Inwestycje energetyczne w Polscei ich finansowanie w tej dekadzieOpinie ekspertów
Polska i inne kraje Europy Środkowo-Wschodniej potrzebują dostępu do taniej i niezawodnej energii, aby utrzymać model wzrostu gospodarczego opartego na eksporcie. W szczególności chodzi o dostęp do zielonej energii elektrycznej, która nie tylko obniży emisje w energetyce, ale – przez elektryfikację – pomoże w dekarbonizacji innych sektorów.
Do przyśpieszonej transformacji energetycznej w tej dekadzie skłaniają wysokie koszty emisyjnego miksu energetycznego i dostępność finansowania unijnego na inwestycje związane z energią. Niemniej lwia część finansowania tych inwestycji będzie pochodzić ze źródeł prywatnych, w tym kredytów bankowych.
Tania energia potrzebna dla utrzymania modelu wzrostu opartego na eksporcie
Polska i inne kraje Europy Środkowo-Wschodniej (EŚW) stoją przed wyzwaniem zapewnienia dostępu do stosunkowo taniej i niezawodnej energii. W ostatnich trzech dekadach nasz region opierał swój dotychczasowy model wzrostu gospodarczego na eksporcie, a w dobie rosnącej konkurencji na świecie utrzymanie tego modelu wymaga silnej kontroli kosztów produkcji, w tym kosztów energii.
Według raportu Draghiego firmy w UE muszą się mierzyć z cenami energii elektrycznej, które są dwa–trzy razy wyższe niż w USA, a ceny gazu ziemnego są 4-5 razy wyższe. Jeśli chodzi natomiast o kraje regionu EŚW, to rynkowe ceny energii elektrycznej należą obecnie do najwyższych w UE. Jest to związane z wysoką emisyjnością produkcji energii elektrycznej, zwłaszcza w takich krajach jak Polska i Czechy. Jak przyznaje raport Draghiego, UE jest również jedynym dużym regionem na świecie, który wprowadził znaczącą cenę uprawnień do emisji CO2, która ma odzwierciedlenie w hurtowych cenach energii elektrycznej.
Ceny energii elektrycznej w Europie Środkowo-Wschodniej należą obecnie do najwyższych w UE.
Ceny prądu są kluczowe na tle cen innych nośników energii, ponieważ dekarbonizacja całej gospodarki będzie się opierać na elektryfikacji (w transporcie, budynkach, przemyśle i usługach). Zielona elektroenergetyka jest zatem warunkiem dla zazielenienia transportu, budynków i innych sektorów.
Wysokie rynkowe ceny energii w Europie Środkowo-Wschodniej i ich przyczyny
Rząd może kontrolować ceny detaliczne energii elektrycznej dla przedsiębiorstw lub gospodarstw domowych za pomocą podatków, taryf czy różnorodnych „tarcz” i ich poziomy mogą przejściowo odbiegać od stawek rynkowych. Ostatecznie to jednak rynek kształtuje ceny energii dla użytkowników końcowych. Hurtowe ceny energii elektrycznej wynikają z kosztów paliw, opłat za emisję CO2 i innych kosztów, które odzwierciedlają istniejącą strukturę źródeł wytwarzania.
Niestety hurtowe ceny energii w Europie Środkowo-Wschodniej są wysokie. Od początku br. średnia cena energii na rynku spot w Polsce, Rumunii i na Węgrzech wyniosła około 90 euro za MWh, a w Czechach prawie 75 euro. Czeski rynek jest silnie powiązany z niemieckim, gdzie ceny zbliżyły się do 70 euro. Te poziomy cen są podobne niezmienione w stawkach terminowych dla kontraktów baseload na dostawę energii elektrycznej w całym 2025 r. Ceny energii w EŚW stawiają region w podobnej sytuacji jak Grecję z cenami dwukrotnie wyższymi niż w Hiszpanii czy Portugalii, nie wspominając o Szwecji, kraju cieszącym się najniższymi cenami energii elektrycznej w Europie ze względu na unikalne zasoby naturalne i miks energetyczny.
Źródło: Ember
W regionie EŚW szczególnie Polska i Czechy nadal mają wysokoemisyjne miksy energetyczne. W 2023 r. około 60 proc. energii elektrycznej w Polsce było wytwarzane z węgla, w Czechach udział węgla wynosił ok. 40 proc., w Rumunii – 14 proc., a na Węgrzech – zaledwie 7 proc. Jednak w tych dwóch ostatnich krajach znacznie większy udział energii elektrycznej niż w Polsce czy Czechach był generowany z gazu ziemnego. Jest to nadal paliwo kopalne, choć tylko w około połowie tak wysokoemisyjne jak węgiel. W południowych krajach UE jedynie miks energii elektrycznej w Grecji – z 10-procentowym udziałem węgla i 32–procentowym udziałem gazu ziemnego – przypomina strukturalną charakterystykę regionu Europy Środkowo-Wschodniej, w Hiszpanii i Portugalii względne wykorzystanie paliw kopalnych jest znacznie niższe. Ponownie nie wspominając o Szwecji, gdzie miks energii elektrycznej opiera się na energii jądrowej i wodnej oraz innych odnawialnych źródłach energii (OZE), w szczególności wietrze i biomasie.
