Spis treści
Pod koniec sierpnia Ministerstwo Klimatu i Środowiska opublikowało projekt cen referencyjnych dla OZE na 2022 r. To ceny maksymalne, za jakie w danym roku może być na aukcjach OZE sprzedana energia elektryczna z tych źródeł. Okres obowiązku zakupu energii od wytwórców, którzy wygrali aukcje, jest wyznaczony w projekcie na 15 lat.
Zobacz więcej: Duże zmiany w cenach referencyjnych OZE na aukcje w 2022
Na 2022 r. ministerstwo zaproponowało największy wzrost cen w historii, choć nie będzie dotyczył on wszystkich technologii. W stosunku do 2021 r. wzrosty miałyby nastąpić w 28 kategoriach instalacji nowych: we wszystkich rodzajach biogazu, biomasy i w koszyku dla biopłynów. Powodem ma być m.in. wzrost kosztów w tych sektorach oraz wsparcie rozwoju rynku biometanu.
Projektowane rozporządzenie zakłada także wzrost z 250 do 270 PLN/MWh ceny referencyjnej dla nowych lądowych źródeł wiatrowych o mocy powyżej 1 MW. Niemniej na budowę wiatraków jak na razie i tak za bardzo nie ma widoków, gdyż nowelizacja ustawy odległościowej trafiła do sejmowej zamrażarki.
Zobacz więcej: Walka z wiatrakami: politycznie nieopłacalna, a dla Polaków kosztowna
Natomiast bez zmian w stosunku do minionego roku pozostały projektowane stawki cen dla nowych instalacji fotowoltaicznych, które wynoszą 320 zł/MWh przy instalacji większej niż 1 MW oraz 340 zł/MWh dla tych poniżej 1 MW.
Resort klimatu tłumaczy to wynikami aukcji dla tej technologii, rozstrzyganych w 2021 r. Kolejnym argumentem mają być wnioski branży, składane do projektodawcy, a umotywowane znaczącym rozwojem technologii, co wpływa na zmniejszenie kosztów dostępności i wytwarzania – nawet pomimo wzrostu poziomu inflacji.
Jaka jest uczciwa cena?
Argumentacja przedstawiona przez ministerstwo niekoniecznie musi być jednak reprezentatywnym głosem całej branży fotowoltaicznej. Przykładem jest Dawid Zieliński, prezes Columbus Energy.
Zobacz też: Columbus przeszarżował z mikroinstalacjami. Zapłaci za to farmami PV
– Ceny aukcyjne poniżej 350 zł za MWh należą do przeszłości. Nie zamierzamy wchodzić w system aukcyjny poniżej tych cen. Umowy PPA można dzisiaj zawrzeć na przynajmniej dwukrotnie wyższych poziomach, a ceny na rynku spot są nawet trzykrotnie wyższe. Oczywiście, trzeba być strategicznie dobrze przygotowanym, bo farma fotowoltaiczna jest projektowana na 30 lat i więcej – skomentował Zieliński dla portalu WysokieNapiecie.pl.
Jego zdaniem, prywatni inwestorzy raczej nie powinni w ogóle wystartować w aukcji – co najwyżej po to, żeby zabezpieczyć cenę od 11. do 15. roku pracy instalacji.
– Na najbliższe 10 lat można podpisać umowę PPA, z ceną przynajmniej dwukrotnie wyższą niż cena referencyjna w aukcji OZE. Uczciwa cena w aukcji OZE to 500-600 zł. Przez najbliższe 2-3 lata nie spodziewałbym się wielkiej konkurencji w aukcjach OZE – ocenił Zieliński.
Zobacz też: Firmy chcą zielonej energii. Przybywa dużych umów cPPA
Budowa zbyt kosztowna na aukcję
– Obecny poziom kosztów nie pozwala na realizację inwestycji w systemie aukcyjnym, a ceny w aukcjach są niższe niż ceny rynkowe – ocenił natomiast Dawid Pękala, menadżer odpowiedzialny za PPP w spółce Onde.
– System aukcyjny był dobrym mechanizmem początkowego wsparcia rozwoju energetyki odnawialnej. Pozwala też na dywersyfikację ryzyk i częściowe zabezpieczenie capexu. Jednak obecne realia kosztów budowy, a także ceny rynkowe i zapotrzebowanie na energię z OZE, skłaniają inwestorów do przechodzenia na korzystniejszy model PPA – przekazał nam Pękala.
