Finansowanie dla farm na Bałtyku wciąż w blokach startowych

Liderzy budowy pierwszych morskich farm wiatrowych są zmuszeni czekać z decyzjami o sposobie finansowania swoich projektów, wartych nawet ponad 80 mld zł. Na drodze stoją rosnące ceny surowców i procedowana istotna nowelizacja ustawy o morskich farmach.

Liderzy budowy pierwszych farm wiatrowych w Polsce, czyli Polenergia razem z norweskim Equinorem, Orlen z kanadyjskim Northland Power oraz Polska Grupa Energetyczna razem z duńskim Ørsted, nie mają jeszcze ustalonego modelu finansowania swoich projektów. Kluczowe są zmiany w ustawie o morskiej energetyce wiatrowej. Jeśli nie nastąpi szybko i nie pójdą we właściwym kierunku, projekty mogą zostać opóźnione nawet o kilkanaście miesięcy.

Kluczowa nowelizacja

Ministerstwo Środowiska i Klimatu, pod naciskiem argumentów o rosnącej inflacji i kosztach budowy, podjęło prace nad zmianą ustawy o OZE i morskich farmach wiatrowych. Chodzi o zmiany dotyczące przyznania pomocy publicznej na ich budowę. Na konferencji Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej „Offshore Wind Poland”, która odbyła się 16 i 17 listopada, Ireneusz Zyska, wiceminister klimatu i pełnomocnik rządu ds. OZE, zapowiedział zmiany, o które branża postulowała od dwóch lat. Ich podstawą jest waloryzacja mechanizmu wsparcia. Obecne przepisy zakładają, że waloryzacja przyznanego wsparcia dla projektu morskiej farmy następuje od momentu wydania przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki ostatecznej, drugiej decyzji o poziomie wsparcia. Na ten moment takiej decyzji nie ma jeszcze żaden projekt. Wiceminister Zyska wskazał, że założenia nowelizacji zakładają, że waloryzacja następowałaby od pierwszej, wstępnej decyzji prezesa URE o wsparciu. Dla wszystkich realizowanych pierwszych projektów farm o mocy 5,9 GW decyzje zapadły już wiosną 2021 r.

fot. mat. prasowe

Jaka będzie konstrukcja waloryzacji? To jest jeszcze przedmiotem dyskusji. Firmy energetyczne zwracały uwagę, że sposób rozliczania wsparcia powinien uwzględniać ryzyko kursowe. Zgodnie z treścią rozporządzenia cenowego o offshore wsparcie będzie rozliczane w złotych. Jednak większość wydatków na budowę farm ponoszona jest w euro. – Nowe przepisy, które projektujemy, mają umożliwić rozliczenie ujemnego salda w kontrakcie różnicowym w euro lub częściowo w euro. To jest jeszcze przedmiotem naszych wewnętrznych dyskusji – mówi Zyska.

Ministerstwo chciałoby zamknąć sprawę nowelizacji przepisów do końca roku, choć panuje opinia, że będzie to bardzo trudne. Czas nagli, ponieważ Komisja Europejska wydaje już pierwsze decyzje dotyczące kontraktów różnicowych i pomocy publicznej. Pierwszą taką decyzję otrzymały projekty spółki celowej PGE Baltica, należącej do PGE i Ørsted, a więc Baltica 2 i Baltica 3.

PGE Baltica czeka na zmiany w przepisach. – W związku z inflacją, zmianą kursów walut i wzrostem kosztów surowców inwestorzy w morskie farmy wiatrowe wskazują na konieczność zmian w tzw. ustawie offshore, wprowadzających pewne mechanizmy zmierzające do poprawy ekonomiki projektów I fazy, w tym m.in. określenie ceny indywidualnej w CfD (kontrakt różnicowy) w euro zamiast złotych, co pozwoli unikać ryzyka kursowego. Rozważane są także inne rozwiązania – podkreśla PGE Baltica. Podobnie wskazuje Orlen. – Jesteśmy za zmianą, która kompensuje osłabienie złotego oraz istotny wzrost kosztów finansowania. Ponadto taka zmiana umożliwia dostęp do europejskich rynków finansowych oraz zapewnia większą płynność – dodaje spółka.

