Ostatnie lata pod względem cen energii przyniosły prawdziwą rewolucję na rynku nieruchomości. Pokazały, jak bardzo sektor ten jest wrażliwy na zmiany cen i ile jest jeszcze do zrobienia w kontekście zmian legislacyjnych związanych ze zmianami klimatycznymi. O tym, że transformacji energetycznej nie unikniemy, jak sobie radzić w zawiłościach rynku energetycznego oraz o widokach na przyszłość dla tego segmentu rozmawiamy z Dariuszem Chrzanowskim, dyrektorem Działu Energy Advisory w Colliersie.
„Property Insider”: Jaka jest obecnie sytuacja na rynku energii elektrycznej oraz jej wpływ na rynek nieruchomości?
Dariusz Chrzanowski, dyrektor Działu Energy Advisory w Colliersie: Jeszcze kilka lat temu rynek energii był tłem do prowadzenia biznesu na rynku nieruchomości, ale po rosyjskiej agresji na Ukrainę w 2022 r. to się zmieniło. Rosja, będąca przez lata głównym dostawcą surowców energetycznych do Europy, w szczególności gazu, po napaści na Ukrainę objęta została embargiem, co spowodowało gwałtowne wzrosty cen gazu i węgla, a w konsekwencji cen energii elektrycznej.
Ta wojna pokazała, jak bardzo Europa, mając niewielkie udziały w globalnych rezerwach gazu (1,8 proc.) i węgla (12 proc.), jest wrażliwa na ceny surowców, co powoduje, że cena jednostkowa energii elektrycznej może się znacząco wahać w jedną i w drugą stronę, w zależności od sytuacji na światowych rynkach surowców.
Czyli ceny energii z kwestii drugoplanowej stanęły w pierwszym rzędzie kwestii zajmujących zarządców nieruchomościami. Jak zareagował rynek?
Duża część rynku w Polsce, również branża nieruchomościowa, polubiła zakup energii elektrycznej na rynku SPOT, czyli rynku dnia następnego. Zakup energii następuje tu po hurtowych cenach aktualnie notowanych na Towarowej Giełdzie Energii. De facto cenę na fakturze znamy dopiero po okresie dostawy w danym miesiącu i jest ona średnią ważoną notowań na rynku SPOT w danym miesiącu lub inną formą średniej, w zależności od tego, co ustalimy w kontrakcie ze sprzedawcą.
Ktoś może powiedzieć, że jest to trochę jak kupowanie kota w worku, ale firmy zupełnie świadomie wybrały to ryzyko. Trzeba jednak podkreślić, że ma ono inny wymiar przy zamrożonych cenach prądu i słabej aktywności gospodarczej w poszczególnych krajach w UE. W ubiegłym roku rynek SPOT był bardzo atrakcyjny, ponieważ nie było ryzyka straty przy górnej granicy ceny, a wręcz można było zyskać i otrzymać cenę atrakcyjniejszą niż to, co zapisane jest w ustawie zamrażającej ceny, obowiązującej jeszcze do połowy tego roku.
Co będzie po lipcu?
Jeśli od lipca zamrożenie cen nie zostanie przedłużone, to firmy kupujące energię elektryczną na rynku SPOT będą absorbowały 100 proc. ryzyka zmienności cen. Będą musiały więcej uwagi poświęcić na analizę fundamentalną, antycypując ruchy cen na TGE. Mimo popularności rynku SPOT w okresie obowiązywania ustawy zamrażającej ceny energii elektrycznej w Polsce część firm zdecydowała i wciąż decyduje się na zakup tradycyjny, czyli w stałej cenie na cały rok. Jednak stanowią one raptem kilka procent odbiorców. Reszta zdecydowała się na model mieszany, czyli transze – część wolumenu po stałej cenie – i SPOT, w którym końcowa cena na fakturze jest wypadkową tych dwóch opcji. Jeśli ktoś ma większą skłonność do ryzyka, to SPOT przeważa w jego strategii zakupu.
To dość ryzykowna sytuacja. Czy jest szansa, że koszty energii się ustabilizują?
