ENGLISH VERSION BELOW
Budowa elektrowni jądrowych to projekty o wysokim stopniu złożoności, realizowane w długim horyzoncie czasowym i wymagające znacznych nakładów inwestycyjnych, obciążone specyficznymi ryzykami na etapie planowania, budowy oraz eksploatacji. Uwarunkowania te skutkują podwyższonymi oczekiwaniami inwestorów w zakresie stopy zwrotu, proporcjonalnymi do poziomu ponoszonego ryzyka.
Uwarunkowania rentowności projektów jądrowych
Podejście do realizacji projektu jądrowego oraz zapewnienia jego rentowności jest w dużym stopniu uzależnione od struktury rynku energii elektrycznej oraz stopnia jego liberalizacji. Znaczna część istniejących elektrowni jądrowych powstała w latach 70. i 80. XX wieku, w okresie silnej regulacji sektora elektroenergetycznego w poszczególnych krajach. Wówczas rentowność projektów była w dużej mierze gwarantowana przez państwo – poprzez długoterminowe kontrakty zapewniające przychody na poziomie umożliwiającym pokrycie kosztów budowy i eksploatacji elektrowni jądrowych oraz pożyczek państwowych.
Reformy liberalizujące rynek energii elektrycznej, wdrażane w wielu krajach w ostatnich dekadach, miały na celu zwiększenie konkurencji i obniżenie cen dla odbiorców. Jednocześnie doprowadziły one do istotnego wzrostu niepewności cenowej i wolumenowej dla inwestorów, co w przypadku projektów jądrowych przełożyło się na znacznie wyższe ryzyko inwestycyjne. Efektem był wzrost oczekiwanych stóp zwrotu oraz ograniczona liczba nowych elektrowni jądrowych realizowanych w państwach zachodnich.
Wpływ kosztu kapitału na rentowność projektu jądrowego
Dominującym składnikiem kosztowym w wytwarzaniu energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych jest średnioważony koszt kapitału (WACC[1]) – obejmujący zarówno finansowanie własne, jak i dłużne. Jego poziom determinowany jest specyficznym profilem ryzyka projektu, w szczególności wysokimi nakładami inwestycyjnymi ponoszonymi na wczesnym etapie oraz długim, ponadstandardowym względem rynków finansowych, horyzontem zwrotu.
Koszt kapitału, rozumiany jako zwrot z zainwestowanego kapitału wraz z oczekiwanym wynagrodzeniem akcjonariuszy oraz dostawców finansowania dłużnego, może stanowić nawet do 60%[2] całkowitego kosztu wytworzenia energii elektrycznej w elektrowni jądrowej. Zmiana WACC o jeden punkt procentowy może zwiększyć koszt produkcji energii nawet o 50 PLN/MWh[3]. Osiągnięcie odpowiednio niskiego poziomu WACC jest zatem warunkiem uzyskania kosztu wytwarzania energii konkurencyjnego wobec innych technologii.
Podział ryzyk pomiędzy inwestora a państwo
W tym kontekście kluczowe znaczenie ma sposób podziału ryzyk pomiędzy inwestorów prywatnych a państwo. Koszt finansowania dłużnego w dużej mierze zależy od struktury finansowania oraz alokacji ryzyk pomiędzy dostawców kapitału własnego i obcego.
W projektach infrastrukturalnych, takich jak elektrownie jądrowe, istotną rolę w tym podziale odgrywa również państwo.
Większy udział państwa w alokacji ryzyk projektu skutkuje ich redukcją dla pozostałych interesariuszy, w tym inwestorów i instytucji finansowych, co przekłada się na niższe oczekiwane stopy zwrotu oraz koszt finansowania dłużnego.
Systemy wsparcia są przykładem przejęcia części ryzyk przez Państwo.
Możliwe systemy wsparcia dla projektów jądrowych
Celem systemów wsparcia jest mitygacja kluczowych ryzyk, co przekłada się na obniżenie kosztu kapitału oraz zwiększenie bankowalności projektu. Mechanizmy wsparcia mogą obejmować m.in.:
- zabezpieczenie ceny lub przychodów ze sprzedaży energii (np. kontrakty różnicowe, model RAB[4]),
- dodatkowe strumienie przychodów (np. rynek mocy),
- zabezpieczenie wolumenu sprzedaży energii (np. modele spółdzielcze, takie jak Mankala w Finlandii),
- bezpośrednie obniżenie kosztów finansowania poprzez gwarancje Skarbu Państwa, preferencyjne kredyty ubezpieczane przez agencje kredytów eksportowych lub ulgi podatkowe.
Wykorzystanie kontraktu różnicowego jak w przypadku projektu Hinkley Point C w Wielkiej Brytanii ma umożliwić osiągnięcie WACC na poziomie ok. 9%[5] a w przypadku projektu Sizewell C nawet poziomu 5%5 (poprzez większą alokację ryzyk do państwa)w porównaniu do kilkunastu procent w przypadku realizacji projektu bez systemu wsparcia.
Niezależnie od wybranego mechanizmu, zastosowanie systemu wsparcia równoznaczne jest z wykorzystaniem pomocy publicznej, która wymaga notyfikacji do Komisji Europejskiej. Przykładem takiego procesu jest wydanie pozytywnej decyzji przez Komisję Europejską dotycząca systemu wsparcia dla pierwszej elektrowni jądrowej w Polsce w lokalizacji Lubiatowo–Kopalino. Kolejne projekty jądrowe, w tym projekty SMR, również będą wymagały odpowiednio zaprojektowanego, uniwersalnego systemu wsparcia.