Branża mówi jasno o pilnej potrzebie zmian w ustawie w zakresie waloryzacji i przeliczeniu wsparcia ze złotego na euro, ale w taki sposób, aby nowelizacja ustawy nie wymagała zmiany w rozporządzeniu o cenie maksymalnej wsparcia. W innym wypadku będzie to groziło koniecznością ponownej notyfikacji wsparcia w Brukseli, a w efekcie wstrzymanie całego procesu. – Rozpoczęcie procesu na nowo grozi wyhamowaniem obecnych projektów i opóźnieniem ich o kilkanaście miesięcy – usłyszeliśmy w kuluarach wspomnianej wcześniej konferencji. Jak planuje resort klimatu i środowiska, zmian w rozporządzeniu jednak nie będzie, a nastąpią jedynie w ustawie. Trwają jeszcze wewnętrzne konsultacje z Ministerstwem Aktywów Państwowych.

Obecne przepisy zakładają przyznanie wsparcia dla projektów morskich farm o mocy 5,9 GW, z których pierwsze mają ruszyć w 2026 r. W kolejnych fazach planowane jest rozdysponowanie kontraktów różnicowych dla farm o mocy 2,5 GW – aukcje te planowane są na lata 2025–2027. Wsparcie to posłuży do finansowania projektów już trakcie ich działania, spółki jednak wcześniej muszą pozyskać środki na budowę wiatraków.

Jaki model finansowania?

Forma wsparcia zależy od wielkości i możliwości finansowych poszczególnych firm. Projekty morskich farm wiatrowych są realizowane przez polskie spółki w partnerstwie z firmami zagranicznymi. Partner PGE, Ørsted, będzie realizował projekt we własnej części zadań w 100 proc. w oparciu o wkład własny. Norweski Equinor takiej decyzji jeszcze nie podjął, ale skłania się ku temu rozwiązaniu. Polskie firmy nie są tak majętne jak zagraniczne i będą posiłkować się głównie finansowanym dłużnym.

Inwestycja PGE finansowana będzie ze środków własnych oraz długiem zewnętrznym. – Finalny udział długu określony zostanie na późniejszym etapie przygotowań do inwestycji i zależeć będzie od ostatecznych nakładów na realizację inwestycji, na których poziom mogą wpływać takie czynniki, jak zmiany kosztów komponentów, materiałów i pracy – informuje nas PGE Baltica.

Podobnie sprawę stawia PKN Orlen, rozwijający projekt Baltic Power razem z Northland Power. – Pozyskiwanie finansowania toczy się zgodnie z przyjętym harmonogramem projektu. Finansowanie zostanie zamknięte przed podjęciem finalnej decyzji inwestycyjnej, która planowo zostanie podjęta w 2023 r. – informuje nas Orlen.

W przypadku Baltic Power większość będzie stanowiło finansowanie dłużne. – Dokładny podział wkładu udziałowców i środków zewnętrznych zależy od szczegółowych analiz i projekcji. Spółka nie może ujawniać ich na tym etapie z uwagi na prowadzone procesy związane z pozyskaniem środków na realizację inwestycji. Prowadzone rozmowy z bankami pozwalają nam optymistycznie myśleć o udziale finansowania dłużnego w rozkładzie źródeł finansowania projektu – podaje Orlen. Ujawnia przy tym, że koszt realizacji projektu Baltic Power o mocy 1 GW szacowany jest na około 14 mld zł.

Najbardziej wstrzemięźliwa jest Polenergia. Spółka jeszcze nie ma modelu finansowego, a wynika to z dynamicznie zmieniającej się sytuacji rynkowej, rosnących kosztów i zmian w rozporządzeniu dotyczącym systemu wsparcia. Spółka, mimo że nie podjęła decyzji, może skłaniać się w stronę finansowania dłużnego.

Na użyczenie wkładu własnego jest gotowy także Bank Gospodarstwa Krajowego. Zdaniem Marcina Terebelskiego, dyrektora programu rozwoju przemysłu BGK, szacowany wkład w finansowanie po stronie polskich banków wynieść może 20–25 mld zł. – Chcemy być obecni w tym procesie. Nasza obecność w finansowaniu w każdym projekcie może wynieść 20–30 proc. Jesteśmy w stanie zaoferować atrakcyjne finansowanie. Widzimy swoje miejsce w tym procesie, ale w formie konsorcjum banków – mówił na konferencji PSEW Terebelski.

Spółki dostosowują modele finansowe projektów, gdyż m.in. w efekcie wojny w Ukrainie poszły w górę ceny surowców. Nie tak dawno koszt wybudowania 1 GW mocy w offshore szacowany był na ok. 12 mld zł. Teraz to koszt 13,5–14 mld, a wszystkiemu winne są rosnące ceny surowców.