania inwestycji oraz pomaga w organizacji i koordynowaniu finansowania. Ponadto w przypadku finanso-wania projektowego zarówno inwestor, jak i banki współpracują ze specjalistycznymi firmami, które przeprowadzają analizę due dilligence projektu. Gdy projekty dotyczą sektora ener-getycznego, instytucje finansujące muszą dodatkowo wyko-nać analizę due dilligence typu technicznego. W przypadku farm wiatrowych taka analiza obejmuje m.in. audyt wietrz-ności, środowiskowy i rynkowy (w przypadku obciążenia projektu ryzykiem rynkowym), jak również audyt modelu finansowego, ubezpieczenia oraz audyt prawny.

Przy strukturyzowaniu transakcji organizowanych w formule „project finance” następuje podział ryzyk występujących na etapie budowy i w fazie operacyjnej projektu pomiędzy inwestora, generalnego wykonawcę i instytucje finansujące. Przy analizie projektu w zakresie wytwarzania energii elek-trycznej banki oceniają jego ryzyko, biorąc pod uwagę wiele czynników, w tym:

• strukturę kontraktów na odbiór energii, adekwatność okresu, na jaki są zawierane w stosunku do okresu finan-sowania, standing odbiorcy energii oraz wielkość ryzyka rynkowego (merchant risk), które obciąża projekt,

• warunki umów na dostawę paliwa,

• główne zapisy kontraktu EPC, w tym poziom oferowa-nych gwarancji wykonawczych i kar umownych oraz standing głównego wykonawcy, jego zdolność finansową oraz doświadczenie w realizacji podobnych jednostek,

• technologię jednostki wytwarzania energii oraz doświadcze-nie w jej zastosowaniu w podobnych projektach na świecie,


• aspekty środowiskowe związane z przeprowadzeniem inwestycji, jej wpływ na środowisko i lokalną społecz-ność, w tym zgodność projektu z zasadami równika (equator principles),

• aspekty regulacyjne.

Finansowanie w formule „project finance” można pozyskać bez regresu lub z ograniczonym regresem do inwestora, w tym w postaci zobowiązania do pokrycia nieplanowanych kosztów budowy, umowy na dostawę paliwa i/lub odbiór energii lub w postaci innego rodzaju wsparcia na okres budowy. W zależności od przeprowadzonych analiz wrażli-wości oraz stopnia, w jakim projekt sprzedaje energię na zasadach rynkowych, ustala się poziom wymaganego kapi-tału własnego, który waha się zwykle w przedziale między 20% a 40% całkowitych kosztów inwestycji.

Zabezpieczeniem dla transakcji „project finance” jest mają-tek spółki celowej realizującej inwestycję, zastawy na jej ak-cjach lub udziałach oraz umowy cesji najważniejszych kon-

traktów. Instytucje finansowe zawierają również umowy bezpośrednie z najważniejszymi stronami projektu, umożli-wiające wstąpienie w prawa spółki celowej i kontynuację projektu w przypadku ich naruszenia.

Dokumentacja finansowa w przypadku projektów „project finance” jest bardziej restrykcyjna i obszerniejsza niż w przy-padku finansowania korporacyjnego. Ponadto w przeciwień-stwie do kredytów korporacyjnych, gdzie wskaźniki finansowe oparte są na bilansie i rachunku wyników spółki, przy finan-sowaniu projektowym stosuje się wskaźniki odnoszące się do przepływów pieniężnych wygenerowanych przez projekt, takie jak projektowane i historyczne, minimalne i średnie wskaźniki pokrycia długu. Kluczowym elementem finanso-wania „project finance” jest zatem przygotowanie modelu finansowego planowanej inwestycji. Trudności związane z budowaniem takich modeli na potrzeby branży energe-tycznej wynikają dzisiaj między innymi z:

• niepewności co do rozdziału darmowych uprawnień do emisji CO2,

Rysunek 14. Przykładowa struktura projektu realizowanego w formule „project finance” w sektorze wytwarzania energii elektrycznej

Inwestor

Odbiorca energii

Dostawca paliwa

Operator sieci

Operator

Instytucje multilateralneBanki komercyjne ECA

Instytucje finansujące

Generalny wykonawca

Umowa bezpośrednia

Umowa bezpośrednia

Umowa bezpośrednia

Umowa EPC

Umowa O&M

Umowykredytowe

Umowa między wierzycielami, Umowa o podziale zabezpieczenia

Umowaprzyłączeniowa

Umowana dostawę paliwa

Umowana odbiór energii

Kapitał własny, pożyczkapodporządkowana

SPV


4.1.3 Rynek regulowany

Emisja dłużnych papierów wartościowych jest sposobem finansowania podmiotów z sektora energetycznego, kom-plementarnym do kredytu bankowego. Jest to również efek-tywna, elastyczna, prosta i bezpieczna droga pozyskiwania środków pieniężnych z rynku kapitałowego.

