Skala udziału Polskich Inwestycji Rozwojowych w finansowaniu największych projektów w energetyce wciąż pozostaje dużą niewiadomą. Dotyczy to szczególnie bloków węglowych.
Akcjonariusze PIR, czyli Skarb Państwa i Bank Gospodarstwa Krajowego, nie zatwierdzili jeszcze polityki inwestycyjnej funduszu (choć, jak dowiedzieliśmy się w Ministerstwie Skarbu, ma to niedługo nastąpić).
Wiemy jednak, jakie założenia przyjmował rząd planując utworzenie PIR: głównym kryterium decydującym o udziale funduszu w finansowaniu danego projektu miałaby być przede wszystkim jego rentowność. Krytyczną wartością wewnętrznej stopy zwrotu (IRR), poniżej której PIR nie mógłby się zaangażować, jest stawka WIBOR, czyli oprocentowanie pożyczek na rynku międzybankowym, powiększona o 450 pkt. bazowych. To w dzisiejszych warunkach ponad 7,2 proc.
Jednak dobrze wiadomo, że bolączką sektora energetycznego zarówno w Polsce, jak i w całej Europie, są problemy opłacalnością inwestycji wytwórczych (pisaliśmy o tym na przykład tutaj: GDF Suez gasi światło w Europie). O osiąganiu atrakcyjnych stóp zwrotu z nowych inwestycji nawet się nie dyskutuje. Trwają starania o to, by w ogóle były one rentowne. Czy w tej sytuacji wyśrubowane kryteria PIR mogłyby zostać złagodzone w stosunku do pierwotnych założeń?
– Czekamy na zatwierdzenie polityki inwestycyjnej, dopiero wtedy możliwe będzie odniesienie się do konkretnych oczekiwanych poziomów rentowności. Na dzisiaj pewne jest, że PIR nie będzie brał pod uwagę projektów nierentownych – odpowiada rzecznik funduszu, Mikołaj Kunica.
Drugim bardzo istotnym dla PIR kryterium jest ryzyko biznesowe projektów i szanse na wyjście z inwestycji w zakładanym terminie (czyli najlepiej 5-7 lat). Od samego początku przyjęto, że wszystkie inwestycje będą skrupulatnie analizowane, by działalności PIR nadmiernie nie upolityczniać.
Jeszcze w ubiegłym roku PGE liczyła, że PIR wesprze budowę bloków w Elektrowni Opole. Ostatecznie budowa ruszyła bez zaangażowania funduszu. Zaś same przygotowania do inwestycji pokazały, że oczekiwana rentowność projektu zależy głównie od przyjmowanych na wejściu założeń. O zaangażowaniu PIR mówiło się też w kontekście bloku w Elektrowni Jaworzno. Ale i w tym przypadku szybko okazało się, że znalezienie wspólnego mianownika dla oczekiwań inwestora – czyli Taurona – oraz PIR, może się nigdy nie udać.
Do kryteriów pasują bardziej OZE niż węgiel
Wśród analityków próżno szukać optymistycznych opinii na temat oczekiwanych stóp zwrotu z budowy nowych bloków energetycznych na węgiel, czy gaz.
– Prawdopodobnie znajdą się inwestycje wytwórcze o IRR przekraczających 7 proc. Ale w obecnych warunkach rynkowych szukałbym ich przede wszystkim w energetyce odnawialnej – ocenia Paweł Puchalski, szef działu analiz DM BZ WBK.
– Jeśli chodzi o źródła konwencjonalne, to wszystko zależy od przyszłej ceny energii na rynku. Spółki energetyczne liczą, że od roku 2020 przekroczy ona 200 zł/MWh i będzie pięła się dalej w górę. Jednak mamy na dzisiaj mamy zbyt wiele niewiadomych, by ocenić, na ile tak znaczne odbicie cen jest realne, szczególnie w świetle przyszłej rozbudowy interkonektorów z zagranicą do docelowych 30 proc. popytu na energię elektryczną w Polsce – dodaje.
A można spotkać się z jeszcze bardziej kategorycznymi ocenami.
– Oprócz zapotrzebowania w szczycie, niezmiennie mamy w Polsce do czynienia z nadpodażą mocy i stąd dzisiejsza presja na ceny energii. Nowe bloki powstaną ze względu na bezpieczeństwo systemu, ale w ich przypadku stopy zwrotu z inwestycji nie tylko nie będą atrakcyjne, ale w ogóle nie będą dodatnie. To będzie palenie pieniędzy – uważa analityk jednego z domów maklerskich.