Źródło: BNEF
Miks energetyczny odzwierciedla także zbiorczy wskaźnik emisyjności produkcji energii elektrycznej. Polska, z emisją 662 g CO2 na wytworzenie 1 kWh energii elektrycznej w 2023 r., zdecydowanie prowadziła w tym niechlubnym rankingu, wyprzedzając Turcję, Czechy, Rumunię i Węgry. Grecja ponownie wyprzedza dwa ostatnie kraje EŚW, ale jednocześnie znacznie różni się od Hiszpanii i Portugalii. Co ciekawe, emisyjność produkcji prądu w Niemczech w 2023 r. była porównywalna z USA, choć znacznie niższa niż w Chinach. Jednak wskaźnik ten dla krajów spoza UE nie wpływa na wysokie ceny energii elektrycznej, ponieważ ceny emisji dwutlenku węgla są tam kilkakrotnie niższe niż w EU ETS.
Źródło: Ember (2024)
Kraje Europy Środkowo-Wschodniej pod presją wysokich cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla w UE
Wydatki na uprawnienia do emisji CO2 zależą od dwóch czynników: wielkości emisji (na którą składa się emisyjność produkcji i wielkość produkcji) i ceny uprawnień. Podczas gdy miksy krajów EŚW w ostatnich dekadach czy latach zazieleniały się stopniowo, zmiana ceny uprawnień do emisji CO2 w UE (EU allowances – EUA) w ostatnich kilku latach była skokowa. Ceny EUA wzrosły z niespełna 12 euro za tonę ekwiwalentu CO2 średnio w dekadzie 2010 r. do ponad 50 euro w 2021 r. i powyżej 80 euro w latach 2022-2023 (w 2024 r. spadły do średnio 65 euro w okresie styczeń–sierpień). Wzrost cen EUA był zbieżny z ambitnymi celami redukcji emisji gazów cieplarnianych w UE, rozpisanymi na sektory objęte systemem EU ETS (elektroenergetyka i przemysł), jak i w pozostałych sektorach (transport, budynki, rolnictwo, usługi i inne) oraz długoterminowym celem osiągnięcia zerowej emisji netto przez UE w 2050 r. Jako, że do obrotu prawami do emisji CO2 w UE zostały dopuszczone także instytucje finansowe, to w części przyczyniły się do wzrostu cen i wyższej zmienności notowań EUA.
Źródła: BNEF
W 2023 r. Polska była drugim co do wielkości płatnikiem w UE za prawa do emisji CO2, zaraz po Niemczech, podczas gdy Czechy zajmowały piąte miejsce. W rekordowym 2022 r. wydatki na EUA w całej UE wyniosły około 65 mld euro, z czego 11,5 mld euro przypadało na Polskę i 3,4 mld euro na Czechy. Bilans ten omówiliśmy dokładnie w zeszłorocznym raporcie i zauważyliśmy, że ponad połowa wymaganych polskich wydatków na EUA (równowartość 1 proc. polskiego PKB w 2022 r.) nie stanowiła dochodów polskiego budżetu państwa, ale musiała zostać zakupiona za granicą, na rynku unijnym.
Europa Środkowo-Wschodnia przyspieszy transformację energetyczną w tej dekadzie
Wysokie koszty emisyjnej energetyki, szczególnie w Polsce i Czechach, są kluczową motywacją krajów EŚW do przyśpieszenia transformacji energetycznej. Oprócz czynnika kosztowego dodatkową motywacją są jakościowe wymogi ESG. Wyznaczają je strategie biznesowe wiodących globalnych korporacji, mające na celu kontrolowanie śladu węglowego w swoich łańcuchach dostaw, a także wymogi regulacyjne UE dotyczące ujawniania informacji o emisji dwutlenku węgla w ramach Zakresów 1-2-3. Wymogi te dotyczą również sektora finansowego.
Nasze badania i relacje z klientami sugerują, że firmy w regionie są coraz częściej proszone o raportowanie śladu węglowego i działań ESG oraz proponowanie działań na rzecz redukcji emisji czy poprawy innych wskaźników środowiskowych w określonym czasie. Te ilościowe i jakościowe wymagania dotyczące zrównoważonego rozwoju mogą stanowić ograniczenie dla kontynuacji modelu wzrostu gospodarczego w EŚW opartego na eksporcie.
Ilościowe i jakościowe wymagania dotyczące zrównoważonego rozwoju mogą stanowić ograniczenie dla kontynuacji udanego modelu wzrostu gospodarczego w EŚW opartego na eksporcie.
