1 godzina temu
Polska energetyka wchodzi w największą transformację energetyczną od kilkudziesięciu lat. Mówimy o zmianie, która nie polega na kosmetyce, ale na całkowitym przebudowaniu systemu energetycznego, na którym stoi cała gospodarka.
Węgiel stopniowo znika, a w jego miejsce wchodzą odnawialne źródła energii (OZE), nowe technologie, magazyny energii i gigantyczna infrastruktura energetyczna.
Ogromne pieniądze, setki miliardów złotych, które w najbliższych latach zostaną wydane na przebudowę całego systemu energetycznego w Polsce. Tam, gdzie pojawiają się takie kwoty… zawsze pojawiają się też firmy, które na tym zarabiają.
W tym materiale rozłożymy sobie tę transformację energetyczną na czynniki pierwsze. Zobaczysz, jak naprawdę wygląda zmiana polskiej energetyki, gdzie dokładnie płynie kapitał i przede wszystkim, które spółki mają największe szanse, żeby realnie na tym zarobić.
Setki miliardów złotych na stole. Kto zarobi na polskiej transformacji energetycznej?
Rosnące zapotrzebowanie na energię elektryczną w Polsce
Wzrost gospodarczy naturalnie zwiększa zapotrzebowanie na energię elektryczną, a cyfryzacja i elektryfikacja kolejnych sektorów tylko wzmacniają ten trend. Jednocześnie zmiany napędza także globalne odchodzenie od paliw wysokoemisyjnych. Rosnąca liczba samochodów elektrycznych, pomp ciepła oraz elektryfikacja przemysłu dodatkowo zwiększają popyt na energię.
Widać to także w prognozach dla polskiego systemu energetycznego. W 2024 r. zapotrzebowanie na energię elektryczną w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym wyniosło około 168 TWh. Do 2050 r. może wzrosnąć do ponad 230 TWh. Oznacza to wyraźny wzrost zapotrzebowania na energię w najbliższych dekadach. Jednocześnie Europa stawia sobie ambitny cel znaczącego ograniczenia emisji dwutlenku węgla. W tym miejscu pojawia się transformacja energetyczna. Proces, który ma pozwolić jednocześnie zwiększyć produkcję energii i ograniczyć jej emisyjność.
Transformacja energetyczna jako ogromny program inwestycyjny
Transformacja energetyczna często przedstawiana jest przede wszystkim jako projekt polityczny, element walki ze zmianą klimatu i realizacji europejskich regulacji. W rzeczywistości jest to jednak przede wszystkim ogromny program inwestycyjny, który w najbliższych dekadach przebuduje znaczną część infrastruktury gospodarczej. Energetyka jest przy tym jednym z najbardziej strategicznych sektorów państwa, ponieważ od jej stabilności zależy funkcjonowanie przemysłu, transportu i całej gospodarki.
Jednocześnie należy ona do najbardziej kapitałochłonnych branż, dlatego zmiana jej struktury oznacza konieczność wydania setek miliardów złotych na nowe moce wytwórcze, modernizację sieci elektroenergetycznych oraz technologie stabilizujące system.
Skala inwestycji związanych z transformacją energetyczną jest ogromna. W Polsce oznacza to budowę dziesiątek nowych farm wiatrowych i fotowoltaicznych, rozwój morskiej energetyki wiatrowej na Bałtyku, inwestycje w magazyny energii czy rozbudowę sieci przesyłowych i dystrybucyjnych.
Równolegle postępuje cyfryzacja systemu elektroenergetycznego, od inteligentnych liczników, przez zarządzanie popytem, po zaawansowane systemy bilansowania energii. W efekcie dotychczasowy model oparty na kilku dużych elektrowniach węglowych stopniowo przechodzi w system bardziej rozproszony i oparty na odnawialnych źródłach energii, magazynach energii i elastycznych jednostkach gazowych.
Taka przebudowa wymaga jednak ogromnych nakładów infrastrukturalnych, a tam, gdzie pojawiają się wielkie projekty inwestycyjne, pojawiają się także firmy, które na nich zarabiają.
Jak zaczęła się transformacja energetyczna w Polsce
Transformacja energetyczna w Polsce nie zaczęła się w jednym konkretnym momencie, ale jest procesem rozciągniętym na już ponad dwie dekady. Jej symboliczne początki można wiązać z wejściem Polski do Unii Europejskiej w 2004 r., kiedy kraj zaczął stopniowo dostosowywać swoją politykę energetyczną do unijnych regulacji klimatycznych oraz systemów wsparcia dla odnawialnych źródeł energii.