Najczęściej wykorzystywanymi przez polskie przedsiębior-stwa instrumentami dłużnymi są obligacje zwykłe emitowane w oparciu o ustawę o obligacjach z dnia 29 czerwca 1995 r. O wy borze tego instrumentu przez podmioty korporacyjne decyduje jego silne umocowanie w regulacjach prawnych. Emitent obligacji stwierdza, że jest dłużnikiem obligatariusza, i zobowiązuje się wobec niego do spełnienia określonego świadczenia pieniężnego lub niepieniężnego. Zasady emisji, zbywania, nabywania i realizacji świadczeń, regulujące obo-wiązki emitenta oraz prawa inwestorów są określone w warunkach emisji.

W zależności od potrzeb emisja może być przeprowadzona jednorazowo lub wielokrotnie w ramach tzw. programu. Program określa ramowe zasady przeprowadzania emisji papierów dłużnych o łącznej wartości nominalnej nieprzekraczającej kwoty uzgodnionej pomiędzy emitentem i organizatorem programu. Program emisji instrumentów dłużnych może być zorganizowany dla jednego lub kilku emitentów z danej grupy kapitałowej.

Instrumenty dłużne mogą służyć do finansowania zarówno wydatków bieżących, jak i wydatków inwestycyjnych emi-tenta. Terminy zapadalności obligacji są dostosowywane do bieżących potrzeb emitenta, przy czym najkrótsze wynoszą 14 dni, a najdłuższe (spośród aktualnie obowiązujących w obrocie) – ponad 10 lat. Decyzje odnośnie do częstotliwości przeprowadzania, kwot oraz zapadalności emisji są podej-mowane na bieżąco przez emitenta w uzgodnieniu z oferu-jącym.

Obligacje korporacyjne emitowane na polskim rynku są w przeważającej części niezabezpieczone. W przeciwieństwie do finansowania bankowego katalog klauzul o charakterze kre-dytowym jest tu również zwykle bardzo ograniczony. Daje to emitentowi większą elastyczność w prowadzeniu działalności bieżącej i inwestycyjnej.

W przypadku emisji oferowanych inwestorom rynkowym sprzedaż instrumentów dłużnych prowadzona jest na zasa-dzie dołożenia należytej staranności przez oferującego (best effort). W związku z powyższym powodzenie emisji zależy bezpośrednio od popytu, który z kolei uzależniony jest od reputacji emitenta i oferowanej rentowności papieru. Wśród czynników, które mają wpływ na koszt pozyskania środków na rynku kapitałowym, należy więc wymienić ocenę ryzyka kredytowego emitenta, termin zapadalności oraz bieżącą sytuację rynkową (w tym podaż oraz rentow-ność papierów Skarbu Państwa oraz innych papierów korporacyjnych).

Emisja obligacji stanowi atrakcyjne źródło pozyskania kapitału przede wszystkim dla podmiotów mających silną i stabilną pozycję rynkową, wysoką wiarygodność kredyto-wą oraz dobre perspektywy rozwoju. Pełnia korzyści z tego sposobu finansowania osiągana jest przy odpowiedniej ska-li emisji. W celu zagwarantowania sukcesu emisji bank może zobowiązać się do objęcia części lub całości emisji po z góry ustalonej cenie. W Polsce gwarantowane obligacje stanowią bardzo dużą część emitowanych obligacji korpo-racyjnych i praktycznie mają charakter kredytu, z tym że łatwiejszego do pozyskania dla spółek Skarbu Państwa ze względów proceduralnych.

