Firmy chcą zielonej energii. Przybywa dużych umów cPPA

Poniższy slajd, prezentowany przez Bartosza Wilka z kancelarii Koper i Wspólnicy na początku czerwca podczas konferencji Polskiego Stowarzyszenia PV mówi w zasadzie wszystko. Ceny energii dla przemysłu szybują do poziomów o których nikomu się nie śniło – zakontraktowanie dziś 1 MWh dostarczanej pod koniec roku to wydatek ponad 1000 zł. Do tego trzeba doliczyć dystrybucję i inne koszty. Łączny wydatek na prąd dla firm przekroczy 1300 zł za MWh. Jeszcze dwa lata temu ceny oscylowały wokół 300 zł.

Odbiorcy, którzy zawarli tzw. cPPA (Corporate Power Purchase Agreement) czyli umowy z wytwórcami zielonej energii mogą się uważać za szczęściarzy – koszty prądu zmieszczą się im w okolicach 600 zł za MWh.

Nic dziwnego, że coraz częściej dochodzi na polskim rynku do zawierania korporacyjnych umów na zakup zielonej energii (Corporate Power Purchase Agreement – cPPA). Wysokie ceny energii na giełdach oraz niepewność związana z tym, ile przyjdzie za energię zapłacić w przyszłości zmuszają przedsiębiorstwa do szukania korzystnych rozwiązań. Równie ważny jest aspekt ograniczania śladu węglowego. Przychodzący do Polski inwestorzy często chcą już wiedzieć, jakie mają możliwości korzystania w swoich oddziałach i zakładach z czystych źródeł energii. Wąskim gardłem pozostaje podaż projektów OZE, natomiast główną barierą jest niepewność regulacyjna odnośnie zawierania długoterminowych umów. Mimo to takich kontraktów szybko przybywa, a wolumeny energii są liczone w TWh.

Inwestorzy często podkreślają, jak ważne jest dla nich zasilanie przedsięwzięcia energią z OZE. Na ich decyzje wpływają udziałowcy, presja klientów i instytucji finansowych, a także presja legislacyjna, w tym wymogi unijnej taksonomii. Ponadto – jak podkreślają przedsiębiorcy – banki udzielają tańszego finansowania przedsiębiorstwom, które korzystają z zielonej energii.

– Nasi klienci dostali pytanie – rekomendację od swoich klientów z Europy Zachodniej, a w przypadku jednego klienta – z Japonii, jeśli nie przedstawią certyfikatu, że prąd jest pozyskiwany ze źródeł zielonych, wówczas kończą kontrakt – mówił podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego Adam Pers, wiceprezes mBanku. Jak dodał, na rynku bankowym wprowadzane są coraz szerzej wymogi dotyczące ESG (Environment, Social, Governance), co doprowadzi do tego, że klienci z udziałam „brudnej” energii powyżej pewnego poziomu nie będą mogli liczyć na kredyt.

Rynek rośnie w siłę

Od lat dobrze w Polsce funkcjonuje rynek umów zawieranych przez przedsiębiorstwa ze spółkami obrotu, które agregują energię z instalacji OZE i mają też własne źródła. W takich transakcjach specjalizuje się między innymi Respect Energy, który sprzedaje zieloną energię do 17 tys. odbiorców. W tym roku zawarte umowy na okres powyżej 5 lat opiewają na ponad 1 TWh, co w stosunku do roku ubiegłego oznacza wzrost wynosi 700 proc. – mówił Sebastian Jabłoński, prezes Respect Energy podczas majowej konferencji Fundacji Re-Source Poland.

Korporacyjne umowy cPPA, gdzie odbiorca energii zawiera kontrakt z konkretnym producentem zielonej energii, wymagają ze względu na swoje skomplikowanie zaangażowania wielu stron, w tym instytucji finansowych i zabezpieczających, więc decydują się na nie duże przedsiębiorstwa. W cPPA większe ryzyko cenowe jest po stronie kontrahentów niż spółki obrotu. W umowach finansowych strony ustalają ilość energii i cenę, następnie rozliczają się z różnicy między stałą ceną kontraktową a bieżącą zmienną ceną dla uzgodnionego wolumenu energii. W umowach fizycznych spółki ustalają fizyczne dostawy.