Zgodnie z najnowszymi dostępnymi krajowymi planami w zakresie energii i klimatu (KPEiK) wszystkie kraje Europy Środkowo-Wschodniej mają przyspieszyć inwestycje w OZE, energetykę jądrową i sieci elektroenergetyczne. KPEiK stanowią kluczowe narzędzie koordynacji w ramach unii energetycznej UE. Według stanu na koniec września br. żaden z krajów EŚW nie przedłożył jeszcze ostatecznych aktualizacji na lata 2023-2024, wymaganych do połowy 2024. Wstępne wersje tych planów zostały przedłożone do KE jesienią 2023 r. Wynika z nich, że Rumunia i Węgry mają całkowicie wycofać węgiel ze swoich miksów energetycznych do 2030 r., podczas gdy pozostałe kraje mają znacznie zmniejszyć udział węgla. Zgodnie z ostatnim, oficjalnym, choć raczej nieaktualnym KPEiK z końca 2023 r. Polska ma wycofać węgiel dopiero do 2049 r.
Na początku września minister klimatu i środowiska ujawniła niektóre kluczowe cele z ambitnego scenariusza WAM z tego planu (with additional measures – z dodatkowymi działaniami). Ostateczna decyzja rządu w sprawie budowy pierwszej elektrowni jądrowej jest zapowiedziana na przyszły rok, a energia wytwarzana z tego źródła może pojawić się w krajowym systemie energetycznym najwcześniej w połowie lat 30. i nie jest widoczna w prognozowanym miksie 2030 r.
Źródło: Dane BNEF dla 2023 r. i szacunki ING dla 2030 r. oparte na dostępnych aktualizacjach planów KPEiK (kraje EŚW) i polityce energetycznej (Turcja)
Fundusze unijne są dostępne, ale lwia część inwestycji energetycznych będzie finansowana ze źródeł prywatnych
W debacie publicznej powstaje wrażenie, że większość wydatków na transformację energetyczną zostanie pokryta ze źródeł unijnych. Owszem będzie to istotne, ale jednak nie dominujące źródło finansowania inwestycji związanych z energią w krajach EŚW do 2030 r.
W tej dekadzie dostępnych jest wiele funduszy unijnych na wsparcie inwestycji energetycznych w krajach UE, a kraje EŚW są znaczącym beneficjentem. Na łączną pulę składają się głównie środki z funduszy strukturalnych i spójności oraz dotacji i pożyczek z KPO. Ich uzupełnieniem są środki przeznaczone dla regionów węglowych z Funduszu Sprawiedliwej Transformacji i innych funduszy. Łączna wartość środków unijnych na inwestycje związane z energią wynosi około 50 mld euro dla Polski, 19 mld euro dla Rumunii, 14 mld euro dla Czech i 9 mld euro dla Węgier. W relacji do PKB z 2023 roku kwoty te stanowią równowartość od 4,3 proc. PKB w Czechach do 6,8 proc. PKB w 2023 r. w Polsce. Po podzieleniu tej puli na 7 lat – ponieważ większość z tych funduszy jest dostępna przynajmniej od 2023 r. i może być wypłacana do 2029 r. – kwoty te stanowią równowartość 0,6-1,0 proc. PKB rocznie. Wyjątkiem są dotacje z KPO, które muszą zostać wypłacone i rozliczone do połowy 2026 r.
Źródło: KE, fiszki krajowe załączone do Energy Union Report (2024), Eurostat
Lwia część inwestycji energetycznych w EŚW, w tym w Polsce, która ma najbardziej emisyjny miks i jest największym beneficjentem środków unijnych, będzie sfinansowana ze źródeł prywatnych. Według najnowszych szacunków z polskiego projektu KPEiK inwestycje związane z energią w całej gospodarce w tej dekadzie są szacowane na około 1450 mld zł. Szacunki te obejmują zarówno inwestycje w podaż energii elektrycznej czy ciepła (nowe moce, sieci, inne instalacje), jak i inwestycje po stronie popytu w pojazdy elektryczne, ekologiczne źródła ciepła w budynkach czy energooszczędne instalacje przemysłowe lub rolnicze.
Łączna kwota energetycznych potrzeb inwestycyjnych w Polsce w całej dekadzie odpowiada średniorocznie ok. 5,1 proc. polskiego PKB. W zestawieniu z ok. 1 proc. PKB średniorocznego finansowania z funduszy unijnych oznacza to, że fundusze UE mogą pokryć ok. 20 proc. inwestycji związanych z energią w tej dekadzie.
Banki będą odgrywać ważną rolę katalizatora procesu transformacji energetycznej w Polsce.
Tym samym lwia część energetycznych potrzeb inwestycyjnych w tej dekadzie musi zostać sfinansowana ze środków własnych firm i gospodarstw domowych lub długu zewnętrznego. W tym ostatnim przypadku istnieje szerokie spektrum zrównoważonego finansowania, w tym pożyczki bankowe związane ze zrównoważonym rozwojem czy instrumenty rynku kapitałowego. W obu przypadkach banki będą odgrywać ważną rolę katalizatora procesu transformacji energetycznej w Polsce.
Leszek Kąsek, Biuro Analiz Makroekonomicznych ING Banku Śląskiego