Problemy finansowe po inwestycjach w OZE – główne wyzwania i jak je pokonać

Jakie są główne problemy finansowe po inwestycjach w OZE?

Inwestowanie w odnawialne źródła energii wiąże się z wieloma wyzwaniami finansowymi, które często są bardziej złożone niż na początku się wydaje. Inwestorzy często napotykają nieoczekiwane bariery w trakcie realizacji projektów, co wymaga odpowiedniego przygotowania do zarządzania ryzykiem i zwiększenia szans na sukces.

Najważniejsze problemy finansowe to:

• niestabilność przepisów prawnych powodująca niepewność i zmiany warunków wsparcia,
• wzrost nakładów na bieżącą eksploatację, w tym rosnące koszty serwisu i wymiany podzespołów,
• utrudnione finansowanie ze względu na wzrost ryzyka inwestycyjnego, skutkujące wyższymi kosztami kredytów oraz bardziej rygorystycznymi warunkami,
• przekraczanie budżetu z powodu opóźnień administracyjnych i technicznych, które zwiększają koszty inwestycji nawet o kilkanaście procent,
• niedociągnięcia w umowach kredytowych, takie jak brak zabezpieczeń przed zmianą oprocentowania lub zbyt optymistyczne prognozy produkcji energii,
• czynniki zewnętrzne, takie jak wahania cen prądu, szybki rozwój technologii obniżający wartość starszych instalacji oraz rosnąca konkurencja, co wydłuża okres zwrotu z inwestycji.

Przykładem są farmy wiatrowe, które po kilku latach użytkowania wymagają znacznie wyższych nakładów na utrzymanie, co może obniżyć zyski nawet o kilkadziesiąt procent.

Aby skutecznie zarządzać finansami w sektorze OZE, niezbędne jest nie tylko precyzyjne planowanie, ale także uwzględnianie ryzyk oraz tworzenie rezerw finansowych na wypadek niekorzystnych zmian rynkowych.

Dlaczego produkcja energii z OZE generuje niepewne przychody?

Produkcja energii ze źródeł odnawialnych niesie ze sobą znaczną niepewność finansową, co stanowi jedno z głównych wyzwań dla inwestorów w tym sektorze. Przychody z takich inwestycji często są trudne do przewidzenia, gdyż wpływa na nie wiele istotnych czynników.

Największy wpływ na nieprzewidywalność zysków ma zmienność cen energii elektrycznej na rynku. W przeciwieństwie do tradycyjnych elektrowni, producenci zielonej energii są uzależnieni od notowań giełdowych, które mogą drastycznie zmieniać się nawet w ciągu doby — w Polsce różnica ceny za MWh może wynosić 300-400 zł. Przy tak dużej amplitudzie ciężko mówić o stabilności dochodów w dłuższym okresie.

Kolejną istotną kwestią jest podatność na czynniki pogodowe:

• turbiny wiatrowe pracują zwykle na jednej czwartej do jednej trzeciej swojej nominalnej mocy,
• produkcja energii słonecznej jest silnie uzależniona od pory roku — aż 70% wytwarzania przypada na okres od kwietnia do września,
• sezonowość powoduje znaczne wahania dochodów.

Nie można pominąć także zjawiska kanibalizacji cen. Kiedy produkcja ze źródeł odnawialnych osiąga maksimum, ceny energii spadają z powodu nadmiaru na rynku. Typowym przykładem są słoneczne dni, kiedy liczne instalacje fotowoltaiczne jednocześnie generują prąd, co prowadzi do obniżenia cen i redukcji przychodów dla wszystkich producentów.

Dodatkowe komplikacje wynikają z rozbieżności między chwilą wytwarzania a szczytem zapotrzebowania na prąd. Energia produkowana przez panele fotowoltaiczne pojawia się głównie w południe, podczas gdy największe zużycie w Polsce przypada na godziny wieczorne (między 17:00 a 21:00). W rezultacie energia ta bywa sprzedawana taniej niż ta dostępna w godzinach największego popytu.

