Spis treści
Od ponad 20 lat obserwuję ewolucję finansowania energetyki, a dziś — pracując w funduszu private equity — widzę, że największą barierą dla prawdziwie wolnorynkowej transformacji nie jest już technologia. Jest nią mentalność finansistów.
15 lat na huśtawce
Pamiętają Państwo system zielonych certyfikatów, wprowadzony w Polsce 20 lat temu? To była pierwsza, choć niestabilna, próba. Inwestorzy musieli mierzyć się z wahaniami ceny prądu i zmiennością cen samego certyfikatu. To był okres podwyższonego ryzyka i ograniczonych możliwości finansowania dłużnego.
Wszyscy mierzyliśmy się z trudami wynikającymi z chorób wieku dziecięcego tego uruchomionego 1 października 2005 roku systemu wsparcia. Farma wiatrowa produkowała prąd, ale nikt za niego nie płacił, bo nie wiedział, czy ma do zielonych certyfikatów doliczyć podatek VAT.
W grudniu 2005 r. pojawiła się interpretacja Ministerstwa Finansów. Wtedy wprowadziliśmy pierwsze kontrakty długoterminowe na sprzedaż prądu i zielonych certyfikatów (PPA). W pewnym sensie były one wzorowane na KDT-ach znanych z lat 90., które służyły do pierwszej transformacji źródeł prądu w Polsce.
20 lat temu blokadą był VAT. Dziś blokadą jest DSCR i kredytowalność. Narzędzie się zmieniło, mechanizm pozostał ten sam — niepewność regulacyjna zamrożona w modelu kredytowym.
Wersje były różne: jedne zabezpieczały tylko cenę prądu, inne cenę prądu i zielonych certyfikatów łącznie, a jeszcze inne tylko cenę certyfikatów. Ponieważ były to umowy bilateralne, warunki i okresy tych umów różniły się między sobą. Trwało to do czasu, aż nie wytworzyła się znacząca różnica (ok. 50%) między ceną gwarantowaną w PPA a rynkową ceną prądu i zielonych certyfikatów.
Stało się to impulsem do zrywania zawartych w pierwszym okresie kontraktów, a wynikłe z tego tytułu spory sądowe trwają do dziś. W latach 2021–2023 większość spółek obrotu zapewne chętnie reaktywowałaby te kontrakty, aby kupić prąd znacznie taniej niż w ówczesnej cenie rynkowej, po czym znowu szukałaby okazji do ich zerwania.
Historia ta ma wymowę praktyczną: bilateralne kontrakty bez odpowiedniej architektury ryzyka kończą się w sądzie. Dlatego projekt dzisiejszego systemu gwarancji PPA ma znaczenie nie mniejsze niż sam fakt jego istnienia.
Kolejny przełom w finansowaniu OZE nastąpił wraz z systemem aukcyjnym (CfD), wprowadzonym po 2015 roku. Dla banków była to perfekcyjna struktura – dzięki cenie gwarantowanej zapewniała stabilny przychód na 15 lat, a inwestycję dodatkowo uwiarygadniała rządowa spółka.
Model ten był idealnym uzupełnieniem dla bankowego finansowania projektowego (Project Financing), zapewniając niskie ryzyko i minimalizując konieczność zabezpieczania się przed zagrożeniem ze strony ceny rynkowej. To miało rozkręcić rynek OZE i zadziałało. Od tego czasu powstało wiele farm fotowoltaicznych.
Paradoks OZE: tanie, ale wymagające gwarancji
Ale oto stajemy w obliczu paradoksu — energia ze słońca i wiatru jest już dziś tańsza od energii konwencjonalnej. Zgodnie z pierwotnym celem UE, wsparcie miało zostać wygaszone po osiągnięciu konkurencyjności rynkowej (tzw. grid parity). Mimo tego, system aukcyjny – czyli de facto 15-letni PPA podpisany z rządem – pozostaje dominującą formą finansowania dużych inwestycji.
Dlaczego? Ponieważ banki, przyzwyczajone do komfortu gwarancji, wciąż oczekują długoterminowej umowy PPA na poziomie 10–15 lat, aby udzielić kredytu w wysokości typowej dla projektów (70–80% kwoty inwestycji). To wymóg, który:
• eliminuje MŚP i małych odbiorców, którzy nie chcą lub nie mogą podejmować zobowiązań na tak długi okres;
• hamuje wolny rynek, ponieważ wymusza utrzymanie sztucznej struktury ryzyka.
Ale oto zbliża się 2027 rok, a wraz z nim zakończenie okresu wsparcia OZE, albo przynajmniej obecnej jego fazy. Komisja Europejska (KE) ponownie szuka rozwiązania umożliwiającego odejście od wspierania tych OZE, które tego nie potrzebują. W prace zaangażowano zielony bank UE (EBI).