W tamtym czasie pierwszym widocznym symbolem zmian była energetyka wiatrowa. W wielu regionach kraju zaczęły powstawać wiatraki, które korzystały z mechanizmów wsparcia i rosnącego zainteresowania zieloną energią.
Rozwój tej technologii został jednak na pewien czas wyhamowany przez zmiany w przepisach, zwłaszcza wprowadzenie restrykcyjnych zasad dotyczących minimalnej odległości turbin od zabudowań. W praktyce ograniczyło to możliwości budowy nowych farm wiatrowych w wielu miejscach kraju. W kolejnych latach ciężar rozwoju odnawialnych źródeł energii przesunął się więc w stronę fotowoltaiki. Dużą rolę odegrały tu programy dopłat dla prosumentów oraz systemy wsparcia, które sprawiły, iż instalacje słoneczne zaczęły pojawiać się masowo na dachach domów i firm.
Jednocześnie europejska polityka klimatyczna zaczęła stopniowo przyspieszać tempo zmian. Rosnące cele redukcji emisji oraz coraz wyższe koszty emisji CO₂ sprawiły, iż transformacja energetyczna przestała być jedynie długoterminową koncepcją, a zaczęła stawać się realną koniecznością gospodarczą.
Aktualny miks energetyczny Polski i rola OZE
Pierwsze wymierne efekty tych zmian widać już w danych dotyczących krajowej energetyki. Rok 2025 był pod tym względem przełomowy, po raz pierwszy około połowa mocy zainstalowanej w polskim systemie pochodziła ze źródeł odnawialnych. Największy udział miała fotowoltaika, która w ostatnich latach rozwijała się w Polsce najszybciej. Istotną rolę w miksie energetycznym odgrywają także elektrownie wiatrowe. Jednocześnie znaczącą część mocy wciąż stanowią elektrownie węglowe, zarówno na węgiel kamienny, jak i brunatny.
Inaczej wygląda jednak struktura faktycznej produkcji energii. Źródła odnawialne są z natury zmienne i zależą od warunków pogodowych, dlatego ich udział w rocznej produkcji energii jest niższy niż w mocy zainstalowanej. W praktyce OZE odpowiadają dziś za nieco ponad 30 proc. wytwarzania energii elektrycznej. Wciąż połowa produkcji opiera się na węglu, a około 10 proc. przypada na gaz ziemny.
Mimo to tempo zmian w ostatnich latach jest wyraźne. W ciągu zaledwie czterech lat moc odnawialnych źródeł energii w Polsce wzrosła trzykrotnie, a ilość energii wprowadzanej do sieci z OZE podwoiła się. Kierunek transformacji energetycznej jest więc jasno zarysowany.
Rola gazu ziemnego jako paliwa przejściowego
Szczególne miejsce w niej ma zajmować gaz ziemny, który w wielu strategiach energetycznych traktowany jest jako paliwo przejściowe. W okresie odchodzenia od węgla jego znaczenie ma rosnąć, ponieważ elektrownie gazowe mogą gwałtownie reagować na zmiany zapotrzebowania i stabilizować system oparty w coraz większym stopniu na niestabilnych źródłach odnawialnych, takich jak wiatr czy fotowoltaika.
Gaz emituje także znacznie mniej dwutlenku węgla niż węgiel, dlatego w krótkiej i średniej perspektywie pozwala ograniczyć emisje przy jednoczesnym zachowaniu bezpieczeństwa dostaw energii.
Jednocześnie gaz nie jest postrzegany jako docelowe paliwo przyszłości. W większości scenariuszy transformacji jego znaczenie ma rosnąć w najbliższych kilkunastu latach, gdy system energetyczny będzie stopniowo odchodził od węgla. Dopiero w drugiej połowie lat 30. zapotrzebowanie na gaz w energetyce ma zacząć spadać.
To pokazuje szerszy obraz całej transformacji energetycznej. najważniejsze pytanie nie dotyczy już bowiem tego, czy zmiana modelu energetycznego nastąpi. Proces jest w dużej mierze przesądzony przez regulacje europejskie, ekonomię nowych technologii oraz rosnące koszty utrzymywania starej energetyki opartej na węglu.