Nie wierzy też w odbicie cen na rynku hurtowym.
– Obecnie na TGE obserwujemy lekkie odbicie ze względu na wprowadzenie mechanizmu rezerwy operacyjnej, ale to nie zmienia postaci rzeczy. Ceny CO2 nadal pozostają pod presją, perspektyw na znaczący wzrost popytu na energię również nie widać – dodaje.
Skończy się na wyjątkowych projektach?
Tymczasem 20 marca Tauron i PIR podpisały wstępne porozumienie w sprawie finansowania bloku gazowo-parowego w Elektrowni Łagisza, który ma powstać do 2018 r. Jeśli współpraca dojdzie do skutku, grupa energetyczna wyłoży 780 mln zł, a PIR maksymalną dostępną na jeden projekt kwotę, czyli 750 mln zł.
Branża ciepłownicza i cała energetyka utyskują tymczasem, że wobec braku systemu wsparcia żółtymi i czerwonymi certyfikatami kogeneracja (jednoczesne wytwarzanie prądu i ciepła) w ogóle przestało być opłacalne.
– Nowy system wsparcia, który szykuje rząd, ma obowiązywać tylko do 2018 r., czyli pozwoli „przeczołgać się” jeszcze trzy-cztery lata, a zupełnie nie daje sygnałów inwestycyjnych – mówi szef jednej z dużych firm energetycznych. Inny przypomina, że przy obecnych cenach gazu trudno o energię droższą niż wytwarzana z tego surowca.
Pojawiają się więc pytania, w jaki sposób projekt w Łagiszy będzie opłacalny?
– W przypadku projektów kogeneracyjnych takich jak blok w Łagiszy o opłacalności przesądzają czynniki inne, niż sama cena energii. Dochodzi tu sprzedaż ciepła, jak również przychody z certyfikatów – projekt najprawdopodobniej będzie rentowny i opłacalny, a potencjalne zaangażowanie PIR obniżyłoby jeszcze koszty finansowe – ocenia Paweł Puchalski.
Ta trudna kogeneracja
Mikołaj Kunica zastrzega, że obecne porozumienie Tauron-PIR jest możliwe między innymi dlatego, że inwestycja pozytywnie przeszła wstępną ocenę projektu.
– Rada Nadzorcza funduszu powołała Komitet Inwestycyjny i jednocześnie uruchomiony został proces szczegółowej analizy prawno-finansowej. Dopiero po tym etapie Komitet Inwestycyjny i Rada Nadzorcza PIR mogą dać zielone światło do podpisania umowy inwestycyjnej. Harmonogram projektu zakłada, że stanie się to pod koniec 2014 roku – podsumowuje.
Jak wcześniej wyjaśniał Dariusz Lubera, prezes Taurona, zarówno blok gazowy w Łagiszy, jak i ten budowany już w Elektrowni Stalowa Wola, będą opłacalne nawet bez żółtych certyfikatów.
Blok 413 MW w Łagiszy ma zastąpić część ze starych i niskosprawnych bloków po 120 MW (w El. Łagisza jest ich dziś pięć) i ma zapewniony odbiór ciepła przez spółkę Tauron Ciepło. Jak zwracają uwagę analitycy, został też zgłoszony do Krajowego Planu Inwestycyjnego, co oznacza, że grupa wydając na niego pieniądze zyska prawo do bezpłatnych praw do emisji CO2 (w grę wchodzą uprawnienia do emisji 17 mln ton gazu).
Były prezes Bogdanki najpoważniejszym kandydatem na prezesa KW. Współautor sukcesu Lubelskiego Węgla waha się czy przyjąć tę propozycję.
Konieczne działania na rzecz rozwoju gospodarki niskoemisyjnej wymagają strategicznego podejścia obejmującego zależności pomiędzy wszystkimi jej obszarami. Modernizacja w energetyce powinna być powiązana ze zmianami w rolnictwie i transporcie, a modernizacja transportu musi się łączyć z nowym podejściem do budownictwa i rozwoju miast. Tegoroczne II Forum Gospodarki Niskoemisyjnej zdominuje tematyka poprawy efektywności energetycznej w trzech obszarach – budownictwie, energetyce i transporcie - piszą organizatorzy konferencji, którą w czwartek, 20 marca, obejrzysz na portalu Wysokienapiecie.pl na żywo.