Podsumowanie
Rentowność projektów jądrowych w kluczowym stopniu zależy od oczekiwanego poziomu kosztu kapitału, który jest bezpośrednio powiązany z poziomem ryzyk rynkowych i regulacyjnych. Odpowiednia alokacja ryzyk pomiędzy inwestorów a państwo w tym zastosowanie dedykowanych systemów wsparcia są niezbędne do obniżenia WACC i zapewnienia konkurencyjności energetyki jądrowej.
[1] Z ang. Weighted Average Cost of Capital
[2] Zgodnie z danymi World Nuclear Association
[3] Opracowanie własne zgodnie z szacunkami The French Nuclear Society
[4] Z ang. Regulated Asset Base – regulacyjna wartość aktywów
[5] WACC nominalny po opodatkowaniu – zgodnie z danymi Department for Energy Security i Net Zero and Department for Business, Energy & Industrial Strategy w Wielkiej Brytanii
Autor: Mateusz Tyczyński, Manager, DAS Polska, doradztwo biznesowe, ekspert ds. energetyki jądrowej
Mateusz to menedżer z ponad dziewięcioletnim doświadczeniem w zakresie doradztwa biznesowego, pracujący dla klientów z sektora energetycznego. Koncentruje się na doradztwie strategicznym, posiadając bogate doświadczenie w opracowywaniu strategii, doradztwie biznesowym oraz zagadnieniach regulacyjnych. Mateusz kieruje praktyką doradztwa biznesowego i systemowego w DAS Polska.
Materiał Partnera Sesji – Decision Analysis Services
ENGLISH VERSION
The construction of nuclear power plants involves highly complex projects, carried out over a long time horizon and requiring substantial capital expenditure, and exposed to specific risks at the planning, construction, and operational stages. These conditions lead to higher investor expectations regarding rates of return, proportionate to the level of risk borne.
Determinants of profitability in nuclear projects
The approach to implementing a nuclear project and ensuring its profitability depends to a large extent on the structure of the electricity market and the degree of its liberalization. A significant share of existing nuclear power plants was built in the 1970s and 1980s, during a period of strong regulation of the power sector in individual countries. At that time, project profitability was largely guaranteed by the state through long-term contracts ensuring revenues at a level sufficient to cover the costs of building and operating nuclear power plants, as well as through government loans.
Electricity market liberalization reforms introduced in many countries over recent decades aimed to increase competition and reduce prices for end users. At the same time, they led to a significant increase in price and volume uncertainty for investors, which, particularly for nuclear projects, translated into much higher investment risk. As a result, expected rates of return increased and only a limited number of new nuclear power plants were built in Western countries.
The impact of the cost of capital on the profitability of a nuclear project
The dominant cost component in electricity generation at nuclear power plants is the weighted average cost of capital (WACC[1]) covering both equity and debt financing. Its level is determined by the project’s specific risk profile, in particular the high capital outlays incurred at an early stage and the long payback period, which exceeds what is standard in financial markets.
The cost of capital understood as the return on invested capital together with the expected remuneration of shareholders and debt providers can account for as much as 60%[2] of the total cost of generating electricity in a nuclear power plant. A change in WACC by one percentage point can increase the cost of electricity production by as much as PLN 50/MWh[3]. Achieving a sufficiently low WACC is therefore a prerequisite for obtaining a generation cost that is competitive with other technologies.
Allocation of risks between the investor and the state
In this context, the way risks are allocated between private investors and the state is of key importance. The cost of debt financing depends largely on the financing structure and the allocation of risks between providers of equity and debt capital. In infrastructure projects such as nuclear power plants, the state also plays an important role in this risk allocation.
A greater share of the state in allocating project risks reduces risks for other stakeholders, including investors and financial institutions, which translates into lower expected rates of return and a lower cost of debt financing.
Support schemes are an example of the state assuming part of the risk.
Possible support schemes for nuclear projects
The purpose of support schemes is to mitigate key risks, which lowers the cost of capital and increases the project’s bankability. Support mechanisms may include, among others:
- securing the price or revenues from electricity sales (e.g., contracts for difference, the RAB model[4]),
- additional revenue streams (e.g., capacity market),
- securing the volume of electricity sales (e.g., cooperative models such as Finland’s Mankala),
- direct reduction of financing costs through State Treasury guarantees, preferential loans insured by export credit agencies, or tax reliefs.
The use of a contract for difference as in the case of the Hinkley Point C project in the United Kingdom is intended to make it possible to achieve a WACC of around 9%[5], and in the case of the Sizewell C project even a level of 5%[5] (through greater allocation of risks to the state), compared to a WACC in the teens for a project implemented without a support scheme.
Regardless of the mechanism selected, applying a support scheme is equivalent to using state aid, which requires notification to the European Commission. An example of such a process is the European Commission’s positive decision regarding the support scheme for the first nuclear power plant in Poland at the Lubiatowo–Kopalino site. Subsequent nuclear projects, including SMR projects, will also require an appropriately designed, universal support scheme.
Summary
The profitability of nuclear projects depends crucially on the expected level of the cost of capital, which is directly linked to the level of market and regulatory risks. Appropriate allocation of risks between investors and the state, including the use of dedicated support schemes, is necessary to reduce WACC and ensure the competitiveness of nuclear power.
[1] Weighted Average Cost of Capital
[2] According to World Nuclear Association data
[3] Author’s own work based on estimates by The French Nuclear Society
[4] Regulated Asset Base
[5] Nominal after-tax WACC—according to data from the UK Department for Energy Security and Net Zero and the Department for Business, Energy & Industrial Strategy
Author: Mateusz Tyczyński, Manager, DAS Poland, business advisory, nuclear energy expert
Mateusz is a manager with more than nine years of experience in business advisory, working for clients in the energy sector. He focuses on strategic consulting and has extensive experience in strategy development, business advisory, and regulatory matters. Mateusz leads the business and systems advisory practice at DAS Poland.