• nieprzewidywalności cen uprawnień do emisji CO2 w obrocie na rynku,

• spodziewanego wprowadzenia obowiązku stosowania we wszystkich instalacjach węglowych bardzo dziś kosz-townej technologii CCS (wychwytywania i składowania CO2), co oznacza wzrost kosztu samej inwestycji oraz – dodatkowo – obniżenie efektywności energetycznej no-wych bloków do poziomu instalacji poprzedniej generacji,

• niestabilnych regulacji prawnych w obszarze energetyki,

• niepewności co do działań regulatora (URE), zwiększają-cej w efekcie nieprzewidywalność cen.

Okresy finansowania transzy banków komercyjnych przy finansowaniu projektowym wynoszą przeważnie od 8 do 15 lat, przy czym spłata finansowania jest w większości dopasowy-wana do przepływów generowanych przez projekt.

Banki są przygotowane do finansowania projektów w struk-turze „project finance”. Nie brakuje też na rynku kompe-tentnych firm doradczych. Należy mieć tylko nadzieję, że w perspektywie najbliższych lat nastąpią takie zmiany w regulacjach, które sprawią, że inwestorzy nie będą mieli problemu z przekonaniem banków do finansowania nowych projektów wspartych wiarygodnymi modelami finansowymi.


Z analizy powyższych czynników wynika jednoznacznie, że spółki z sektora energetycznego mają wszelkie podstawy do tego, by pozyskiwać finansowanie z emisji instrumentów dłużnych. Tym bardziej że mogą dzięki temu skorzystać z wyjątkowych zalet takiego finansowania działalności.

Należą do nich:

• dywersyfikacja źródeł finansowania (w tym m.in. możliwość pozyskania finansowania spoza sektora bankowego),

• możliwość uwolnienia części posiadanych limitów ban-kowych oraz zabezpieczeń wymaganych przez banki,

• możliwość finansowania na dłuższe okresy bez zabezpie-czeń oraz w bardziej elastycznej strukturze w zakresie klauzul o charakterze kredytowym,

• możliwość wyboru sposobu spłaty kapitału (jednorazowo w dacie wykupu dłużnych papierów wartościowych lub spłata amortyzowana w okresie do wykupu papierów dłużnych),

• kształtowanie profilu zadłużenia finansowego w bilansie spółki,

• ograniczone wymogi informacyjne w przypadku emisji niepublicznych,

• prestiż dla emitenta wynikający z obecności na rynku kapitałowym,

• zwolnienie usług w zakresie emisji obligacji z rygorów ustawy – Prawo zamówień publicznych.

Struktura zadłużenia przedsiębiorstw wskazuje, że w dro-dze emisji papierów dłużnych przedsiębiorstwa pozyskują obecnie jedynie 10% swego zadłużenia. Głównym źródłem finansowania podmiotów gospodarczych są kredyty banko-we. Według stanu na 31 grudnia 2010 roku łączna wartość polskiego rynku nieskarbowych instrumentów dłużnych wynosiła 54 mld PLN2, z czego 32,6% (tj. 17,6 mld PLN) przypadało na średnio i długo terminowe obligacje przed-siębiorstw.

Polskie spółkiemitenci finansują się głównie poprzez emisję obligacji na rynku lokalnym. Obecnie jedynie nieliczne podmioty decydują się na przeprowadzanie emisji na euro-

rynku, głównie ze względu na oczekiwaną skalę. W celu osią-gnięcia pozytywnego efektu ekonomicznego oczekiwana minimalna wartość emisji na eurorynku powinna bowiem wynosić 200 mln EUR (optymalnie 500 mln EUR), a emisja po-winna mieć rating nadany przez jedną z trzech wiodących agencji (tj. Moody’s, S&P lub Fitch). Na korzyść euroobligacji przemawiają natomiast dłuższe terminy zapadalności możliwe do uzyskania na eurorynku, w przypadku emi tentów z sektora energetycznego wynoszące zwykle 510 lat.

Reasumując, dłużne papiery wartościowe mogą być z powo-dzeniem wykorzystywane do finansowania podmiotów z sek-tora energetycznego (zarówno poprzez emisję obligacji na rynku lokalnym, jak i na eurorynku), gdyż:

• sektor energetyczny jest stabilny i kluczowy dla funkcjo-nowania gospodarki;

• podmioty z sektora energetycznego odznaczają się wysoką wiarygodnością kredytową;

• skala finansowania oraz okres finansowania są adekwatne do oczekiwań inwestorów,

• upublicznienie głównych krajowych spółek energetycz-nych daje nabywcy papierów dłużnych równorzędny z akcjonariuszami dostęp do raportów bieżących i okre-sowych emitenta

• inwestorzy instytucjonalni będący akcjonariuszami emi-tentaspółki publicznej są często zainteresowani inwesty-cją również w papiery dłużne tego podmiotu.