Jak dodał, potrzeba coraz więcej OZE w polskim miksie energetycznym, więc system aukcyjny będzie działał jako alternatywa dla modelu PPA. Chociażby dlatego, że zgodę na utrzymanie aukcji do roku 2027 wyraziła Komisja Europejska.
– Nie będzie już jednak dominującym standardem, a na pewno nie będzie warunkiem rozwoju OZE w Polsce. Producenci energii mają obecnie szereg produktów do wyboru – począwszy od aukcji, przez umowy PPA, po rynek dnia następnego prowadzony przez TGE.
Skokowy wzrost cen energii, gasnące możliwości paliw kopalnych, rosnąca świadomość końcowych odbiorców i popyt na czystą energię będą motorem rozwoju PPA i ogromną szansą dla wytwórców energii – uzupełnił Pękala.
Również Krzysztof Czajka, wiceprezes ds. sprzedaży spółki Projekt Solartechnik, widzi duże przyspieszenia na rynku umów PPA, który zasadniczo w Polsce dopiero się tworzy.
– Aukcje OZE na przestrzeni ostatnich lat bez wątpienia okazały się cennym narzędziem wspierającym polskich wytwórców energii wiatrowej i słonecznej. Mając jednak na uwadze obecną sytuację na rynku, wszyscy jego uczestnicy bacznie ją analizują. Słowem kluczem w odniesieniu do przyszłości może być zapewne „dywersyfikacja” – przekazał nam Czajka.
Ostrożnie z negowaniem aukcji
Są jednak też głosy bardziej sceptyczne wobec umniejszania potencjalnej roli aukcji OZE. Taką opinią z portalem WysokieNapiecie.pl podzielił się Sebastian Kwapuliński, dyrektor zarządzający Stowarzyszenia Energii Odnawialnej.
– Dziwią mnie niektóre głosy w branży jednoznacznie negujące sens aukcji OZE, ponieważ ceny referencyjne są znacznie niższe od tych rynkowych. Pamiętajmy, że jeszcze całkiem niedawno aukcje były warunkiem koniecznym do tego, aby móc w ogóle inwestować – powiedział nam Kwapuliński.
Dodał, że choć aukcje w tej chwili przedstawiają się jako mniej korzystne rozwiązanie z uwagi na znaczącą dysproporcję rynkowych cen energii elektrycznej w stosunku do indeksowanej ceny z oferty aukcyjnej, to ich przyszłość leży w rękach ministra właściwego ds. energii.
Rok rocznie określane w drodze rozporządzenia ceny referencyjne, powinny być kształtowane w taki sposób by utrzymać motywację inwestorów do rozwoju projektów w systemie aukcyjnym. Jest to w szczególności istotne w odniesieniu do dużych projektów farm wiatrowych i PV, które dotychczas w znacznym stopniu finansowały koszty systemu aukcyjnego generowane przez pozostałe technologie. Utrata tej motywacji może skutkować wzrostem kosztów po stronie odbiorców końcowych.
– Negowanie sensu aukcji może zaszkodzić samej branży, jeśli stworzy przekonanie u władz państwa, że OZE są na tyle dojrzałymi technologiami, że nie potrzebują już wsparcia. Ledwo co branży udało się uzyskać to, aby państwo zadeklarowało z sześcioletnim wyprzedzeniem wolumeny energii, które będzie chciało kontraktować w nadchodzących latach. Tak, aby branża mogła się na to lepiej przygotować. Nie powinniśmy więc działać tak impulsywnie – podkreślił Kwapuliński.
Nim słoneczko wzejdzie… Może przyjść kryzys
Jego zdaniem, warto patrzeć na podejście dużych uczestników rynku, którzy planują długoterminowo. Dla nich gwarancja uzyskania założonej stopy zwrotu z inwestycji jest kluczowa. Tak samo jest również w przypadku instytucji finansowych, które kredytują projekty OZE.
Dopiero od niedawna rozwija się formuła PPA, ale jest ona o wiele bardziej złożona – również pod kątem oceny przez instytucje finansowe – niż stosunkowo prosta, 15-letnia gwarancja państwa, którą można pozyskać w ramach aukcji OZE.
– Jest jeszcze za wcześnie by oceniać, jak długo będą się utrzymywać wysokie ceny energii elektrycznej, które pozwalają na komercjalizację projektów OZE. Pamiętajmy też, że nie wszystkie inwestycje mają potencjał do tego, aby być atrakcyjne pod kątem PPA. Takie są zazwyczaj duże farmy, które mogą stanowić znaczące źródło energii odnawialnej dla przemysłu czy różnego rodzaju koncernów – wskazał Kwapuliński.
