Lietuvoje ir kitose Baltijos valstybėse gausėjantys atsinaujinančiosios energetikos projektai nuteikia teigiamai. Netrūksta pavyzdžių, liudijančių, kad sėkmingos investicijos į atsinaujinančiųjų elektros išteklių (AEI) projektus mažina įmonių produkcijos savikainą ir didina konkurencingumą. Vis dėlto reikia pripažinti, kad verslas, ypač tas, kuris vysto AEI parkus, susiduria su didele rizika ir iššūkiais.
Pernykštė energijos kainų krizė tapo geriausiu argumentu, rodančiu, kad AEI reiškia mažesnes energijos kainas. Todėl su įmonėmis ir investuotojais daug dažniau negu anksčiau teko kalbėtis apie žaliuosius projektus ir jų finansavimo galimybes.
Įmonės kryptingai siekė didinti gamtai draugiškais būdais pasigaminamos energijos dalį, ieškojo ilgalaikių sutarčių, kurias sudarę pirktų AEI energiją, rekordiškai didėjo prašymų prisijungti prie elektros tinklų skaičius. Ši tendencija buvo pastebėta ne tik Lietuvoje, bet ir kitose Europos Sąjungos šalyse.
Vakarų šalyse bankų paskolos yra įprastas būdas finansuoti dešimčių ar šimtų milijonų eurų vertės saulės parkų projektus. Kalbantis su mūsų klientais Lietuvoje, aptariame itin daug klausimų, nes būtina įvertinti daug dalykų ir modeliuoti ateities scenarijus, pavyzdžiui, koks bus tokių projektų reguliavimas, kiek laiko dėl paklausos ir pasiūlos disbalanso didelių komercinių saulės parkų vystytojai negalės gaminti elektros ir negaus pajamų, kaip bus reguliuojamas saulės parkų atjungimas ir panašiai.
Šie scenarijai atskleidžia galimas rizikas – situacijas, kai įmonės neuždirbs planuotų pajamų. Pažymėtina, kad pagal dabar galiojančią tvarką įmanomi net iki 100 proc. veiklos ribojimai, todėl tokia rizika tiek investuotojams, tiek kreditoriams tikrai nėra priimtina.
Taigi, nors saulės elektrinių poreikis vis dar yra didelis, bet ateityje tokių investicijų patrauklumas gali pradėti mažėti dėl to, kad projektų atsipirkimas užtruks ilgiau negu norėtųsi. Tam, be kitų priežasčių, įtakos turi ir augančios finansavimo sąnaudos, ir galimi reguliavimo pokyčiai (pavyzdžiui, dėl 2GW kvotos komercinėms elektrinėms), ir dėl to, kad elektros kainos šiemet yra daug mažesnės, negu buvo tikėtasi dar vos prieš metus. Visa tai lemia AEI projektų finansavimo apimtį ir patrauklumą, todėl riziką verta panagrinėti išsamiau.
Kitų šalių patirtis valdant kainų kintamumo riziką
Elektros energijos kainos kintamumas yra bene pati didžiausia rizika. Pastaraisiais metais kaina smarkiai svyravo, o dėl daugybės įtaką darančių veiksnių ją prognozuoti buvo sudėtinga. Kita vertus, juk kalbame apie investicijas, kurioms atsipirkti reikia itin daug laiko – finansavimas AEI projektams suteikiamas penkiolikai metų ar net ilgesniems grąžinimo terminams.
Tenka konstatuoti, kad dabar galiojanti tvarka neskatina žaliosios energijos gamybos projektų finansavimo. Mat Lietuvoje nėra išvystyti kitose šalyse gan efektyviai veikiantys mechanizmai, tokie kaip fiksuotų elektros energijos supirkimo sutarčių (angl. PPA) ar paramos (pavyzdžiui, „Contract for difference“ – CfD, kuri Lietuvoje bus taikoma tik jūrinių vėjų projektams) sistemos.
Kol kas AEI projektus įgyvendinančių įmonių likvidumą galima vertinti kaip gerą. Tam įtakos turėjo didelės elektros kainos rinkoje. Bet situacija nuolat keičiasi – neseniai vėl ėmė pasitaikyti atvejų, kai elektros kaina tampa neigiama. Būtent kintanti rinkos kaina ir prastos galimybės sudaryti ilgalaikes prognozes yra viena didžiausių rizikų finansuojant AEI projektus. Kai nėra paramos garantijų schemos mechanizmo, o galimybės elektros kainas fiksuoti ilgesniam laikui dėl įvairių priežasčių yra itin ribotos, tiek investuotojai, tiek finansuotojai mato neproporcingą rizikos ir grąžos santykį, t. y. planuojama investicijų grąža būtų per maža, palyginti su prisiimama investicijų rizika.