Spółki z polskiego sektora energetycznego od kilku lat wykorzystują emisje obligacji w celu finansowania swoich potrzeb. Aktualnie w gronie emitentów obligacji są m.in. podmioty z Grupy PGE, Grupy Tauron oraz Grupy Energa.

2 Z wyłączeniem emisji obligacji infrastrukturalnych BGK (obligacje Krajowego Funduszu Dro-gowego).

4.1.4 Inne zewnętrzne źródła finansowania

Banki komercyjne mogą być źródłem finansowania bardzo dużych projektów infrastrukturalnych, ale tylko do pewnego stopnia. Są bowiem ograniczone zarówno prawnie, jak i wewnętrznie co do ryzyka jednego projektu. W takim przypadku przedsiębiorstwa pozyskują więc finansowanie od 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. Udział tych instytucji w finanso-waniu wydłuża więc średni okres finansowania inwestycji, nie podnosząc znacząco kosztów związanych z takim wy-dłużeniem.

• EBI prowadzi działalność głównie w Unii Europejskiej. Poza tym w ograniczonym stopniu angażuje się w projekty zlokalizowane w innych regionach świata. Zgodnie z do-stępnymi informacjami w 2010 r. EBI podpisał kontrakty na finansowanie o wartości 71,6 mld EUR, w tym 14,6 mld EUR w branży energetycznej. EBI posiada obecnie 265 zaaprobowanych projektów (w tym 47 w branży energe-tycznej), których finansowanie przewidziane jest w naj-bliższych latach. Kolejne 231 projektów (w tym 47 ener-getycznych) podlega aktualnie ocenie, w tym: budowa nowego kotła biomasowego przez Południowy Koncern Energetyczny SA (wartość projektu 108 mln EUR, przewi-dywane zaangażowanie EBI 53 mln EUR), budowa elektro-ciepłowni na południu Polski (wartość projektu 143 mln EUR, przewidywany kredyt EBI 72,3 mln EUR) oraz budowa bloku gazowoparowego w Elektrowni Stalowa Wola (wartość projektu 400 mln EUR, przewidywane zaangażowanie EBI 140 mln EUR).

• EBOiR prowadzi działalność w 29 krajach Europy Środkowej i Wschodniej oraz Azji. W 2009 r. instytucja ta zainwestowała w różnorodne projekty 7,9 mld EUR. Według stanu na maj 2010 r. zaangażowanie EBOiR w Polsce wynosiło 1,6 mld EUR. W 2010 r. EBOiR zgodził się udzielić kredytu spółce Energa SA w wysokości 800 mln PLN (w tym 400 mln PLN z własnych środków EBOiR) na sfinansowanie rozwoju sieci dystrybucyjnej. W tym samym roku EBOiR nabył również 25% udziałów w spółce Iberdrola Renewables Polska Sp. z o.o., zajmującej się energetyką wiatrową, za kwotę 75 mln EUR. Aktualnie EBOiR analizuje możli-wość udzielenia kredytu refinansującego dla Elektrowni Pątnów II w wysokości 80 mln EUR.

• NIB inwestuje w krajach Unii Europejskiej, a także na ryn-kach wschodzących. Na koniec 2009 r. instytucja ta po-siadała 13,8 mld EUR udzielonych kredytów, głównie na projekty w dziedzinie ochrony środowiska. W 2010 r. NIB udzielił spółce Energa SA kredytu na kwotę 200 mln PLN (50 mln EUR) na finansowanie modernizacji i rozbudowy sieci dystrybucyjnej na okres 12 lat.

Innym źródłem finansowania są agencje kredytów ekspor-towych, które wspierają eksport własnych krajów poprzez udzielanie kredytów podmiotom zagranicznym nabywają-cym produkty wytworzone w tych krajach. Polskie przedsię-biorstwo energetyczne może zdobyć kredyt od tego typu agencji, jeżeli sprowadza urządzenia z kraju nienależącego do Unii Europejskiej (istnienie wspólnego rynku UE eliminuje kwestię eksportu pomiędzy jej krajami członkowskimi), w którym działa agencja kredytów eksportowych (np. z Korei Południowej, w której funkcjonuje Korea Eximbank). Agencje kredytów eksportowych są zwykle w stanie zaakceptować wyższe ryzyko niż banki komercyjne, zwiększając tym samym ogólny wolumen dostępnego dla przedsiębiorstw finanso-wania dłużnego.

