Zacznijmy od obrazu rynku. Czy Polska rzeczywiście jest w punkcie zwrotnym transformacji energetycznej?
Tak — widać trwały trend spadku udziału węgla i wzrostu OZE, ale kluczem jest przejście od pilotaży do masowej realizacji projektów. Potrzebujemy inwestycji w źródła, sieci, magazyny i elastyczność systemu, bo tylko to obniży koszty energii i trwale zredukuje emisje.
Wielu odbiorców pyta, dlaczego przyspieszenie jest konieczne już teraz.
Każdy rok zwłoki to „lockin” w aktywach wysokoemisyjnych i wyższy rachunek w przyszłości. Do tego rosną wymagania regulacyjne i oczekiwania partnerów handlowych — przewagę zyska ten, kto szybciej obniży intensywność emisji i zabezpieczy stabilne koszty energii dla przemysłu. Dla przykładu: sam sektor ciepłowniczy wymaga zaangażowania środków na poziomie od 300 do 500 miliardów złotych na dekarbonizację.
Skąd wziąć pieniądze na tak duży program inwestycyjny?
Istnieje zestaw źródeł. Po pierwsze: środki unijne i przychody z uprawnień do emisji — to trzon. Po drugie: dług bankowy, zielone obligacje, finansowanie instytucji rozwoju i kapitał prywatny. Istnieje wiele możliwości przyspieszenia tego, takich jak dotacje itp. Projekty muszą być zarówno technicznie, jak i ekonomicznie uzasadnione - również w dłuższej perspejtywie czasu , nawet 30 lat.Tu pojawiają się modele DBFM i DBFMO.
Czym one są i dlaczego pasują do dekarbonizacji?
DBFM łączy projektowanie, budowę, finansowanie i utrzymanie w jednym kontrakcie z opłatą za dostępność — wykonawca optymalizuje koszt całego cyklu życia, co w energetyce jest kluczowe. DBFMO dodaje operację, z KPI/SLA (np. dostępność mocy, efektywność, emisyjność). To przenosi ryzyka eksploatacyjne na partnera prywatnego i pozwala „płacić za wynik”, a nie za samą infrastrukturę.
Jakie obszary w Polsce są najbardziej „pod DBFM/DBFMO”?
Ciepłownictwo systemowe (modernizacja źródeł, węzłów i sieci z gwarancją parametrów), energetyka rozproszona i OZE z magazynowaniem, modernizacje energetyczne budynków publicznych, a także niskoemisyjne ciepło procesowe w przemyśle. Wszędzie tam kluczowa jest dostępność, efektywność i przewidywalny koszt w czasie.
A co z ryzykami — budowa, operacja, popyt? Jak je rozkładać?
Zasada jest prosta: ryzyko bierze na siebie ten, kto ma na nie realny wpływ. Partner prywatny przejmuje budowę, dostępność i eksploatację w DBFMO, a strona publiczna zapewnia stabilne otoczenie regulacyjne i spłaca inwestycję, odbierając wyprodukowaną w instalacji energię. Dobrze zdefiniowane KPI/SLA, matryca ryzyk i mechanizmy korekt płatności są tu kluczowe.
Czy dobrze rozumiem, że za energię się już nie płaci?
Tak właśnie w tym modelu jest! Klient spłaca koszty inwestycji i płaci za eksploatację, serwis itd. Za czystą, odebraną energię Klient nie płaci już nic.
Jak złożyć tę finansową układankę dla konkretnego projektu?
Najpierw studium wykonalności i analiza ryzyk, potem miks finansowania: granty/pożyczki UE, środki z uprawnień do emisji, ewentualnie obligacje.
Co doradziłby Pan decydentom, by przyspieszyć inwestycje i skrócić czas do obioru energii?
Trzy rzeczy. Standaryzacja dokumentów dla DBFM/DBFMO, jasno wyznaczone kierunki działania z priorytetami i harmonogramem oraz łączenie środków UE i przychodów z emisji z kapitałem prywatnym. To natychmiast zwiększa atrakcyjność modelu finansowego i szanse na rozpoczęcie inwestycji oraz skraca czas do rozpoczęcia działania.
I na koniec: jaka jest pana teza na najbliższe lata?
Punkt zwrotny już nastąpił — teraz liczy się tempo i jakość wdrożeń. Modele rozliczane za wynik, solidny miks finansowania i koncentracja na całym cyklu życia aktywów to najkrótsza droga do tańszej, czystszej i bezpieczniejszej energii dla gospodarki, miast i gmin. Zapraszam do zapoznania się z propozycją GETEC by odnaleźć właściwą drogę do dekarbonizacji i przyspieszenia transformacji.