Niepewność przychodu zwiększają także warunki systemu wsparcia, zwłaszcza że:

• aukcje w Polsce zapewniają gwarancję stałej ceny przez 15 lat,
• po upływie tego okresu instalacje muszą konkurować na rynku wolnorynkowym,
• limity cenowe nie zawsze uwzględniają inflację ani rosnące koszty operacyjne,
• co obniża rzeczywiste dochody inwestorów.

Ważnym aspektem są także techniczne ograniczenia sieci przesyłowej, czyli tzw. curtailment. Ograniczenia w przesyle energii zmuszają producentów do zmniejszania ilości wytwarzanej energii mimo sprzyjających warunków. W niektórych regionach kraju może to oznaczać ograniczenie produkcji nawet o jedną piątą, co bezpośrednio przekłada się na niższe wpływy.

Wszystkie te czynniki tworzą obraz finansowego ryzyka w branży OZE. Dlatego inwestorzy muszą opierać swoje decyzje na szczegółowych analizach i stosować kompleksowe strategie zarządzania projektem przed podjęciem inwestycji.

Jak brak stabilnych cen energii wpływa na przychody z OZE?

Brak przewidywalności cen energii stanowi poważne wyzwanie dla rozwoju odnawialnych źródeł energii (OZE). Wahania cen utrudniają osiągnięcie stabilnych dochodów, co przekłada się na niepewność opłacalności nowych inwestycji. Właściciele instalacji OZE muszą mierzyć się z licznymi problemami finansowymi wynikającymi z tej zmienności.

W polskich realiach ceny prądu mogą zmieniać się nawet o 50–70% w trakcie jednego kwartału. Tak duża dynamika sprawia, że rzetelne szacowanie przychodów staje się niemal niemożliwe, a ocena przyszłego zwrotu z inwestycji obarczona jest dużym błędem. W rezultacie ryzyko prowadzenia inwestycji w OZE znacząco rośnie – rzeczywiste efekty często odbiegają od pierwotnie zakładanych.

Wśród kluczowych konsekwencji niestabilnych cen dla właścicieli Zielonej Energii można wymienić:

• trudności w pozyskiwaniu finansowania – instytucje finansowe oczekują zabezpieczeń wyższych nawet o 20–30%, co podnosi całkowity koszt pozyskania środków o dodatkowe 2–4%,
• podwyższone opłaty za zabezpieczenia – wykorzystanie instrumentów zabezpieczających przed wahaniami cen, takich jak kontrakty terminowe czy opcje, wiąże się z dodatkowymi kosztami rzędu 5–10% rocznych przychodów,
• niższa efektywność ekonomiczna – instalacje produkują najwięcej prądu przy sprzyjających warunkach pogodowych, lecz wtedy na rynku często pojawia się nadwyżka energii, co prowadzi do gwałtownych spadków cen nawet o 40–60%,
• problematyczne planowanie finansowe – silna zmienność rynku utrudnia zarządzanie przepływami pieniężnymi, wymuszając konieczność utrzymywania większych rezerw gotówki wynoszących zazwyczaj 15–20% rocznych wydatków operacyjnych.

Opisane trudności są szczególnie odczuwalne w projektach, które zakończyły okres korzystania z systemowego wsparcia lub działają tylko częściowo na rynku. Przykładem są projekty wiatrowe w Polsce – analizy pokazują, że gdy roczna zmienność cen przekracza 30%, zakładany zwrot z inwestycji może spaść nawet o 4–7 punktów procentowych względem wcześniejszych prognoz.

Odnawialne źródła energii są mniej odporne na zmiany cen niż energetyka tradycyjna. Elektrownie konwencjonalne mogą elastycznie dostosować produkcję do bieżących potrzeb rynku, ograniczając straty, gdy ceny są niskie. Instalacje OZE pozostają w pełni zależne od warunków pogodowych i nie mogą swobodnie wybierać momentu sprzedaży energii.

Niepewność cenowa wpływa także na długoterminową wartość instalacji OZE. Projekty narażone na znaczące wahania cen są wyceniane przez inwestorów nawet o 15–25% mniej niż te korzystające z gwarantowanych stawek, na przykład poprzez kontrakty różnicowe czy umowy PPA.