Za najkorzystniejsze źródło finansowania (pod względem kosztowym) uznaje się środki pomocowe z funduszy unij-nych. Środki takie mogą być przeznaczone na inwestycje w źródła odnawialne, jak również na inwestycje poprawiające efektywność wytwarzania oraz efektywność przesyłu i dystry-bucji energii. Należy jednak zaznaczyć, że pula środków unijnych dostępnych dla przedsiębiorstw energetycznych przewidziana na lata 20072013 jest już prawie wyczerpana. Ponadto środki pomocowe z reguły nie pokrywają 100% kosztów inwestycji. Beneficjenci muszą pokryć część kosz-tów z innych źródeł, w tym z kredytów. Środki z funduszy unijnych nie pozwalają też na finansowanie większości inwestycji w obszarze jednostek wytwórczych na paliwo konwencjonalne, pracujących w podstawie obciążenia.

Przedsiębiorstwa energetyczne należące do większych grup, zwłaszcza do dużych międzynarodowych koncernów energetycznych (np. RWE, E.ON, Vattenfall), mogą liczyć na wsparcie ze strony swoich inwestorów w pozyskaniu ze-wnętrznego kapitału dłużnego. Wsparcie to może przybrać np. formę poręczenia spłaty kredytu lub pozyskania kredytu bezpośrednio przez spółkę matkę, a następnie udzielenia pożyczki spółce córce. Warto zaznaczyć, że już sama przy-należność do dużej, stabilnej i nadmiernie niezadłużonej grupy energetycznej jest pozytywnie postrzegana przez instytucje finansowe i może mieć wpływ na ocenę ryzyka inwestycji.


4.2 Finansowanie kapitałem własnym

Decydując o strukturze kapitału, w tym o wielkości zaanga-żowanego kapitału własnego, przedsiębiorstwa energetyczne powinny rozważyć przede wszystkim koszt poszczególnych źródeł finansowania. Koszt kapitału, czyli stopa zwrotu ocze-kiwana przez właściciela, jest w znacznym stopniu uzależ-niona od ponoszonego ryzyka. W zasadzie można wyróżnić dwa składniki kosztu kapitału – stopa wolna od ryzyka (z reguły określana na poziomie oprocentowania długoter-minowych obligacji skarbowych) oraz premia za ryzyko związane z zaangażowaniem środków w daną inwestycję. Stopa wolna od ryzyka w praktyce wyznacza minimum, poniżej którego nie jest możliwe pozyskanie kapitału (z po-minięciem pozyskania środków grantowych i specyficznych gwarancji podwyższających rating). Im wyższe ryzyko inwestycji, tym ten minimalny koszt kapitału rośnie, gdyż w akceptowalnym przedziale ryzyka tylko dostatecznie wysoka premia za ryzyko może zachęcić inwestora do zaangażowania się w dany projekt.

Ryzyko związane z kapitałem własnym jest znacznie wyższe niż w przypadku długu, chociażby dlatego, że kredytodawca już w umowie ma zagwarantowany określony zysk (w postaci odsetek od kredytu) oraz zwrot całego kapitału w określo-nym terminie, a w razie upadłości jego żądania są zaspokajane w pierwszej kolejności (przed właścicielami). Stąd koszt kapitału własnego (equity) jest wyższy niż długu, ale również kapitał własny może finansować znacznie bardziej ryzykow-ne projekty. Koszt kapitału i ryzyko projektu są bez wątpienia kluczowymi elementami wpływającymi na wybór źródła finansowania. Nie należy jednak zapominać też o takich kwestiach jak: maksymalizacja rentowności kapitału własnego, a tym samym rynkowej wartości przedsiębiorstwa; zabezpieczenie płyn-ności finansowej, jak również zabezpieczenie wiarygodności finansowej i bezpieczeństwa dla dostawców kapitału (wła-ścicieli i kredytodawców). Ważny jest także wpływ struktury kapitału na stosunki właścicielskie, w tym zagrożenia dla aktualnych właścicieli, swoboda i zakres podejmowanych decyzji czy też ryzyko powstania konfliktu interesów po-między właścicielami a wierzycielami.

