Finansowanie transformacji energetycznej robi się coraz trudniejsze: „proste rozwiązania powoli się wyczerpują”
Finansowanie polskiej transformacji energetycznej będzie wymagało setek miliardów złotych, ale podczas panelu „Finansowanie transformacji energetycznej” na Energy Days eksperci przekonywali, że sama dostępność kapitału nie musi być największą barierą. Kluczowe będą bankowalne projekty, właściwy podział ryzyka, stabilne regulacje oraz inwestycje w sieci, magazyny energii i rozwiązania zwiększające elastyczność systemu. Krzysztof Zawadzki, wiceprezes zarządu ds. finansów i handlu Tauron Polska Energia, zwracał uwagę, że wraz z dojrzewaniem transformacji kończy się czas najprostszych rozwiązań.
Dyskusję otworzył temat skali potrzeb inwestycyjnych. Według przywoływanych szacunków sfinansowanie transformacji energetycznej może wymagać od 1 do 1,5 bln zł w ciągu najbliższej dekady, czyli co najmniej 100 mld zł rocznie. Paneliści rozmawiali o finansowaniu bankowym i publicznym, atomie, OZE, sieciach, magazynach energii, ciepłownictwie, systemie ETS oraz local content.
Tańszy pieniądz nie zawsze oznacza tańszy proces
Pierwszym ekspertem, który szerzej odniósł się do źródeł finansowania, był Krzysztof Zawadzki z Taurona. Podkreślił, że finansowanie publiczne i komercyjne to dwa różne źródła, odmienne nie tylko pod względem kosztu kapitału, ale również sposobu przygotowania, prowadzenia i rozliczania inwestycji.
- Tańszy projekt czy tańszy pieniądz nie zawsze oznacza tańszy proces i tańsze pozyskanie tego finansowania - mówił Krzysztof Zawadzki.
Jak wyjaśniał, w przypadku KPO większy jest nacisk na szczegółowe prowadzenie projektu już na etapie przygotowania i realizacji, jego kontroli oraz rozliczenia wsparcia. Finansowanie dłużne daje pod tym względem większą elastyczność. Z drugiej strony publiczne programy wsparcia pozwalają obniżyć koszt pieniądza, co poprawia rentowność inwestycji.
Zawadzki zaznaczał też, że transformacja energetyczna nie jest wyzwaniem pojedynczych spółek, lecz celem dotyczącym całej gospodarki. W tym kontekście wskazywał KPO jako jeden z najważniejszych programów wspierających zmianę miksu energetycznego i inwestycje transformacyjne.
Pieniądza jest dużo. Trudniej o projekty spełniające wymagania inwestorów
Dariusz Samolej, starszy dyrektor inwestycyjny ds. transformacji energetycznej w Polskim Funduszu Rozwoju, rozróżniał poszczególne obszary transformacji. Jego zdaniem wielkoskalowa energetyka jądrowa będzie wymagała udziału państwa, szczególnie na etapie budowy. Inaczej wygląda sytuacja w energetyce rozproszonej i części projektów OZE.
- Jeżeli mówimy tutaj o pozostałych obszarach transformacji energetycznej, uważam, że jest bardzo duża podaż pieniądza. (...) Problem jest bardziej z tym, żeby znaleźć projekty, które będą spełniały wymogi inwestycyjne poszczególnych instytucji - mówił Samolej.
Joanna Smolik, dyrektor Departamentu Relacji Strategicznych w Banku Gospodarstwa Krajowego, zwróciła natomiast uwagę na podobny problem z perspektywy instytucji finansowych. Kapitału jest dużo, ale bardziej ograniczony pozostaje apetyt na ryzyko. Dlatego w części inwestycji potrzebne będzie łączenie różnych źródeł finansowania i dzielenie ryzyka między instytucje.
- Pieniądza na rynku jest dużo, być może trochę brakuje apetytu na ryzyko. (...) Będzie potrzebny raczej blending, żebyśmy się po prostu podzielili ryzykiem - oceniła Smolik.