Dlaczego zmniejszenie wsparcia rządowego obniża rentowność projektów OZE?

Ograniczenie rządowego wsparcia znacząco wpływa na opłacalność projektów odnawialnych źródeł energii (OZE). Inwestycje w OZE cechują się wysokimi nakładami początkowymi oraz długim okresem oczekiwania na zwrot, dlatego ich rozwój jest silnie uzależniony od pomocy państwa.

Zmiany w wysokości taryf gwarantowanych (feed-in tariffs) mają bezpośredni wpływ na wyniki finansowe inwestycji. Przykładowo, redukcja tych stawek o 10–15% może obniżyć wskaźnik IRR nawet o 3–4 punkty procentowe. W Polsce w latach 2018–2022 rentowność wielu instalacji fotowoltaicznych spadła z poziomu 8–10% do zaledwie 5–6% właśnie przez ograniczenie systemu wsparcia.

Zmniejszenie lub likwidacja dotacji inwestycyjnych znacząco wydłuża czas osiągnięcia progu rentowności. Gdy subsydia państwowe, dotychczas pokrywające 30–40% wydatków, są ograniczane lub znoszone, inwestorzy muszą liczyć się z wydłużeniem okresu zwrotu średnio o 3–5 lat. W wielu przypadkach prowadzi to do konieczności wyłożenia większego kapitału własnego, często przekraczającego pierwotne założenia o 20–25%.

Nieprzewidywalność polityki wsparcia jest kolejnym wyzwaniem dla inwestorów. Obawy dotyczące przyszłości mechanizmów pomocowych powodują, że banki i instytucje finansowe podnoszą marże kredytowe o 1–2 punkty procentowe, co zwiększa koszty kapitału. Każdy dodatkowy punkt procentowy oprocentowania skutkuje spadkiem stopy zwrotu o około 0,8%.

Zmiany w systemie wsparcia wpływają nie tylko na nowe projekty, ale także na już działające instalacje. Wycofanie gwarantowanych cen zakupu, redukcja wartości certyfikatów pochodzenia lub wprowadzenie dodatkowych opłat dla producentów energii z OZE znacząco obniża atrakcyjność finansową istniejących przedsięwzięć. Analizy branżowe wskazują, że retroaktywne decyzje regulatorów mogą powodować spadek przepływów pieniężnych nawet o 25–35%.

Przykładem zmiany wpływającej na sektor jest system rozliczeń mikroinstalacji fotowoltaicznych w Polsce wprowadzony w 2022 roku. Przejście z net-meteringu na net-billing wydłużyło czas zwrotu z 6–7 do 10–12 lat, co negatywnie wpłynęło na przewidywaną rentowność inwestycji.

Zmienne podejście rządu do subsydiowania OZE oddziałuje także na producentów sprzętu i dostawców technologii. Spadek pewności co do przyszłych zysków skutkuje ograniczaniem nakładów na prace badawczo-rozwojowe, co z kolei spowalnia innowacje i obniża konkurencyjność całego sektora.

Sytuacja ta szczególnie dotyka mniejszych inwestorów, którzy nie posiadają rezerw finansowych na przetrwanie dłuższych okresów pogorszonej opłacalności. Duże przedsiębiorstwa energetyczne są lepiej przygotowane na wahania rynkowe, co sprzyja koncentracji rynku i ogranicza różnorodność firm działających w branży OZE.

Jakie koszty operacyjne napotykają inwestorzy w OZE?

Inwestorzy lokujący środki w odnawialne źródła energii muszą liczyć się z różnorodnymi kosztami operacyjnymi, które znacząco wpływają na rentowność projektów. Często rzeczywiste wydatki są wyższe niż początkowo zakładano, co obciąża budżet i obniża stopę zwrotu.

Jednym z kluczowych elementów kosztów jest obsługa techniczna. W przypadku farm wiatrowych serwis to zwykle 2-4% wartości inwestycji rocznie. Po wygaśnięciu gwarancji – zazwyczaj po pięciu latach – koszty utrzymania mogą wzrosnąć nawet o 30–40%. Elektrownie fotowoltaiczne cechują się niższymi opłatami za konserwację, mieszczącymi się w granicach 1-2% wartości instalacji, jednak wymiana falowników co 8-12 lat generuje wydatek sięgający 15-20% początkowego kosztu.