Czytaj także: Umowy typu cPPA jako sposób na optymalizację zakupu energii elektrycznej

W ubiegłym roku na polskim rynku zawarto kilka dużych umów typu cPPA, wśród nich największe kontrakty zawarły LPP z Dotyczyły dostarczania zielonej energii z istniejących farm wiatrowych i słonecznych, jak i z nowo budowanych. W tym roku przybyły kolejne kontrakty.

W kwietniu T-Mobile zawarł 15-letni kontrakt z Augusta Energy, joint venture niemieckiej firmy zarządzającej aktywami KGAL i portugalskiej V-Ridium Power, należącej do Greenvolt. W maju PGE Obrót poinformowała o jednym z największych kontraktów PPA na polskim rynku z CMC Poland, właścicielem Huty Zawiercie. PGE Obrót dostarczy w latach 2024-2030 łączny wolumen 0,8 TWh energii z budowanej obecnie na Podkarpaciu farmy fotowoltaicznej Jeziórko, która do końca przyszłego roku ma osiągnąć moc 100 MW.

CMC Poland zużywa rocznie ponad 800 GWh energii, z czego ponad 30 proc. pochodzi z OZE, ponieważ koncern już od kilku lat jest aktywny na rynku PPA. W styczniu 2020 r. poinformował o zawarciu 10-letniego kontraktu finansowego z norweskim Statkraftem na roczne dostawy 200 GWh zielonej energii. To największy kontrakt PPA na polskim rynku.

Każdy wolumen czy stałe dostawy?

Rynek cPPA dopiero się tworzy w Polsce, nie ma więc standardów rynkowych, czy gotowego wzorca do szybkiego wdrożenia takich umów. Nie ma też gotowych produktów finansowych, a kontrakty na 10-15 lat wymagają dokładnych analiz przy ustalaniu ceny i zabezpieczeń. Jak podaje w ostatnim raporcie firma doradcza Pexapark, średnia cena w marcowych kontraktach PPA zawartych na europejskim rynku wyniosła 77,37 euro/MWh, a Polsce było to 131,2 euro/MWh.

Czytaj także: Od Warszawy do Lizbony rozwój OZE utrudniony

Zamiast umów „pay as produce” odbiorcy oczekują stałych wolumenów energii, np. godzinowo („baseload”). Taki właśnie kontrakt zawarł w ubiegłym roku Axpo z Danone i z Green Investment Group, które dostarczy energię z farmy wiatrowej. „Rolą Axpo jest świadczenie usług zapewniających, że energia, wytworzona przez farmę wiatrową Jóźwin o mocy 25.3 MW, będzie dostarczana do punktów poboru Danone w Polsce. Axpo zakupi również nadwyżkę energii wygenerowaną przez farmę wiatrową i zapewni jej dostawy energii na potrzeby własne oraz usługi bilansowania dla całego wolumenu. Ponadto, działając jako sprzedawca, Axpo Polska dostarczy Danone energię elektryczną zużywaną przez firmę ponad wolumen sprzedawany przez GIG” – wyjaśniał Paweł Wierzbicki, prezes Axpo Polska cytowany w komunikacie. Ocenił, że to jedna z pierwszych tak rozbudowanych umów PPA w Polsce.

Banki ostrożnie podchodzą do finansowania projektów z PPA

Finansowanie projektu OZE w oparciu o cPPA jest trudne. Są to kapitałochłonne projekty, do kłopotów z przyłączeniami OZE dołączyły teraz przerwane łańcuchy dostaw. Aukcje OZE zapewniają lepsze zabezpieczenie, ale z drugiej strony – bardzo niskie ceny. Możliwe jest łączenie tych dwóch rozwiązań.

– Pierwsze pytanie, jakie zada bank analizując bankowalność, to jest kto jest odbiorcą i jakie ma motywacje, by wejść w umowę – powiedziała podczas majowej konferencji Re-Source Poland Ewa Banasiuk z DNB Bank Polska. Jak wyjaśniła, bardzo ważny jest okres, na jaki zawiera się umowę, bo im szybciej się ona zacznie i im krótsza jest, tym wymogi banku będą mniej restrykcyjne. Istotne jest też między innymi znaczenie kontraktu w strukturze finansowania i zabezpieczenia, bank patrzy na standing finansowy. W przypadku długoterminowych projektów banki wymagają przedstawiania zabezpieczeń przyszłych przychodów.