Ktoś na tym wszystkim zarobi niemałe pieniądze. W transformacji energetycznej nie chodzi przecież wyłącznie o produkcję zielonej energii. Równie ważne jest to, gdzie dokładnie popłynie ogromny strumień pieniędzy związany z przebudową całego systemu.
Najwięksi gracze transformacji energetycznej w Polsce
Wśród największych graczy transformacji energetycznej w Polsce pierwszą ligę tworzą dziś duże koncerny energetyczne, ale każdy z nich gra trochę inną rolę.
ORLEN buduje pozycję przede wszystkim jako inwestor w wielkoskalowe projekty nisko- i zeroemisyjne, łącząc offshore, czyli wiatraki na morzu, OZE na lądzie, magazyny energii i jednostki gazowe z własnym zapleczem przemysłowym. W strategii do 2035 r. koncern zakłada wzrost mocy zainstalowanej w OZE do 12,8 GW, rozwój magazynów energii do 1,4 GW, a także zwiększenie mocy w elektrowniach i elektrociepłowniach gazowych z 1,8 do 4,3 GW.
To ważne, bo ORLEN nie rozwija energetyki jako dodatku, tylko jako element większego, zintegrowanego modelu biznesowego, w którym energia ma wspierać konkurencyjność całej grupy, w tym segmentów rafineryjnych i petrochemicznych.
Najbardziej namacalnym symbolem tej strategii jest Baltic Power. Projekt o mocy około 1,2 GW, realizowany wspólnie z Northland Power, kanadyjską spółką energetyczną specjalizującą się w projektach odnawialnych źródeł energii, który według aktualnych komunikatów ma zacząć dostarczać energię jeszcze w 2026 r.
ORLEN nie kończy jednak na jednym projekcie. Spółka deklaruje rozwój kolejnych farm na Bałtyku, a łączny potencjał nowych lokalizacji offshore w grupie przekracza 5 GW. W praktyce oznacza to, iż ORLEN próbuje zająć miejsce nie tylko producenta energii, ale także architekta nowego, bardziej zdywersyfikowanego systemu energetycznego.
Drugim architektem transformacji energetycznej w Polsce jest PGE. Spółka odgrywa kluczową rolę w największych projektach zmieniających krajowy system energetyczny, zwłaszcza w rozwoju morskiej energetyki wiatrowej na Bałtyku.
Projekty Baltica, realizowane wspólnie z Ørstedem, duńską spółką energetyczną specjalizującą się w morskiej energetyce wiatrowej, należą do największych inwestycji energetycznych w Polsce i w kolejnych latach mają dostarczyć kilka gigawatów nowych mocy z offshore.
Poza rozwojem morskiej energetyki wiatrowej spółka planuje inwestycje także w energetykę gazową, lądowe źródła odnawialne oraz magazyny energii. Jednocześnie analizuje nowe kierunki technologiczne, takie jak małe reaktory modułowe czy technologie wodorowe, które w przyszłości mogą odegrać istotną rolę w krajowym systemie energetycznym.
Obserwuj 
Subskrybuj Mniejsze spółki i beneficjenci łańcucha dostaw
Kolejnymi graczami transformacji mogą być TAURON i ENEA. Choć są to spółki mniejsze od ORLENU czy PGE i nie realizują tak spektakularnych projektów jak wielkie farmy wiatrowe na Bałtyku, również odgrywają istotną rolę w przebudowie. Ich strategie opierają się przede wszystkim na stopniowym rozwijaniu odnawialnych źródeł energii, modernizacji istniejących aktywów oraz dostosowywaniu portfela wytwórczego do nowych realiów energetycznych.
TAURON w swojej strategii na lata 2025–2035 wyraźnie stawia na rozwój odnawialnych źródeł energii, zwłaszcza fotowoltaiki, oraz na magazyny energii. Spółka zakłada dynamiczny wzrost mocy zainstalowanej w OZE, z około 0,7 GW do około 6 GW w 2035 r., przy czym dużą część tego portfela mają stanowić właśnie farmy fotowoltaiczne. Jednocześnie grupa planuje rozwój magazynów energii, które mają pomóc stabilizować system i zwiększyć elastyczność pracy odnawialnych źródeł. Według strategii TAURON chce osiągnąć około 1,4 GW mocy w magazynach energii do połowy lat 30. Taki kierunek pokazuje, iż spółka stawia nie tylko na samą produkcję zielonej energii, ale także na technologie, które pozwolą lepiej zarządzać jej zmiennością w systemie energetycznym.