Nieplanowane awarie to kolejne źródło wydatków. Około 15% turbin wiatrowych wymaga poważnych napraw przed ukończeniem dekady użytkowania. Wymiana kluczowych elementów, takich jak przekładnie czy łopaty, może kosztować od 200 do 300 tysięcy złotych. Instalacje fotowoltaiczne są narażone na uszkodzenia od gradobicia i burz, generując dodatkowe nakłady w wysokości 5-10 tysięcy złotych rocznie.

Monitorowanie i zarządzanie instalacjami wymaga wdrożenia specjalistycznych systemów i zatrudnienia wykwalifikowanego personelu. Koszt uruchomienia monitoringu wynosi zwykle 1-3% wartości inwestycji, a bieżąca obsługa to stały wydatek około 5-8 tysięcy złotych rocznie dla przeciętnej instalacji. Ponadto inwestorzy muszą liczyć się z kosztami na poziomie 70-120 tysięcy złotych rocznie na zatrudnienie ekspertów do analizy danych i optymalizacji działania.

Istotne są również koszty ubezpieczeń. Coroczne składki wynoszą od 0,3 do 0,7% wartości instalacji i rosną z czasem. Po dekadzie eksploatacji stawki mogą wzrosnąć nawet o ponad 50% względem początkowych.

Wśród innych zobowiązań finansowych znajdują się daniny publiczne i opłaty administracyjne:

• roczny podatek od nieruchomości sięgający 2% wartości instalacji,
• wzrost obciążeń podatkowych, zwłaszcza dla farm wiatrowych, sięgający kilkuset procent,
• dzierżawa gruntów pod farmy fotowoltaiczne – około 10-20 tysięcy złotych rocznie za hektar.

Obsługa rynku energii również generuje koszty:

• opłaty za bilansowanie wynoszące 2-4% wartości wyprodukowanej energii,
• koszty uczestnictwa w rynku na poziomie 1-2%,
• w przypadku większych instalacji sumaryczne opłaty przekraczają 100 tysięcy złotych rocznie.

Konsekwencją zmian prawnych są dodatkowe wydatki na modernizacje wymuszone nowymi przepisami, np. dotyczącymi ochrony przeciwpożarowej farm fotowoltaicznych. Koszty te mogą wynosić 1–3% corocznych przychodów. Na przykład wprowadzenie nowych zabezpieczeń w instalacji o mocy 1 MW kosztuje od 50 do 100 tysięcy złotych.

Nie można również pominąć rosnących kosztów kredytów i obsługi zadłużenia. Każdy 1 punkt procentowy wzrostu stóp procentowych podnosi koszty finansowania projektu o 5-7% rocznie, co w obecnej niestabilnej sytuacji finansowej mocno obciąża budżet.

Aby minimalizować ryzyka techniczne, inwestorzy tworzą rezerwy finansowe, które zwykle wynoszą 5-10% rocznych przychodów, choć ogranicza to bieżącą płynność i elastyczność finansową przedsięwzięcia.

Jak zmiany w przepisach wpływają na opłacalność inwestycji w OZE?

Jednym z największych wyzwań dla inwestorów w odnawialne źródła energii pozostaje niepewność prawna. Zmienność regulacji dotyka każdego etapu realizacji oraz późniejszej działalności instalacji — od fazy inwestycyjnej aż po samą eksploatację.

W ostatniej dekadzie polski sektor OZE musiał mierzyć się z wieloma poważnymi zmianami legislacyjnymi, które ograniczyły rentowność przedsięwzięć. Przykłady to:

• wprowadzenie systemu aukcyjnego w 2016 roku, który zastąpił zielone certyfikaty, wywołując gwałtowny spadek wartości farm wiatrowych nawet o jedną czwartą,
• ustawa 10H, która praktycznie zablokowała dostępność terenów pod nowe inwestycje wiatrowe,
• skokowy wzrost podatku od nieruchomości dla farm wiatrowych w latach 2017-2018, podnosząc go nawet czterokrotnie.