Polski Fundusz Rozwoju w tym roku liczy na uczestnictwo w pierwszej umowie typu PPA. We wrześniu ruszył z programem, który ma łączyć kapitał własny inwestorów, finansowanie pozyskane od PFR oraz kredyt udzielony przez Bank Pekao SA. Jak ocenił Tomasz Tomasiak, dyrektor Departamentu Transformacji Energetycznej w Polskim Funduszu Rozwoju, banki finansują zwykle połowę CAPEX-u projektu, który ma kilkuletnią umowę PPA. PFR mógłby wypełniać lukę miedzy bankiem i inwestorem, zapewniając wsparcie finansowe w formie pożyczki podporządkowanej lub udział w roli partnera kapitałowego dla inwestora i banku. „W ten sposób wypełniona zostaje luka inwestycyjna wynikająca z oczekiwań banku co do wkładu własnego inwestora” – informował PFR we wrześniu ubiegłego roku. Zgodnie z założeniami pilotażowa faza programu, na którą PFR przeznacza 300 mln zł, ma szansę wygenerować inwestycje w nowe instalacje fotowoltaiczne, które nie korzystają z aukcji OZE, o łącznej mocy 0,5 GW.

Projekty są, czy ich nie ma?

Firmy działające na rynku kontraktów PPA wskazują na brak nowych projektów. Z jednej strony zasada 10 H zablokowała rynek rozwoju farm wiatrowych na lądzie, z drugiej farmy fotowoltaiczne mają kłopoty z uzyskaniem warunków przyłączenia. Ponadto, przy wysokich cenach rynkowych wytwórcy zielonej energii wolą ją sprzedawać na rynku, zamiast startować w przetargach ogłaszanych przez dużych odbiorców.

W tym roku ogromny przetarg na odbiór energii z projektów OZE szykuje na rynku europejskim BayWa r.e, który w Polsce zawarł umowę PPA z Cementownią Gorażdże. Na jesieni zaoferuje możliwość zakupu w kontraktach 10-letnich 10 TWh energii, która będzie pochodziła z projektów OZE w Niemczec i w Hiszpanii. „BayWa r.e. jest świadkiem bardzo wysokiego zapotrzebowania przedsiębiorstw na odnawialną energię elektryczną na całym świecie, a zwłaszcza w regionie EMEA, napędzanego przez coraz większe zobowiązania w zakresie zrównoważonego rozwoju, w obliczu zmian klimatycznych oraz oczekiwań klientów i inwestorów, jak również trwającego bezprecedensowego kryzysu energetycznego w Europie” – podała spółka.

Polska jest obecnie na 11 pozycji w Europie, jeśli chodzi zakontraktowane w PPA moce – podaje Fundacja Re-Source Poland. Na pierwszym miejscu jest Hiszpania, gdzie w ubiegłym roku zawarto kontrakty na około 4 GW. W Polsce było to dziesięciokrotnie mniej. Najwięcej energii w ramach umów PPA zamówił w Europie Amazon.

Inwestorzy czekają na odblokowanie barier

Rozwój cPPA w Polsce wymaga usunięcia barier regulacyjnych. Polskie przedsiębiorstwa nie mogą korzystać z linii bezpośredniej, co ma częściowo zmienić nowelizacja prawa energetycznego i ustawy o OZE. Prace nad projektem, który pojawił się w ubiegłym roku, przeciągają się. Umowy PPA „za licznikiem”, gdy instalacja jest posadowiona na terenie przedsiębiorstwa i przyłączona do jego sieci, także zostały ograniczone w prawie.

Czytaj także: URE o opłatach za linie bezpośrednie

Najbardziej wstrzymuje przedsiębiorców przed własnymi inwestycjami w OZE długotrwały proces uzyskiwania pozwoleń i niepewność regulacyjna, do tego kompleksowość dużych projektów. Barierą jest tez brak OZE nie ma nowych projektów wiatrowych, problemy z uzyskaniem warunków przyłączenia do sieci.