Najsilniej badanym kierunkiem jest obecnie gwarantowanie kontraktów PPA. Pytanie tylko, kto miałby je gwarantować? Odpowiedź brzmi: wyspecjalizowana instytucja państwowa albo bank, czyli w polskich warunkach chociażby KUKE czy BGK. Co taka gwarancja oznacza? Tyle, że wyspecjalizowana instytucja finansowa będzie oceniać niestandardowe kontrakty bilateralne, a to oznacza dużo pracy nad każdym kontraktem i wiarygodnością kredytową sprzedającego i kupującego prąd.
Dodatkową kwestią jest „rynkowość” ceny w danym kontrakcie. Negocjacje takich kontraktów zwykle trwają od kilku do kilkunastu miesięcy, zatem ich weryfikacja — nawet jeśli krótsza — ostatecznie sprawi, że podpisanie takiej umowy będzie ciągnęło się miesiącami. W efekcie takie rozwiązanie spowoduje odejście od transparentnego i prostego systemu CfD na rzecz arbitralnego i zbyt pracochłonnego systemu gwarancyjnego.
Dlaczego idziemy w tę stronę? Do pracy nad tym systemem zaangażowaliśmy bank (EBI), a dla banku kluczową sprawą jest zabezpieczenie swojego ryzyka kredytowego. A to brzmi przecież jak proszenie agenta nieruchomości, biorącego prowizję od czynszu, o stworzenie ustawy wspierającej zmniejszanie czynszu.
Co mówi Komisja Europejska?
Komisja Europejska dostrzega te problemy. W opublikowanej 22 kwietnia 2026 r. Rekomendacji ws. usuwania barier dla PPA (C(2026) 2676) proponuje konkretne kierunki działań.
Po pierwsze, KE potwierdza rolę EBI jako instytucji kontr-gwarantującej PPA zawierane przez średnie i większe firmy — pilotaż uruchomiono już w 2025 roku. To narzędzie może wypełnić lukę dla spółek zbyt dużych na pomoc publiczną, ale zbyt małych, by samodzielnie negocjować bankowe finansowanie projektu.
Po drugie, Rekomendacja kładzie nacisk na tzw. multi-buyer PPA — kontrakty z agregacją popytu po stronie kupujących. To mechanizm, który mógłby włączyć w rynek właśnie MŚP: kilku mniejszych odbiorców łączy się w jeden podmiot negocjacyjny, co poprawia ich wiarygodność kredytową i rozkłada ryzyko kontrahenta.
Po trzecie, KE sygnalizuje konieczność dostosowania zasad rachunkowości tam, gdzie stanowią one barierę dla podpisywania PPA — szczególnie w zakresie stosowania tzw. own-use exemption dla fizycznych kontraktów. To techniczny, ale ważny sygnał dla CFO korporacji rozważających wejście na rynek cPPA.
Jednak problem małych spółek bez wiarygodności kredytowej pozostaje nierozwiązany.
Czy można finansować OZE bez 15 lat gwarancji?
Zamiast czekać, aż banki zmienią swoje wewnętrzne polityki kredytowe, musimy wypełnić lukę finansową, która powstała na styku oczekiwań inwestorów i banków.
Zacznijmy od rozważania o tym, jak bank liczy ryzyko, czyli o poziomie bezpieczeństwa mierzonym wskaźnikiem DSCR (Debt Service Coverage Ratio) — stosunku zysku operacyjnego do raty kredytu. W uproszczeniu: DSCR=1,0 oznacza, że projekt zarabia dokładnie tyle, ile wynosi rata. Każdy punkt powyżej to bufor bezpieczeństwa banku.
• W przypadku CfD lub 15-letniego PPA banki oczekują DSCR = 1,2 (dochód wyższy o 20% od raty);
• W przypadku finansowania bez długoterminowej gwarancji PPA — DSCR na poziomie 1,4–1,5.
Oznacza to, że bank jest skłonny sfinansować zaledwie 50% nakładów inwestycyjnych (CAPEX) projektu. To 40–50-procentowa poduszka bezpieczeństwa na wypadek pomyłki przy szacowaniu dochodu instalacji OZE.
Przy skracaniu okresu kredytowania banki będą skłonne zwiększać zaangażowanie finansowe. Przy umowie PPA na 3–5 lat kwota finansowania wzrośnie do poziomu 70–80% wartości aktywów OZE, zaś harmonogram spłaty kredytu będzie dostosowany do pozostałego okresu życia ekonomicznego aktywów — 15, 10 lub 5 lat.