Smolik wskazywała, że rynek finansowy stopniowo oswaja się również z nowymi klasami aktywów. Przykładem są magazyny energii: pierwsze projekty są już finansowane, ale instytucje nadal podchodzą do nich ostrożniej niż do bardziej znanych technologii. Wraz z kolejnymi realizacjami i lepszym rozumieniem ryzyk ta bariera powinna jednak maleć.
Czytaj także: Niemiecki gigant kwestionuje opłaty ETS. Szansa dla PGE i Tauronu?
Tauron: transformacja odbywa się w dwóch prędkościach
Istotnym tematem dyskusji była rosnąca skala OZE i konsekwencje dla systemu elektroenergetycznego. Adam Burda z PKO Banku Polskiego wskazywał m.in. na nierynkowe redysponowanie źródeł, ujemne ceny oraz konieczność uwzględniania tych zjawisk w modelach finansowych projektów.
Do tej części dyskusji włączył się Krzysztof Zawadzki. Jego zdaniem polska transformacja przebiega w pewnym sensie w dwóch etapach: najpierw szybko powstały nowe moce odnawialne, a dopiero później system nadrabia inwestycjami w infrastrukturę i technologie pozwalające efektywniej wykorzystać produkowaną energię.
- W mojej ocenie to zjawisko dotyczące tej transformacji dwóch prędkości, czyli najpierw budowy dużych ilości źródeł, a później infrastruktury i uzupełniania właśnie poprzez magazyn energii, power to heat (...) będzie następowało z pewnym opóźnieniem - mówił Zawadzki.
Przedstawiciel Taurona wskazywał również na nowe źródła popytu na energię, w tym centra danych i rozwijającą się infrastrukturę związaną ze sztuczną inteligencją. Oznacza to, że transformacja nie sprowadza się wyłącznie do wymiany jednych źródeł wytwarzania na inne - zmienia się również struktura i profil odbiorców energii.
Czytaj także: Tauron stawia na elektryfikację. Dywidenda potwierdza strategię spółki
Nie tylko kapitał. Liczy się zdolność do realizacji inwestycji
W dalszej części paneliści próbowali „odczarować” kwoty rzędu biliona złotych, które często pojawiają się w dyskusji o kosztach transformacji. Finansowanie inwestycji nie będzie pochodziło wyłącznie z kredytów bankowych. Do dyspozycji pozostają środki własne grup energetycznych, KPO, dotacje krajowe i unijne, finansowanie projektowe oraz private debt.
Zawadzki zwracał uwagę, że w energetyce ograniczeniem bywa nie tylko koszt czy dostępność finansowania, ale również faktyczna zdolność do przygotowania i wykonania inwestycji. W jego ocenie sektor ma projekty na wiele lat, a w praktyce część planów inwestycyjnych rok do roku nie jest realizowana w pełnym zakresie. Dlatego duże, wieloletnie kwoty nie muszą same w sobie stanowić bariery dla transformacji.
Kurs akcji Tauron
Mniejsze firmy też potrzebują finansowania transformacji
Elżbieta Kisiel z Wojewódzkiego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Katowicach zwracała uwagę na potrzeby mniejszych przedsiębiorstw i projektów lokalnych. W strategii funduszu na lata 2025-2028 przewidziano 1,5 mld zł środków własnych, z czego ponad połowa ma zostać przeznaczona na transformację energetyczną.
Fundusz wykorzystuje m.in. nabory terminowe z dotacjami oraz preferencyjne pożyczki, a przy ocenie inwestycji bierze pod uwagę przede wszystkim efekt ekologiczny. Tego typu instrumenty mogą uzupełniać finansowanie komercyjne tam, gdzie projekt jest potrzebny z punktu widzenia transformacji, ale trudniejszy do sfinansowania wyłącznie na warunkach rynkowych.
Rewizja ETS? Tauron chce przede wszystkim przewidywalności
Osobny blok dyskusji dotyczył systemu ETS oraz jego wpływu na konkurencyjność gospodarki i ceny energii. Krzysztof Zawadzki opowiedział się za rewizją systemu, jednocześnie zaznaczając, że sama idea handlu uprawnieniami do emisji pozostaje jego zdaniem właściwa.