Kad tokiems projektams įsižiebtų žalia šviesa, reikia naujo reguliavimo, kuris skatintų PPA rinkos plėtrą, sudarytų didesnes galimybes stabilizuoti AEI projektų pajamas gamintojams, o tai mažintų ir finansavimo riziką, ir finansavimo sąnaudas, nes tokių projektų kapitalo kaina sudaro nemažą savikainos dalį. Garantijų schema Lietuvai būtų nauja priemonė, skatinanti PPA rinką ir kartu didinanti konkurenciją tarp energijos pirkėjų ir tiekėjų. Tai ypač praverstų mažoms ir vidutinėms įmonėms, kurių kredito rizika yra nepakankama, jos neturi pakankamai lėšų investicijoms į žaliąją energiją.
Ar vėjo parkų plėtros štilis tapo pamoka?
Taip pat verta prisiminti, kad fiksuotų tarifų (angl. feed-in) parama vėjo jėgainių projektams Lietuvoje baigėsi maždaug prieš aštuonerius metus. Kita paramos schema, pagal kurią pradėta taikyti kainos rizika (angl. sliding premium) buvo nepopuliari dėl paramos sąlygų, tad buvo nutraukta maždaug prieš trejus metus. Taigi prarasta nemažai laiko, nes tarp paramos laikotarpių jokia vėjo parkų plėtra nevyko. Ne dėl to, kad elektros kainos buvo per mažos. Pirmiausia todėl, kad verslas vengė per didelio neapibrėžtumo dėl ateities ir per didelės rizikos. Plėtra atsigavo tik tada, kai prognozuojamos kainos smarkiai šoktelėjo į viršų.
Iš naujų reguliavimo iniciatyvų galima daryti prielaidą, kad diegiamas naujas gamintojų pajamų stabilizavimo mechanizmas pagal CdF formą, kuris geriausiai subalansuoja gamintojų ir vartotojų interesus: gamintojui mokama fiksuota kaina, o skirtumas tarp fiksuotos ir rinkos kainos sumokamas valstybei arba primokamas gamintojui.
Elektros kainos CfD sutartyse Europos Sąjungoje pernai buvo apie 40–60 eurų už megavatvalandę (MW), o tai panašu į istorinę ilgo laikotarpio kainą Lietuvoje. Galima tik prisiminti, kad fiksuotų tarifų laikotarpiu (feed-in), vėjo energijos supirkimo fiksuota kaina siekė 80 eurų už MW, ar net daugiau. Taigi, CfD atveju, jei rinkos kainos būtų aukštesnės negu nustatyti CfD tarifai, valstybės biudžetas gautų papildomų pajamų, o iš jų būtų galima kompensuoti kainas vartotojams. Dabar kainos vartotojams mažinamos nestandartinėmis intervencijomis į rinką, pavyzdžiui, AEI gamintojams taikant 180 eurų už MW pajamų lubas. Šios lubos ir panašūs nenuspėjami sprendimai mažina investuotojų pasitikėjimą rinka.
Tikslas didelis, bet strateginių sprendimų poreikis – dar didesnis
Kaip ir visa Europos Sąjunga, Lietuva kelia tikslą didinti atsinaujinančiųjų energijos išteklių dalį ir tapti klimatui neutralia šalimi. Norint pasiekti Europos Sąjungos žaliojo kurso tikslus, Lietuvoje per metus turėtų būti instaliuojama 2–3 kartus daugiau AEI pajėgumų negu vidutiniškai buvo instaliuojama kasmet iki šiol. Užduotis labai ambicinga, kartu deranti su Lietuvos ryžtu iš elektros importuotojos tapti eksportuotoja.
Negalima nepaminėti ir jau dabar yra gana aktualios balansavimo problemos, kylančios iš perteklinės AEI elektros pasiūlos rizikos. Didinant AEI pajėgumus ši rizika dėl kintančios gamybos kils trumpais laikotarpiais. Vis dėlto tai gali smarkiai apkarpyti žaliosios energetikos projektų pajamas. Atkreiptinas dėmesys, kad neefektyvūs balansavimo sprendimai gali lemti neigiamas ar nulines žaliosios energetikos pirkimo kainas. Tai atgrasytų nuo tolesnės AEI plėtros, o dabartiniai investuotojai galimai patirtų nuostolių.
Jau dabar yra labai sudėtinga prognozuoti, kaip elektros rinka atrodys po penkerių ar dešimties metų ir koks bus pasiūlos ir paklausos santykis. Tad pastangos taikant naują reguliavimą sudaryti palankias sąlygas balansavimo projektams įgyvendinti yra suprantamos – visiems svarbu, kad AEI rinka veiktų ir plėtra vyktų aktyviai, tačiau kartu ir tvariai.
Lietuvoje veikia tikrai labai išvystyta elektros energetikos sistema, pagal kurią galima prijungti gerokai daugiau saulės ir vėjo elektrinių, negu turime jų dabar. Vis dėlto, siekiant ir toliau didinti investicijas į AEI plėtrą, reikėtų strateginių sprendimų, kaip sumažinti tokių projektų finansavimo riziką, užtikrinti didesnį reguliavimo skaidrumą, AEI veiklos stabilumą ir prognozuojamumą.
Nuo rinkos reguliavimo pokyčių ir nuo pačių investuotojų norimos prisiimti rinkos rizikos labai priklausys ir AEI sektoriaus kreditavimo augimas.