ENEA w swojej strategii transformacji energetycznej przyjęła nieco inny kierunek niż część konkurentów. Oprócz rozwoju odnawialnych źródeł energii spółka mocno stawia na energetykę gazową, która ma pełnić rolę stabilnego uzupełnienia systemu opartego na OZE. W strategii do 2035 r. grupa zapowiada stopniowe zwiększanie udziału jednostek gazowych w swoim portfelu wytwórczym, traktując je jako źródła elastyczne, zdolne gwałtownie reagować na zmiany produkcji z wiatru i słońca. Tylko skąd te wszystkie firmy wezmą na to pieniądze?
Finansowanie transformacji energetycznej i rola środków unijnych
Spółki energetyczne w Polsce stoją dziś przed koniecznością poniesienia ogromnych nakładów inwestycyjnych. Dotyczy to przede wszystkim modernizacji i rozbudowy sieci dystrybucyjnych, które muszą być dostosowane do rosnącej liczby odnawialnych źródeł energii, a także budowy nowych mocy wytwórczych.
Kluczową rolę w finansowaniu tego procesu odgrywają środki unijne. Największym źródłem finansowania transformacji są środki z Krajowego Planu Odbudowy (KPO), Funduszu Modernizacyjnego oraz programu FEnIKS – Fundusze Europejskie na Infrastrukturę, Klimat i Środowisko. Finansują one konkretne projekty inwestycyjne, takie jak rozwój sieci elektroenergetycznych, farm wiatrowych i fotowoltaicznych, magazynów energii, technologii wodorowych czy modernizację infrastruktury.
Część środków ma formę bezzwrotnych dotacji, a znacząca część to preferencyjne pożyczki udzielane przez instytucje publiczne, np. BGK (Bank Gospodarstwa Krajowego) lub Europejski Bank Inwestycyjny (EBI). Państwo wspiera te inwestycje również pośrednio, ponieważ jako główny akcjonariusz ułatwia spółkom dostęp do programów publicznych oraz finansowania z instytucji takich jak Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) czy właśnie EBI.
W praktyce transformacja energetyczna w Polsce jest finansowana z kombinacji kilku źródeł: kapitału własnego spółek, finansowania rynkowego oraz środków publicznych, zarówno krajowych, jak i unijnych. Bez takiej mieszanki i wsparcia publicznego tempo inwestycji w odnawialne źródła energii, sieci elektroenergetyczne i magazyny energii byłoby znacznie niższe.
Tylko jeżeli ktoś szuka ciekawej ekspozycji na transformację energetyczną, to tu pojawia się zasadniczy problem związany z opisanymi spółkami. W dużej mierze są to przedsiębiorstwa kontrolowane przez państwo. Z punktu widzenia inwestorów oznacza to typowe napięcie charakterystyczne dla firm z dominującym udziałem Skarbu Państwa: trudno jednoznacznie ocenić, w jakim stopniu decyzje inwestycyjne są podporządkowane maksymalizacji wartości dla akcjonariuszy, a w jakim realizacji celów polityki energetycznej państwa.
W praktyce nie ma dziś dużej pewności, jaki będzie ekonomiczny zwrot z wielu inwestycji związanych z transformacją energetyczną i czy przełoży się on bezpośrednio na wzrost wartości tych spółek oraz ich wycen giełdowych. Państwo musi przeprowadzić transformację całego systemu energetycznego i naturalnym narzędziem do realizacji tego celu są kontrolowane przez nie koncerny energetyczne. Z tego powodu, szukając bardziej bezpośrednich beneficjentów transformacji energetycznej w Polsce, inwestorzy często zwracają uwagę na mniejsze spółki działające w łańcuchu dostaw – tam zależność między wzrostem inwestycji w sektorze a wynikami finansowymi bywa bardziej przejrzysta.
Spółki z łańcucha dostaw: Budimex, Polimex, Elektrotim, Apator i Onde
Budimex jest dobrym przykładem spółki korzystającej na transformacji energetycznej, choć nie jest klasycznym koncernem energetycznym. To przede wszystkim grupa budowlano-inżynieryjna, która coraz mocniej wchodzi w segment zielonej infrastruktury oraz własnych projektów OZE. Działa więc w dwóch rolach: jako wykonawca dużych inwestycji energetycznych oraz jako inwestor rozwijający własne aktywa w sektorze odnawialnych źródeł energii.