Zmiany przepisów przekładają się na konkretne obciążenia finansowe:

• konieczność ponownego przygotowywania dokumentacji technicznej i prawnej, co podnosi koszty przygotowawcze nawet o kilkanaście procent,
• wydłużenie czasu uzyskiwania potrzebnych zezwoleń, generujące opóźnienia i wzrost kosztów finansowania projektów,
• potrzeba dostosowania wykorzystywanych technologii do nowych wymogów, powodująca dodatkowe wydatki.

Szczególnie niebezpieczne dla inwestorów są zmiany przepisów z mocą wsteczną. Retroaktywne regulacje takie jak wzrost podatku od nieruchomości spowodowały spadek wartości istniejących farm średnio o kilkanaście procent. W praktyce wiele wcześniej rentownych projektów zaczęło generować straty.

Na poziomie finansowania banki reagują na niestabilność prawną, wprowadzając środki ostrożności takie jak:

• dodatkowe zabezpieczenia do umów,
• podwyższenie marż,
• skrócenie czasu kredytowania,
• zwiększenie wymaganego wkładu własnego.

W efekcie pozyskanie finansowania dla nowych projektów staje się trudniejsze i droższe.

W sektorze fotowoltaiki zmiana modelu rozliczeń z net-meteringu na net-billing w kwietniu 2022 roku znacznie obniżyła opłacalność nowych instalacji prosumenckich, zmuszając wiele przedsiębiorstw do rewizji dotychczasowych planów inwestycyjnych.

Niestabilność prawa przekłada się na realny spadek stóp zwrotu z inwestycji w OZE — różnica sięga nawet kilku punktów procentowych, co powoduje, że projekty planowane jako zyskowne często wypadają słabiej w rzeczywistości. Dla wielu inwestorów to granica nie do przekroczenia.

Rynek wyraźnie pokazuje, że państwa z przewidywalnymi przepisami przyciągają wyższe wyceny projektów odnawialnych niż te o częstych zmianach regulacyjnych. Polska, z powodu zmiennego otoczenia prawnego, notuje premię za ryzyko sięgającą około 2 procent, co znacząco obniża atrakcyjność inwestycji w tym sektorze.

Jak brak stabilnych regulacji wpływa na problemy finansowe w OZE?

Brak przejrzystych i przewidywalnych regulacji w sektorze odnawialnych źródeł energii w Polsce powoduje poważne trudności finansowe dla inwestorów. Realizacja projektów OZE trwa zazwyczaj od trzech do pięciu lat, co oznacza, że inwestorzy często muszą mierzyć się ze zmieniającymi się przepisami w trakcie całego procesu inwestycyjnego.

Niestabilność prawa skutkuje wieloma negatywnymi konsekwencjami:

• rosną koszty pozyskania kapitału, ponieważ inwestorzy oczekują wyższego wynagrodzenia za ponoszone ryzyko,
• wzrost średniego ważonego kosztu kapitału (WACC) o 1,5–3 punkty procentowe w porównaniu do krajów o stabilniejszym otoczeniu prawnym,
• wartość projektów OZE jest u nas o 15–25% niższa niż w państwach z przewidywalnymi regulacjami,
• inwestorzy skracają okres zwrotu inwestycji z 20–25 lat do 7–10 lat, co ogranicza różnorodność przedsięwzięć,
• rosną koszty przygotowań projektu o 5–8% budżetu ze względu na dodatkowe analizy i ekspertyzy.

Brak stabilności regulacyjnej wpływa również na płynność finansową branży OZE. Przykłady z ostatnich lat wskazują na znaczące spadki inwestycji:

• wprowadzenie zmian prawnych w 2016 roku spowodowało aż 80% spadek inwestycji w energetykę wiatrową w ciągu dwóch lat,
• system net-billing z 2022 roku doprowadził do ponad 65% spadku liczby nowych mikroinstalacji fotowoltaicznych względem roku poprzedniego.