Dodatkowy kapitał własny można pozyskać od istniejących akcjonariuszy lub od nowych inwestorów, w tym za pośred-nictwem giełdy (poprzez emisję nowych akcji). Dostępność środków finansowych u istniejących akcjonariuszy jest ściśle uzależniona od ich możliwości finansowych i priorytetów inwestycyjnych. Pozyskanie kapitału z giełdy jest łatwiejsze i tańsze, gdy akcje danego przedsiębiorstwa są już notowane na giełdzie, niż w przypadku przedsiębiorstwa, które nie funkcjonuje jeszcze w obrocie publicznym.

Na polskim rynku giełdowym notowane są już akcje trzech dużych polskich grup energetycznych (PGE, Tauron, Enea), jednej znaczącej firmy zagranicznej (CEZ) oraz kilku mniej-szych przedsiębiorstw z branży energetycznej. Z tego względu zainteresowanie inwestorów ofertami firm energetycznych może być w przyszłości mniejsze, niż to miało miejsce w latach 20082010, kiedy debiutowały Enea, PGE i Tauron.

Rozważając wprowadzenie spółki na giełdę, przedsiębiorstwa energetyczne powinny również uwzględnić wpływ tej ope-racji na obecnych akcjonariuszy. Chęć zachowania kontroli nad spółką przez istniejących właścicieli może być czynni-kiem ograniczającym poziom kapitału możliwego do pozy-skania z giełdy.

Na poziomie właścicielskim energetyka w Europie zdomi-nowana jest przez inwestorów strategicznych. Stąd też rynki akcji są najczęściej wykorzystywane raczej pod kątem zmian właścicielskich aniżeli aktywnego pozyskiwania finansowania. Widać to szczególnie mocno w Polsce. Nie wyklucza to oczywiście wykorzystania ich do finansowania, ale zmusza do wzięcia pod uwagę stanowiska głównych akcjonariuszy.




5. Podsumowanie

Zaprezentowane w raporcie informacje pokazują, że w Polsce istnieje relatywnie duży rynek energii z wyraź-nym potencjałem wzrostu. Działające na tym rynku podmioty mają duże możliwości zaciągania długu w bankach, opierając się na własnych bilansach. Instytucje finansowe przychyl-nie patrzą na energetykę i oferują różnorodne możliwości finansowania inwestycji. Potrzeba budowania nowych mocy wytwórczych logicznie wynika z cyklu życia technolo-gicznego eksploatowanych obecnie bloków energetycz-nych oraz rosnącego zapotrzebowania na energię. Mamy więc chłonny rynek, racjonalną potrzebę inwestycji, w spółkach drzemie ogromny potencjał inwestycyjny, widać dostępność środków finansowych i... brakuje inwestycji. Dlaczego?

Sektor energetyczny w Polsce, widziany oczami obser-watora z zewnątrz, to dwa pozornie sprzeczne obrazy. Z jednej strony „kino akcji”: wciąż nowe regulacje unijne generują szybkie zmiany w otoczeniu prawnym i kreują nowe bodźce, mające z założenia stymulować zachowania inwestycyjne w sektorze. Z drugiej strony „stopklatka”: ogrom wciąż niezaspokojonych potrzeb inwestycyjnych. Te dwa obrazy widziane razem składają się jednak w spójną wizję sektora, w którym marazm inwestycyjny jest w dużej mierze efektem dynamicznych zmian w obszarze regulacji.

Wspomniane tempo zmian w bardzo krótkim – jak dla energe-tyki – czasie to prawdziwa rewolucja. Dość wspomnieć najważ-niejsze wydarzenia zmieniające oblicze sektora w ostatnich latach: konsolidacja, postęp prywatyzacji, zmiany w regulacjach praw-nych, likwidacja KDT, wejście w życie TPA, rozdział przesyłu, dystrybucji i obrotu oraz wytwarzania, deklaracje w sprawie wzrostu udziału OZE w źródłach generacji, sformalizowana konieczność ograniczenia emisji CO2, presja na wdrażanie technologii CCS czy ustawowe wymuszenie obrotu energią poprzez TGE. W raporcie nie dajemy odpowiedzi na pytania o słuszność kierunków zmian i nie podważamy ich zasadności. Dostrzegamy jednak, że w sektorze, w którym horyzont inwestycyjny mierzy się dekadami, potrzebna jest gwaran-cja stabilności regulacji prawnych; że systemy wsparcia, pre-ferencji i restrykcji powinny być przejrzyste i długofalowe. Wydaje się, że spełnienie tych postulatów wystarczy, aby inwestorzy mogli właściwie oszacować racjonalność ekono-miczną projektów w obszarze energetyki. A to główny waru-nek, aby w sektorze ruszyły dawno oczekiwane inwestycje.