Rozwój własnej infrastruktury energetycznej realizowany jest głównie przez spółkę BXF Energia. W ten sposób Budimex buduje portfel aktywów, który w przyszłości ma wytwarzać energię zarówno na potrzeby własne grupy, jak i na sprzedaż do zewnętrznych odbiorców. Celem jest stworzenie stabilnego źródła przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej.
BXF Energia rozwija portfel projektów fotowoltaicznych i wiatrowych. Wśród nich znajdują się już konkretne aktywa, takie jak farma wiatrowa Magnolia o mocy 7 MW oraz projekt fotowoltaiczny Azalia o potencjale do 60 MW. Spółka analizowała także projekty o łącznej mocy sięgającej setek megawatów. Do 2028 roku grupa planuje posiadać około 500 MW mocy w fazie budowy lub eksploatacji, co odpowiada skali średniej wielkości elektrowni konwencjonalnej.
Jednocześnie Budimex pozostaje ważnym wykonawcą infrastruktury energetycznej. Realizuje kontrakty dla operatorów sieci elektroenergetycznych, budując m.in. stacje elektroenergetyczne, takie jak obiekty w Marszewie czy Piła Krzewina. Spółka uczestniczy także w projektach związanych z rozwojem morskiej energetyki wiatrowej, w tym w budowie infrastruktury lądowej, np. terminalu instalacyjnego w Świnoujściu. W 2026 roku Budimex zapowiedział prezentację nowej strategii, w której segment energetyczny ma odgrywać jeszcze większą rolę w działalności grupy, a coraz większa część nakładów inwestycyjnych ma być kierowana w projekty związane z odnawialnymi źródłami energii.
Beneficjentem może być również Polimex Mostostal, który działa przede wszystkim jako wykonawca dużych projektów infrastrukturalnych w energetyce. Spółka realizuje inwestycje dla sektora energetycznego i przemysłowego w formule projektowania, dostaw oraz robót budowlano-montażowych, uczestnicząc w budowie i modernizacji instalacji energetycznych oraz infrastruktury towarzyszącej. Polimex uczestniczy także w projektach odnawialnych źródeł energii, w tym w budowie farm fotowoltaicznych realizowanych dla inwestorów wraz z infrastrukturą przyłączeniową.
Przykładem takiego zaangażowania jest realizacja lądowej infrastruktury przyłączeniowej dla projektu morskiej farmy wiatrowej Baltica 2 dla Grupy PGE. W ramach tego kontraktu Polimex Mostostal uczestniczy w budowie infrastruktury umożliwiającej wprowadzenie energii z farmy wiatrowej do krajowego systemu elektroenergetycznego. Projekty tego typu dobrze pokazują rolę spółki w transformacji energetycznej: zamiast produkować energię, zarabia ona na budowie infrastruktury niezbędnej do funkcjonowania nowych źródeł OZE.
Ciekawym zyskującym może być również Elektrotim, który specjalizuje się w budowie infrastruktury elektroenergetycznej. Spółka realizuje projekty związane z budową i modernizacją stacji elektroenergetycznych, rozdzielni, systemów zasilania oraz infrastruktury przyłączeniowej dla nowych źródeł energii. Wraz z rosnącą liczbą farm wiatrowych, instalacji fotowoltaicznych i magazynów energii rośnie zapotrzebowanie na inwestycje w sieci oraz stacje elektroenergetyczne umożliwiające przyłączenie tych źródeł do systemu. To właśnie na tego typu projektach Elektrotim może zarabiać, realizując kontrakty dla operatorów sieci oraz inwestorów rozwijających instalacje OZE.
Na transformacji energetycznej powinien zarobić także Apator, który specjalizuje się w produkcji urządzeń pomiarowych i technologii dla sieci elektroenergetycznych. Spółka jest jednym z głównych producentów liczników energii elektrycznej, w tym liczników inteligentnych, które są kluczowym elementem modernizacji systemu elektroenergetycznego. Wraz z rozwojem odnawialnych źródeł energii oraz rosnącą liczbą prosumentów operatorzy sieci muszą inwestować w bardziej zaawansowane systemy pomiarowe i zarządzania energią.