Codzienne funkcjonowanie działających instalacji OZE także jest utrudnione. Analizy pokazują, że firmy z sektora utrzymują rezerwy pieniężne o jedną trzecią wyższe niż ich odpowiednicy w krajach o stabilnym prawie, co negatywnie wpływa na efektywność wykorzystania kapitału oraz ogranicza rozwój.

Zmienność przepisów ze skutkiem wstecznym stanowi poważne zagrożenie dla wartości aktywów. W ostatnich dziesięciu latach straty branżowe to 4–6 miliardów złotych, a w niektórych projektach wewnętrzna stopa zwrotu spadła nawet o 40% względem prognoz pierwotnych.

Inwestorzy próbują zabezpieczyć się przed ryzykiem regulacyjnym, co jednak generuje dodatkowe koszty:

• klauzule stabilizacyjne zwiększają koszty obsługi prawnej o 15–20%,
• skomplikowane mechanizmy finansowania podnoszą koszty strukturyzacji o 2–3% wartości inwestycji,
• instrumenty pochodne zabezpieczające przed wahaniami rynkowymi zwiększają koszty o 1–2% rocznych przychodów.

Brak pewności prawnej prowadzi do koncentracji rynku na większych graczach. Mniejsze firmy mają trudności z absorpcją ryzyka, dlatego udział pięciu największych przedsiębiorstw w polskim sektorze OZE wzrósł z 35% do ponad 60% w ciągu ostatnich pięciu lat, co ogranicza konkurencyjność i innowacyjność branży.

Międzynarodowe analizy jednoznacznie pokazują, jak ważna jest stabilność regulacyjna. Kraje z przewidywalnymi regulacjami osiągają nawet o 30–40% więcej mocy zainstalowanej na każdą jednostkę zainwestowanego kapitału, co podkreśla kluczowe znaczenie stabilności dla rozwoju zielonej energetyki.

Dlaczego finansowanie projektów OZE jest trudne?

Zagwarantowanie środków na inwestycje w odnawialne źródła energii stanowi jedno z największych wyzwań polskiego sektora OZE. Realizacja nowych projektów napotyka liczne bariery finansowe, które utrudniają zdobycie niezbędnego kapitału.

Największym problemem jest uzyskanie kredytu w banku. Instytucje finansowe uznają projekty OZE za obciążone znacznym ryzykiem. Wynika to przede wszystkim z faktu, że:

• dochody z produkcji energii bywają niestabilne i oscylują nawet o 20-30% w skali roku,
• finansowanie opiera się na długoterminowych zobowiązaniach (10-15 lat), co w kontekście zmieniającego się prawa budzi obawy banków,
• zabezpieczenia kredytów często przekraczają 130-150% wartości zobowiązania,
• ocena projektów jest znacznie bardziej rygorystyczna niż w innych branżach.

Zaledwie 40-50% projektów w sektorze OZE otrzymuje finansowanie przy pierwszej próbie, a rozpatrywanie wniosku często trwa o kilka miesięcy dłużej niż w innych sektorach. Generuje to dodatkowe koszty dla inwestorów oraz powoduje opóźnienia w realizacji inwestycji.

Wysokie koszty kapitału to kolejne utrudnienie. W Polsce pożyczki są droższe niż na Zachodzie – stopy procentowe i marże kredytowe są wyższe o 2-3 punkty procentowe. Na tę sytuację wpływają m.in.:

• większa marża (1,5-2,5% wobec 0,8-1,2% w Niemczech),
• opłaty organizacyjne związane ze strukturyzacją finansowania (0,8-1,2% wartości projektu),
• koszty ustanowienia zabezpieczeń (1,5-2% rocznego przychodu),
• dodatkowa premia za ryzyko inwestycji w Polsce.

Niedociągnięcia w umowach kredytowych i leasingowych wpływają na skuteczność finansowania. Badania wskazują, że:

• w 35% umów brakuje mechanizmów chroniących przed wzrostem stóp procentowych,
• 40% kontraktów bazuje na zbyt optymistycznych prognozach produkcji energii, zawyżonych nawet o 25%,
• niemal co trzecia umowa nie zabezpiecza funduszy na nieprzewidziane wydatki techniczne, co zagraża płynności finansowej przy awariach.

