W 2025 roku i w kolejnych latach wysoki koszt kapitału będzie jednym z najważniejszych czynników warunkujących tempo rozwoju lądowej energetyki wiatrowej w Polsce. Wysokie oprocentowanie w połączeniu z ograniczoną dostępnością finansowania, powodują, że polskie projekty są mniej konkurencyjne niż podobne przedsięwzięcia realizowane w Europie Zachodniej. Szczegółowe opracowanie wraz z analizami kosztów znajdą Państwo w najnowszej edycji raportu „Energetyka wiatrowa w Polsce”, przygotowanego przez ekspertów firmy doradczej TPA Poland/ Baker Tilly TPA, PSEW oraz kancelarii DWF.

Wysokie koszty kapitału to obecnie jedno z wyzwań dla dalszego rozwoju lądowej energetyki wiatrowej w Polsce. Ich przyczyną są zarówno czynniki makroekonomiczne (m.in. wysokie stopy referencyjne w PLN) i geopolityczne, jak i specyficzne uwarunkowania rynku krajowego, w tym ryzyka regulacyjne oraz ograniczone wsparcie systemowe dla nowych inwestycji. Pomimo postępującej profesjonalizacji rynku i rosnącego zainteresowania inwestorów instytucjonalnych, wysokie koszty długu, ryzyka regulacyjne oraz niepewność co do przyszłych mechanizmów wsparcia obniżają konkurencyjność inwestowania w naszym kraju. 

Struktura finansowania i dostępność kapitału

W Polsce projekty wiatrowe realizowane są przede wszystkim w formule project finance, co oznacza, że finansowanie zabezpieczane jest na aktywach spółki celowej, a nie na majątku inwestora. Standardowo, banki są skłonne udzielać finansowania na poziomie 60–70% wartości nakładów inwestycyjnych (CAPEX) oraz kosztów deweloperskich, co jest wynikiem wyraźnie niższym niż w Europie Zachodniej, gdzie poziom ten sięga nawet 70–80%. W Stanach Zjednoczonych jest inaczej – udział długu jest zazwyczaj niższy (35–65%), lecz z powodu ulg podatkowych zachęcających do korzystania z kapitału własnego. Na zakres wykorzystania finansowania dłużnego w Europie wpływ mają m.in. wielkość i rating inwestora – kredytobiorcy, ryzyko inwestycyjne danego kraju, poziom stóp procentowych, istnienie, rodzaj i okres funkcjonowania systemów wsparcia oraz specyfika założeń komercyjnych danego przedsięwzięcia.

W praktyce oznacza to, że inwestorzy w Polsce muszą zakładać większy udział kapitału własnego, co podnosi ich ryzyko i ogranicza skalę możliwych inwestycji. Głównymi źródłami finansowania pozostają kredyty bankowe, finansowanie mezzanine oraz kapitał własny inwestorów, choć coraz większą rolę zaczynają odgrywać alternatywne instrumenty, takie jak emisje obligacji czy finansowanie poprzez fundusze infrastrukturalne.

Marże, warunki kredytowe i wpływ stóp procentowych

Wysokie marże bankowe stanowią istotną barierę dla rozwoju sektora. Przy finansowaniu w złotych polskich marże sięgają obecnie 3%, a banki wymagają stosowania instrumentów zabezpieczających przed ryzykiem stóp procentowych, takich jak interest rate swaps. Dodatkowo, wysokie stopy procentowe w Polsce generalnie ograniczają akcję kredytową banków, co przekłąda się też na ich skłonność do kredytowania inwestycji w OZE. W efekcie, dostępność kredytowania jest ograniczona, a koszt pozyskania długu dla inwestorów wyraźnie wyższy niż na rynkach zachodnioeuropejskich.

„Wyższe stopy procentowe w Polsce oznaczają, że finansowanie inwestycji w farmy wiatrowe jest relatywnie droższe niż w innych krajach europejskich. Wpływa to na wyższy koszt kapitału, przez co inwestycje stają się mniej opłacalne lub wymagają wyższej stopy zwrotu, ale także na większe ryzyko finansowe – szczególnie w fazie przedkomercyjnej, gdy nakłady są wysokie lub też na konieczność korzystania ze wsparcia publicznego, aby utrzymać atrakcyjność projektów.” – dodaje Tomasz Manowiec, Partner, dział Corporate Finance z Baker Tilly TPA.

Ryzyka regulacyjne i projektowe – wpływ na koszt kapitału

Jednym z kluczowych czynników wpływających na wysokość kosztu kapitału są lokalne ryzyka regulacyjne i operacyjne. W Polsce inwestorzy muszą mierzyć się z niepewnością legislacyjną, częstymi zmianami prawa oraz specyficznymi ryzykami związanymi z profilem produkcji energii w źródłach takich jak wiatr czy PV. System aukcyjny, choć formalnie dostępny, nie zapewnia obecnie wystarczającego wsparcia dla nowych projektów, a ograniczona liczba kontraktów długoterminowych (PPA, cPPA) utrudnia zabezpieczenie finansowania bankowego. Dodatkowo, ryzyka i koszty związane z tzw. rozliczaniem ujemnego lub dodatniego salda w kontraktach aukcyjnych są w Polsce w większym stopniu przenoszone na inwestora niż w krajach Europy Zachodniej, co zwiększa postrzegane ryzyko inwestycyjne i podnosi oczekiwany zwrot z kapitału. Analogiczne kontrakty różnicowe w innych krajach Europy Zachodniej w większym stopniu pozwalają inwestorowi podzielić się ryzykiem profilu wytwarzania energii z innymi uczestnikami rynku.

Średnioważony koszt kapitału (WACC) i jego konsekwencje

Tak wysoki WACC przekłada się bezpośrednio na niższą rentowność projektów, wydłuża okres zwrotu z inwestycji i ogranicza zainteresowanie inwestorów, zarówno krajowych, jak i zagranicznych. Raport „Energetyka wiatrowa w Polsce” opisuje, w jaki sposób wysokie koszty finansowania stają się jednym z głównych czynników wpływających na rentowność sektora i jego tempo rozwoju, a takżę dlaczego wskaźnik WACC jest odpowiednim miernikiem służącym do badania kosztu długu i jego wpływu na dynamikę i rentowność inwestycji.

Jakie zmiany na polskim rynku należy wprowadzić już teraz?

Koszt kapitału w Polsce jest obecnie wyraźnie wyższy niż w Europie Zachodniej, co wpływa na opłacalność inwestycji. Wyzwania prawne i regulacyjne, zwłaszcza te dotyczące planowania przestrzennego i tytułów prawnych do gruntów, nadal stanowią istotne ryzyko dla deweloperów. Jak komentuje Wojciech Sztuba, Partner zarządzający w TPA Poland: „Kluczowe dla poprawy sytuacji będzie przede wszystkim zwiększenie przewidywalności otoczenia prawnego, rozwój rynku długoterminowych kontraktów na sprzedaż energii ze źródeł wiatrowych oraz dalsza liberalizacja systemu wsparcia, co mogłoby obniżyć koszt kapitału i przyspieszyć transformację energetyczną kraju.”

Najnowsza edycja raportu jest dostępna na stronie: Energetyka wiatrowa w Polsce