Proces masowej wymiany liczników na inteligentne liczniki zdalnego odczytu oraz cyfryzacja sieci dystrybucyjnych oznaczają duże i wieloletnie zamówienia dla producentów takiej infrastruktury. Apator dostarcza nie tylko same urządzenia pomiarowe, ale także systemy do ich obsługi i zarządzania danymi pomiarowymi, dzięki czemu może korzystać na rosnących inwestycjach w modernizację i cyfryzację sieci elektroenergetycznych.
Na liście nie powinno też zabraknąć Onde, które specjalizuje się w budowie infrastruktury dla odnawialnych źródeł energii. Firma działa przede wszystkim jako wykonawca farm wiatrowych i fotowoltaicznych, realizując projekty dla deweloperów oraz inwestorów energetycznych. Jej działalność obejmuje m.in. przygotowanie terenu, budowę dróg technologicznych, fundamentów pod turbiny wiatrowe, instalację infrastruktury elektrycznej oraz przyłączenie instalacji do sieci elektroenergetycznej.
Model biznesowy Onde opiera się głównie na realizacji kontraktów budowlanych w sektorze OZE, ale spółka rozwija także własne projekty w modelu DBS (develop-build-sell). W praktyce oznacza to, iż najpierw rozwija projekt farmy wiatrowej lub fotowoltaicznej, uzyskuje niezbędne pozwolenia, a następnie sprzedaje go inwestorowi i często sama realizuje budowę jako wykonawca. Dzięki temu może zarabiać zarówno na rozwoju projektu, jak i na jego realizacji. Jednocześnie spółka jest dość wrażliwa na cykl inwestycyjny w branży. W ostatnich latach mierzyła się z trudniejszym okresem, gdy rozwój lądowej energetyki wiatrowej w Polsce zwolnił z powodu regulacji dotyczących lokalizacji turbin wiatrowych, co przełożyło się na spadek portfela zamówień. Wraz z odblokowaniem nowych inwestycji w wiatr i dalszym rozwojem fotowoltaiki rynek ten może jednak ponownie przyspieszyć.
Znajdziesz tam więcej wartościowych treści o inwestowani, giełdzie i rynkach.
DNA Rynków – merytorycznie o giełdach i gospodarkach
Najważniejsze ryzyka inwestowania w transformację energetyczną
Zanim jednak postawisz całą tezę inwestycyjną na transformację, warto spojrzeć też na drugą stronę medalu, bo to, iż pieniądze popłyną, nie oznacza automatycznie, iż popłyną do akcjonariuszy spółek, o których przed chwilą wspominałem. W tej branży jest kilka ryzyk, które łatwo przeoczyć.
Pierwsze i moim zdaniem najważniejsze, to kanibalizacja cen energii. Brzmi abstrakcyjnie, ale mechanizm jest prosty. Im więcej fotowoltaiki i wiatru w systemie, tym częściej w godzinach największej produkcji ceny hurtowe energii spadają do zera, a czasem choćby stają się ujemne. W Polsce zjawisko ujemnych cen w godzinach południowych pojawiło się już w 2023 i 2024 roku i z roku na rok robi się coraz bardziej widoczne. Paradoks polega na tym, iż im więcej OZE w systemie, tym mniej warta jest każda kolejna megawatogodzina produkowana z OZE. Inwestor finansuje farmę fotowoltaiczną, zakładając konkretną cenę sprzedaży energii, a kilka lat później okazuje się, iż realne przychody są niższe niż w modelu. To ryzyko, które uderzy zwłaszcza w tych, którzy budują własne portfele OZE bez kontraktów różnicowych czy długoterminowych umów PPA.
Drugim ryzykiem jest wąskie gardło sieci przesyłowej. Polska sieć po prostu nie nadąża za tempem rozwoju OZE. Według danych PSE, w ostatnich latach operatorzy odmawiali przyłączenia do sieci projektom o łącznej mocy przekraczającej 80 GW. To więcej niż całe obecne zapotrzebowanie kraju. Efekt jest taki, iż deweloper może mieć gotowy projekt, pozwolenia, finansowanie, ale nie ma dokąd wpiąć kabla. W tej sytuacji paradoksalnie największymi beneficjentami stają się firmy budujące infrastrukturę sieciową, czyli wspomniane już Elektrotim czy Polimex, a tracą ci, którzy liczyli na szybki rozwój własnych mocy wytwórczych.