Kwestie odpowiedzialności za opóźnienia i przekroczenia budżetu są często niejasne, w efekcie czego 25-30% inwestorów musi pokrywać nieplanowane koszty z własnych środków.

Alternatywne źródła finansowania również pozostają ograniczone. Emisje korporacyjnych obligacji dla projektów OZE w latach 2019-2023 wyniosły zaledwie 4,5 mld zł, co pokrywało tylko 8-10% zapotrzebowania na kapitał. Fundusze venture capital i private equity wolą inwestować w rozwinięte projekty, przez co nowe inicjatywy wciąż borykają się z niedoborem funduszy.

Najbardziej dotkliwie skutki tych ograniczeń odczuwają firmy z sektora MŚP. Badania pokazują, że:

• płacą one przeciętnie o 1,5-2 punkty procentowe wyższe oprocentowanie niż duzi gracze energetyczni,
• aż 65% takich przedsiębiorstw napotyka poważne trudności z pozyskaniem długoterminowego finansowania na rozwój OZE.

Powszechne schematy kredytowe nie uwzględniają specyfiki branży odnawialnej, ignorując sezonowe wahania produkcji i długi czas oczekiwania na zwrot z inwestycji. Sztywne harmonogramy spłat często nie odzwierciedlają realnych przepływów finansowych, przez co aż 30-40% projektów ma trudności z utrzymaniem płynności.

Czemu koszty pozyskania kapitału na OZE są wysokie?

Koszt zebrania kapitału na inwestycje w odnawialne źródła energii w Polsce jest jednym z najwyższych w Europie, co znacznie utrudnia rozwój sektora oraz ogranicza jego zdolność do konkurowania.

Główne przyczyny tej sytuacji to:

• znaczne premie za ryzyko inwestycyjne sięgające 3-5 punktów procentowych powyżej stopy bazowej, wynikające m.in. z uzależnienia produkcji energii od warunków atmosferycznych, co powoduje wahania przychodów nawet o 20-30% rok do roku,
• wysokie ryzyko regulacyjne w skali Unii Europejskiej, które powoduje, że agencje ratingowe postrzegają polski sektor OZE jako wysoce niepewny, skutkując wzrostem średniego ważonego kosztu kapitału (WACC) do poziomu 8-11%, podczas gdy na Zachodzie rzadko przekracza 5-7%,
• sposób finansowania projektów, gdzie udział kapitału własnego wynosi 30-40% wobec 20-25% w stabilniejszych systemach,
• droższe kredyty – bankowe marże wyższe o 1,8-2,5 punktu procentowego w porównaniu z innymi inwestycjami infrastrukturalnymi oraz krótszy okres finansowania wynoszący zazwyczaj 10-12 lat wobec 15-20 lat na rynkach zachodnich,
• wysokie wymagania zabezpieczeń sięgające 150-180% wartości kredytu, co generuje dodatkowe koszty na poziomie 2-3% całkowitej wartości finansowania,
• brak doświadczenia rodzimych banków w ocenie projektów OZE, przez co ryzyko awarii i eksploatacji jest wyceniane o 25-40% wyżej niż wskazują realne dane,
• ograniczona konkurencja na rynku finansowym, gdzie w Polsce aktywnie działa jedynie 8-10 instytucji finansujących duże projekty OZE, podczas gdy np. we Francji i Niemczech jest ich ponad dwadzieścia.

Podwyższony koszt kapitału bezpośrednio obniża opłacalność nowych inwestycji. Każdy dodatkowy punkt procentowy WACC powoduje:

• spadek wewnętrznej stopy zwrotu o 0,8-1,2 punktu procentowego,
• wydłużenie czasu zwrotu inwestycji nawet o 2-3 lata.

Warto także podkreślić, że projekty OZE wymagają poniesienia bardzo wysokich nakładów już na etapie początkowym – od 70 do 80% całkowitych kosztów przypada na pierwszą fazę. Wysoki koszt finansowania znacząco ogranicza ich atrakcyjność, szczególnie w porównaniu z innymi sektorami gospodarki.