Wydaje się, że zanim to nastąpi, na duże inwestycje może-my liczyć przede wszystkim w firmach, w których kontrolę zachował Skarb Państwa. Jest to właściciel, który podejmuje decyzje inwestycyjne nie tylko przez pryzmat stopy zwrotu z kapitału, ale z natury rzeczy zobowiązany jest również do kierowania się interesem całego kraju.


Piotr ŁubaPartner, Dział Doradztwa BiznesowegoPwCTel.: +48 22 523 4662email: [email protected]

Piotr Zdrojewski Dyrektor, Dział Doradztwa BiznesowegoPwCTel.: +48 22 746 7015email: [email protected]

Zofia JaskułaMenedżer, Dział Doradztwa BiznesowegoPwCTel.: +48 22 523 4240email: [email protected]

Kazimierz RajczykDyrektor Zarządzający SektoremEnergetycznymING Bank ŚląskiTel.: +48 22 820 4229email: [email protected]

Joanna ErdmanDyrektor BankuING Bank ŚląskiTel.: +48 22 820 4232email: [email protected]

Paweł SerockiDyrektor DepartamentuKlientów StrategicznychING Bank ŚląskiTel.: +48 22 820 4514email: [email protected]

Niniejsza publikacja została przygotowana przez firmy PwC Polska Sp. z o.o. z siedzibą przy al. Armii Ludowej 14 w Warszawie oraz ING Bank Śląski S.A. z siedzibą przy ul. Sokolskiej 34 w Katowicach utworzony na podstawie rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 11 kwietnia 1988 roku w sprawie utworzenia Banku Śląskiego w Katowicach (Dz.U. z 1998 r. nr 21, poz. 141).PwC Polska Sp. z o.o. oraz ING Bank Śląski S.A. dołożyły należytej staranności w celu zapewnienia, że zawarte informacje nie były błędne lub nieprawdziwe w dniu ich publikacji, jednak PwC Polska Sp. z o.o. oraz ING Bank Śląski S.A. i ich pracownicy nie ponoszą odpowiedzialności za ich prawdziwość i kompletność, jak również za wszelkie szkody powstałe w wyniku wykorzystania niniejszej publikacji lub zawartych w niej informacji.Niniejsza publikacja została przygotowana wyłącznie w celach informacyjnych i nie stanowi rekomendacji inwestycyjnej ani oferty dotyczącej zakupu bądź sprzedaży jakiegokolwiek instrumentu finansowego w rozumieniu odpowiednich przepisów kodeksu cywilnego, ustawy z dnia 29 lipca 2005 roku o ofercie publicznej i warunkach wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego systemu obrotu oraz o spół-kach publicznych (Dz.U. z 2005 r. nr 184, poz. 1539) lub ustawy z dnia 29 lipca 2005 roku o obrocie instrumentami finansowymi (Dz.U. z 2005 r. nr 183, poz. 1538).ING Bank Śląski S.A. i PwC Polska Sp. z o.o. w szczególności poprzez informacje zawarte w niniejszej publikacji nie świadczą doradztwa w związku z jakimikolwiek transakcjami zawieranymi przez odbiorcę raportu ani nie udzielają jakichkolwiek porad inwestycyjnych lub rekomendacji, co do zawarcia takich transakcji. Odbiorca raportu, zawierając jakąkolwiek transakcję, działa na własny rachunek oraz na własne ryzyko, podejmując niezależne autonomiczne decyzje dotyczące zawierania transakcji oraz dotyczące tego, czy dana transakcja jest dla odbiorcy raportu odpowiednia lub właściwa, w oparciu o własny osąd lub na podstawie niezależnej profesjonalnej porady.

Kontakt


Documents

Finansowanie inwestycji energetycznych w Polsce