W 2022 r. energię elektryczną kontraktowało się na rok 2023 w stawkach 1500–2000 zł za 1 MWh. W ubiegłym roku zaczynaliśmy od ok. 800 zł do 650 zł za 1 MWh pod koniec roku, co pokazuje tendencję spadkową, bo rynek już zdyskontował w cenach wojnę, a przez to, że Rosja przestała być głównym dostawcą surowców, łańcuchy dostaw surowców na nowo się ukształtowały. Kolejnym czynnikiem spadku cen jest spowolnienie gospodarcze, głównie w Niemczech. Samo zużycie energii elektrycznej tak w Polsce, jak i w Niemczech spadło o kilka punktów procentowych. W konsekwencji notujemy znaczącą przecenę praw do emisji CO2, który obok węgla stanowi istotny czynnik kosztotwórczy produkcji energii z paliw kopalnianych. Krótkoterminowo trudno powiedzieć, czy ten spadek się pogłębi, czy może ceny znów wzrosną, np. z powodu eskalacji konfliktu na Bliskim Wchodzie.
W średnim i długim terminie – 8–10 lat – przy wzroście udziału OZE myślę, że uczciwym poziomem cenowym będzie ok. 600 zł/MWh. W ujęciu procentowym obecne ceny energii elektrycznej, w porównaniu z tymi sprzed wybuchu wojny w Ukrainie, są niemal na identycznym poziomie, ale w porównaniu z cenami z 2022 r., już po rosyjskiej agresji na naszego sąsiada, jest taniej o od 50 do 70 proc.
Jak może wyglądać struktura produkcji energii elektrycznej w Europie i w Polsce za, powiedzmy, 10 lat?
Odpowiedzi należy szukać we Francji, gdzie atom jest głównym źródłem energii elektrycznej, a ceny prądu są niższe niż w innych krajach.
Polska też powinna jak najszybciej budować elektrownie atomowe. I oby udało się zrealizować to przedsięwzięcie do zapowiadanego 2033 r. Jesteśmy częścią Europy, która nie jest samowystarczalna energetycznie, więc powinniśmy szukać pomysłów, żeby uniezależnić się od dostawców z zewnątrz. Pomoże nam w tym także OZE. W Polsce dysponujemy obecnie ok. 28 GW mocy zainstalowanej w OZE. Niemal 18 GW pochodzi już z PV, pozostała część to przede wszystkim elektrownie wiatrowe. Za chwilę dojdzie do tego offshore, czyli wiatraki na Bałtyku.
Widać więc, że potencjał do produkowania zielonej energii w Polsce jest i trzeba ten sektor rozwijać.
A co z magazynowaniem energii? Teraz to wyzwanie.
Magazyny energii mają dwie role do odegrania. Z jednej strony stabilizacji systemu energetycznego, zwłaszcza w przypadku OZE, które nierównomiernie pracują w zależności warunków pogodowych. Z drugiej – wzmocnienia sieci przesyłowej i zabezpieczenia kraju przed blackoutem, czyli odcięciem prądu, co miało miejsce w Wielkiej Brytanii w sierpniu 2019 r. Z nie tak dawno opublikowanych danych wynika, że w kolejce do przyłączy do sieci mamy magazyny dysponujące 9 GW mocy na koniec października ub.r. Obecnie są to głównie duże kontenery z bateriami litowo-jonowymi przy farmach fotowoltaicznych, ale w przyszłości rewolucją w kwestii magazynowania energii może być wykorzystanie wodoru.
Sporo się mówi o niezależności energetycznej na poziomie kraju czy nawet całej Europy. Czy i w jaki sposób przedsiębiorstwa mogą budować swoją niezależność energetyczną?
W skali mikro trudno zbudować niezależność energetyczną i zabezpieczyć się przed blackoutem, budując np. magazyny energii. Oczywiście więcej możliwości mają nieruchomości komercyjne, takie jak centra handlowe i magazyny, jednak dotyczy to raczej zasilania awaryjnego lub wspomagającego. Na tym etapie właściciele nieruchomości są skazani na jakość infrastruktury sieci energetycznej, która poprawia się w nieśpiesznym tempie, ale konsekwentnie. Dynamika tej modernizacji będzie zależała od wielkości nakładów inwestycyjnych, co jest również efektem decyzji politycznych. Szacuje się, że na modernizację sieci energetycznych w naszym kraju potrzeba 64 mld zł. Żeby transformacja w Polsce mogła się udać, a gospodarka była konkurencyjna, główny strumień inwestycji w spółkach energetycznych powinien być skierowany na rozwój sieci. Będzie to także ważny element stabilizujący ceny na rynku energii, co z punktu widzenia odbiorców jest kluczowe. Z naszymi klientami najczęściej rozmawiamy o tym, co zrobić, żeby uniezależnić się od wahań na rynku energii oraz żeby być bardziej zielonym i uniezależniać się od energii ze źródeł konwencjonalnych.