Trzecie ryzyko to ryzyko regulacyjne, które w polskiej energetyce już raz zdążyło wywołać trzęsienie ziemi. Przypomnijmy sobie tak zwaną ustawę odległościową z 2016 roku, która praktycznie zamroziła rozwój lądowej energetyki wiatrowej na niemal dekadę. Firmy, które budowały swoje plany w oparciu o wiatraki na lądzie, zostały wycięte z rynku decyzją polityczną. Dzisiaj regulacje idą w przeciwnym kierunku, ale historia pokazuje, iż wahadło potrafi się cofnąć. Każda zmiana rządu, każda nowa koalicja, każda nowa strategia energetyczna to ryzyko, iż reguły gry zmienią się w trakcie meczu.
Czwarte ryzyko to koszt kapitału. Projekty energetyczne są z definicji długoterminowe. Farma wiatrowa na Bałtyku zwraca się w horyzoncie 15–20 lat. Magazyn energii to inwestycja liczona w dekady. W środowisku wyższych stóp procentowych, w którym żyjemy od 2022 roku, wiele projektów, które wyglądały atrakcyjnie przy stopach bliskich zeru, dziś ledwo spina się ekonomicznie. Już widzieliśmy za granicą anulowane kontrakty offshore w USA i UK, bo deweloperzy po prostu nie byli w stanie ich zrealizować przy zakładanych cenach. jeżeli stopy w Polsce nie będą spadać tak szybko, jak liczy rynek, część zapowiadanych inwestycji może się po prostu nie wydarzyć albo wydarzyć w okrojonej formie.
Piąte ryzyko, specyficzne dla spółek Skarbu Państwa, to konflikt interesów. ORLEN, PGE, TAURON, ENEA – każda z tych firm ma dwóch panów. Z jednej strony akcjonariuszy mniejszościowych, którzy chcą zwrotu z kapitału. Z drugiej państwo, które chce taniej energii dla odbiorców, utrzymania miejsc pracy w regionach górniczych i realizacji celów klimatycznych. Te cele rzadko idą w parze. Historia ostatnich lat pokazała, iż gdy dochodzi do konfliktu, interes akcjonariusza mniejszościowego zwykle jest na końcu listy. Wydzielenie aktywów węglowych do NABE miało być przełomem i przez lata było obiecywane, ale konkretów wciąż brakuje. To pokazuje, jak łatwo strategiczne decyzje mogą utknąć w politycznym klinczu.
I szóste, może najbardziej niedoceniane ryzyko, to ryzyko wykonawcze. Transformacja energetyczna to nie jest jeden duży projekt, tylko tysiące średnich i małych, które muszą się wydarzyć równolegle. A branża budowlana w Polsce ma ograniczone moce przerobowe. Już dziś widać napięcia z dostępnością specjalistów, sprzętu i materiałów. Firmy takie jak Budimex, Polimex czy Onde mogą mieć pełne portfele zamówień, ale realizować je z niższymi marżami niż zakładały, bo koszty rosną szybciej niż ceny w kontraktach. To klasyczne ryzyko branży budowlanej, które w cyklu inwestycyjnym potrafi zamienić rekordowe przychody w rozczarowujące zyski.
Selekcja spółek jako klucz do inwestowania w energetykę
Te wszystkie ryzyka nie oznaczają, iż na transformacji nie da się zarobić. Oznaczają tylko, iż trzeba wiedzieć, w co się wchodzi i po której stronie łańcucha wartości stawia się pieniądze.
Całościowo to jeden z największych projektów inwestycyjnych, jaki zobaczymy w najbliższych dekadach. Skala jest ogromna. Kierunek zmian jest w dużej mierze przesądzony, ale z perspektywy inwestora to wcale nie jest prosta historia.
To nie tak, iż wystarczy kupić „coś z energetyki” i czekać na zyski. W tym sektorze bardzo dużo zależy od regulacji, kosztu finansowania, decyzji politycznych i tego, gdzie dokładnie w łańcuchu wartości działa dana spółka. Jedni będą budować i zarabiać na każdym nowym projekcie. Inni będą inwestować miliardy i przez lata niekoniecznie przekładać to na wyniki dla akcjonariuszy.
Dlatego tutaj kluczowa nie jest sama wizja rynku, tylko selekcja. Wybór tych firm, które faktycznie będą beneficjentami przepływu kapitału, a nie tylko jego uczestnikami, a to zupełnie dwie różne rzeczy.
Do zarobienia,
Piotr Cymcyk