- System ETS jako taki to jest bardzo słuszna idea. I on zdał egzamin i w pierwszych latach funkcjonował dobrze - mówił Zawadzki.
Jak wyjaśniał, z perspektywy producenta energii koszt uprawnień do emisji CO2 jest jednym z największych elementów kosztu zmiennego produkcji energii ze źródeł konwencjonalnych. Dlatego jednym z postulatów Taurona jest ograniczenie zmienności tego elementu kosztowego.
- Generalnie postulujemy za tym, żeby ceny uprawnień do emisji CO2 związane z systemem ETS były bardziej przewidywalne - podkreślił przedstawiciel Taurona.
Zawadzki wskazywał, że Polska startowała z innego punktu niż wiele państw europejskich i w ostatnich latach wykonała dużą część pracy związanej ze zmianą miksu. Kolejny etap oznacza jednak nadrabianie inwestycji w sieci, magazyny energii i technologie pozwalające lepiej wykorzystać energię odnawialną.
Czytaj także: Konsekwentna realizacja strategii. TAURON podsumowuje wyniki za I półrocze 2026 roku
„Proste rozwiązania powoli się wyczerpują”
Zmiana rynku wpływa również na sposób budowania i finansowania nowych projektów OZE. Zawadzki zwracał uwagę, że jeszcze kilka lat temu można było patrzeć osobno na farmę fotowoltaiczną czy wiatrową. Dziś coraz większego znaczenia nabierają instalacje hybrydowe oraz łączenie różnych technologii, które zwiększają elastyczność projektu.
- W mojej ocenie proste narzędzia, takie bardzo proste, one się powoli kończą. My naprawdę musimy podchodzić do tego bardziej elastycznie – mówił.
Dotyczy to również odbiorców energii. Przedstawiciel Taurona wskazywał na taryfy dynamiczne i możliwość przenoszenia części zużycia na godziny, w których energia jest tańsza. Jego zdaniem dostępne już dziś produkty mogą pozwalać na oszczędności, ale wymagają od klientów większej aktywności i stopniowej zmiany przyzwyczajeń.
- Produkty są i rzeczywiście można zaoszczędzić, tylko to będzie wymagało trochę większej aktywności z naszej strony - podkreślił Zawadzki.
- Także podsumowując, proste rozwiązania, takie naprawdę proste, powoli się wyczerpują. Więc i świat się zmienia - dodał
Local content to proces na lata
Końcowa część panelu została poświęcona udziałowi polskich przedsiębiorstw w wielkich inwestycjach energetycznych. Joanna Smolik podkreślała, że banki nie powinny być postrzegane jako podmioty blokujące dostęp polskich firm do dużych kontraktów. Kluczowa jest polityka zakupowa inwestorów, a rolą instytucji finansowych jest wyposażenie wykonawców w instrumenty potrzebne do realizacji zdobytych zamówień.
Zawadzki studził natomiast oczekiwania, że efekty polityki local content pojawią się natychmiast. W jego ujęciu jest to proces długofalowy - bardziej maraton niż sprint. Energetyka nadal uczy się definiowania i wdrażania local content, zmienia regulaminy, buduje rozwiązania organizacyjne i kompetencje. Rozwój krajowych technologii, nawiązywanie sojuszy i pozyskiwanie know-how wymagają czasu, a nie wszystkie elementy łańcucha dostaw będzie możliwe lub ekonomicznie uzasadnione zastąpić rozwiązaniami krajowymi.
Dyskusja podczas Energy Days pokazała, że w finansowaniu transformacji coraz mniej chodzi wyłącznie o odpowiedź na pytanie „skąd wziąć pieniądze”. Kapitał jest dostępny, ale musi trafiać do projektów, które potrafią odpowiednio podzielić ryzyko, zapewnić przewidywalność przepływów i funkcjonować w szybko zmieniającym się systemie energetycznym. Równolegle do nowych mocy potrzebne są sieci, magazyny, elastyczność, transformacja ciepłownictwa oraz bardziej aktywna rola odbiorców energii.