W przypadku PV należy założyć, że banki ocenią jej żywotność ekonomiczną na co najmniej 25 lat. Odejmując bufor bezpieczeństwa pięciu lat, uzyskamy maksymalny poziom 20 lat finansowania. Co się stanie po pięciu latach, gdy kontrakt PPA się skończy i pozostanie np. 60% kwoty kredytu do spłaty? Bank wydłuży kredyt na kolejne 3–5 lat — lub inny, konkurencyjny bank zrefinansuje obecny bank pod nowy kontrakt PPA. To właśnie mechanizm refinansowania, a nie kolejne gwarancje rządowe, jest sercem tezy o skuteczności krótszych kontraktów.
Lekcja z rynku nieruchomości
To właśnie dzięki takiemu mechanizmowi — a nie kolejnym gwarancjom rządowym — w latach 2000–2010 na rynku nieruchomości komercyjnych w Polsce udało się przejść z 15-letnich umów najmu na 5-letnie. Ta zmiana się przyjęła, mimo że rynek nieruchomości jest cykliczny — raz przynosi zyski, a raz straty.
Na rynku nieruchomości komercyjnych każdy inwestor — niezależnie od skali — ma swoje miejsce i i zna miejsce swojego banku. Ten, kto kupuje dwa mieszkania na wynajem, finansuje się kredytem hipotecznym. Ten, kto nabywa kamienice, negocjuje z bankiem regionalnym. Ten, kto buduje centrum logistyczne lub biurowiec klasy A, sięga po project finance z konsorcjum instytucji. Trzy różne skale, trzy różne produkty kredytowe — ale każdy ma dostęp do rynku.
Na rynku OZE tego ekosystemu finansowania wciąż brakuje: system aukcyjny obsłużył duże projekty, ale nie wytworzył równoległej ścieżki dla mniejszych graczy. To luka, którą sam rynek — przy odpowiedniej architekturze kontraktowej — powinien być w stanie wypełnić.
Podobnie wygląda sprawa po stronie kupującego energię. Wyobraźmy sobie średniego producenta przemysłowego, który chciałby podpisać 5-letni kontrakt PPA, aby ustabilizować koszty energii i spełnić wymogi ESG swoich kontrahentów. Nie może — bo bank producenta OZE wymaga 15-letniego zabezpieczenia. Ten przedsiębiorca wypada z rynku nie dlatego, że energia jest za droga. Wypada, bo architektura finansowania została zaprojektowana dla dużych korporacji z długoterminowym ratingiem kredytowym.
Uważajmy na regulacje
Warto jednak dostrzec jedną istotną różnicę między obydwoma rynkami: nieruchomości komercyjne są znacznie mniej regulowane. Na rynku energii niemal co roku pojawia się nowy element ryzyka regulacyjnego — zmiana zasad rozliczeń, redispatching, opłata mocowa, korekty w systemie wsparcia.
Każda taka interwencja wydłuża listę scenariuszy, które bank musi wycenić w modelu kredytowym, i uzasadnia — przynajmniej w oczach analityka ryzyka — żądanie dodatkowego buforu DSCR. Paradoksalnie więc, im bardziej aktywna jest polityka energetyczna, tym droższa jest dla inwestora. To argument, żeby regulatorzy — równolegle z budowaniem systemu gwarancji PPA — konsekwentnie ograniczali nieprzewidywalność po stronie regulacyjnej.
Budowanie kolejnego systemu wsparcia wokół gwarancji zapewne wesprze rynek PPA. Jednocześnie utrwali przekonanie, że rynek OZE potrzebuje ciągłego wsparcia mimo tego, że broni się już rynkowo. Dlatego zachęcanie inwestorów i banków do dołożenia w swoim portfolio kolejnego rozwiązania może dać szansę na urynkowienie chociażby części rynku.
Drugi aspekt to dostępność. Kto może sobie pozwolić na długotrwałe negocjacje cPPA i zapewnienie kredytowalności dla gwarantów? Duże korporacje. A co z MŚP, którego nie stać na miesiące negocjacji i które nie dysponuje bilansem gwarantującym 10–15-letnią wiarygodność kredytową? Oni wypadają z tego rynku.
Zmiana mentalności banków zaczyna się od zmiany architektury produktów kredytowych — nie od kolejnej rundy gwarancji rządowych. Rynek nieruchomości ten problem rozwiązał. Rynek OZE może zrobić to samo.
Tomasz Tomasiak- bankowiec z 25-letnim doświadczeniem w branży. Obecnie dyrektor zarządzający ARP TFI, odpowiedzialny m.in za rozwój Polskiego Zielonego Funduszu.