Co im radzicie?
Jedną z form realizacji tych celów są kontrakty PPA (Power Purchase Agreement), czyli wieloletnie umowy na energię z OZE. O ile na rynkach zachodnich jest to już bardzo powszechna formuła, o tyle w Polsce dopiero się rozwija. Przy ich zawieraniu trzeba zwrócić uwagę na wiele kwestii. Po pierwsze, możliwość zakłócenia dostaw, np. z powodu przerwania pracy (braku wiatru czy słońca), wyłączenia farmy, a nawet wandalizmu. Wszystko to trzeba w takim kontrakcie zabezpieczyć. Po drugie, z uwagi na to, że są to umowy wieloletnie (na minimum 5, a nawet 10 i 15 lat), trzeba znaleźć poziom cen, który będzie atrakcyjny przez cały okres trwania kontraktu zarówno dla producenta, jak i dla odbiorcy. Warto podkreślić, że cena w PPA jest raczej stała – rynek do tego dąży, ponieważ daje ona inwestorowi bezpieczeństwo, a w przypadku banku udzielającego finansowania jest to wręcz wymóg. Oczywiście często pojawia się zapis o indeksacji ceny do inflacji, czasem o indeksację do rynku SPOT.
Jak przy tylu zmiennościach i niepewnościach na rynku energii pogodzić interesy wszystkich jego uczestników?
Wspólnym mianownikiem interesów wszystkich grup – od wytwórców, przez pośredników i zarządców nieruchomości, po najemców – jest obecność w UE i wspólna polityka klimatyczna prowadząca do neutralizowania naszego śladu węglowego. Od tego roku największe firmy muszą raportować swój wpływ na środowisko. Mniejsze, o ile nie są jeszcze do tego zobowiązane, to z powodów wizerunkowych i biznesowych powinny podejmować kroki w tym kierunku, aby pokazać się interesariuszom jako organizacje dbające o klimat (raportowanie niefinansowe może pozytywnie działać np. na kurs akcji).
Co ważne, w 2027 r. część właścicieli nieruchomości komercyjnych będzie zmuszona do zakupu praw do emisji CO2 wzorem zakładów energetycznych, jeśli ich obiekty przekraczać będą ustalone (obecnie trwa ustalenie) normy emisji gazów cieplarnianych na 1 mkw. Pojawi się też kwestia dyrektywy o OZE, która będzie wymagać, żeby jeszcze przed 2030 r. 49 proc. zużywanej energii w nieruchomościach komercyjnych pochodziło z zielonych źródeł. Dużo jest więc do zrobienia, zwłaszcza że wejście świadectw charakterystyki energetycznej pokazało, jak wiele budynków dostało kategorię D, a nawet G, więc mogą się okazać niesprzedawalne.
I o tym właściciele nieruchomości muszą myśleć już dziś – opracować plan wydatków poprawiających parametry energetyczne budynku, począwszy od ocieplania, przez wymianę instalacji na energooszczędną po inwestycje w instalacje, np. fotowoltaiczne. Dobrym krokiem będzie także podpisanie umowy PPA, która solidnie wyczyści ślad węglowy. Warto pamiętać, że im dłużej zwlekamy z zakontraktowaniem energii z OZE, tym bardziej ryzykujemy jej niedostępność, a gdy coś staje się towarem deficytowym, to szybko drożeje. Przyszłość zależy też od planów nowego rządu na politykę energetyczną i decyzji w Brukseli, choćby w zakresie budowy energetycznego połączenia transgranicznego z Ukrainą, które pozwoliłoby na import energii z atomu. Pomogłoby to nam w spokojniejszym przeprowadzeniu transformacji energetycznej, której nie unikniemy.
Dariusz Chrzanowski, dyrektor Działu Energy Advisory, Colliers