Z drugiej strony trzeba również zauważyć, że umowa PPA, choć zabezpiecza długoterminowo cenę energii, to płatności za nią są jednak finalnie uzależnione od kondycji samego odbiorcy.
– W czasach, gdy w krótkim czasie w gospodarkę uderzyła pandemia i wojna na Ukrainie, nikt nie zagwarantuje, że taki odbiorca nie będzie miał problemów z regulowaniem płatności w przyszłości w przypadku kolejnych kryzysów. Dlatego państwowe gwarancje płatności mogą okazać się najwyżej cenione przez inwestorów, zarówno branżowych jak i finansowych. Zwłaszcza, że w przypadku taryf z aukcji OZE są one co roku indeksowane o inflację – wyjaśnił Kwapuliński.
Natomiast kontekście obecnego poziomu inflacji wskazał, że warto zwrócić uwagę na pojęcie procentu składanego i tego, jak aktualna inflacja podniesie wysokość dotychczas zakontraktowanej w aukcjach ceny energii. Jednocześnie inwestorzy nie mają przymusu, aby kierować na aukcje całe wolumeny planowanej rocznej produkcji energii.
– Zawsze można dokonać podziału i część mocy wystawić na aukcję, a resztę pozostawić do swobodnej sprzedaży, reagującej na bieżące ceny na rynku. Natomiast finalnie w praktyce o tym, czy dane przedsięwzięcie zostanie zrealizowane, zazwyczaj i tak decydują instytucje finansowe, które kalkulują ryzyko danego projektu nim podejmą decyzję o udzieleniu finansowania – podsumował Kwapuliński.
Specustawa nie tyka aukcji
Dyrektor SEO podkreślił również, że istotny wpływ na ocenę atrakcyjności systemu aukcyjnego może mieć ostateczny kształt projektu „ustawy o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 r.”.
Zobacz więcej: Rząd kończy z rynkiem energii
Sejmowy walec przetoczył się po rynku energii
Mrożenie cen energii z poprawkami skierowane do Senatu
– Kształt tych przepisów będzie wpływał na ocenę modeli finansowania dla inwestycji OZE. Jak na razie, na podstawie projektu ustawy, który został opublikowany, wydaje się, że nowe regulacje nie będą miały bezpośredniego, negatywnego wpływu na sytuację wytwórców w ramach systemu aukcyjnego – wskazał Kwapuliński.
– Z drugiej strony, regulacje te mogą doprowadzić do wyeliminowania z obrotu aktualnie obowiązujących finansowych umów PPA – choć według unijnych przepisów te również powinny zostać uwzględnione w mechanizmie rozliczeń planowanym przez rząd, tak aby potrącenie następowało od wartości stanowiącej realny przychód wytwórcy. Dlatego w tej kwestii niezbędne są dalsze prace nad projektem – dodał.
Sumując – na podstawie tego, co wiemy w tym momencie – system aukcyjny wciąż prawdopodobnie pozostanie stabilnym i długoterminowym mechanizmem wsparcia rozwoju źródeł OZE.
– Obawa dotyczy natomiast możliwości kontynuacji rozwiązań alternatywnych wobec systemów wsparcia, które branża mozolnie rozwijała w formie dobrowolnych kontraktów nieobciążających odbiorców końcowych, dając ich stronom szansę na zabezpieczenie się przed wahaniami cen energii – podsumował Kwapuliński.
Ceny znów będą „sensowne”?
Naszych rozmówców zapytaliśmy też o aktualne kwestie związane z kosztami budowy farm fotowoltaicznych. Według danych Projekt Solartechnik, podwyżki komponentów farm słonecznych względem lat 2020/21 wynoszą od ok. 20 proc. na modułach do nawet 100 proc. w odniesieniu do stacji trafo i transformatorów czy niektórych kabli. Jednocześnie widoczny jest nieznaczny spadek cen inwerterów.
– Zmiany cen komponentów nie odbiegają znacząco od trendów na rynku na przestrzeni ostatnich lat. Warto zderzyć je ze wzrostem kosztów cen energii elektrycznej o nawet kilkaset procent – skomentował Krzysztof Czajka. – Ze względu na rekordowe wzrosty cen energii, biznes fotowoltaiczny tym bardziej się opłaca, a elektrownie słoneczne, mimo rosnących kosztów elementów składowych i pracowniczych, nadal uznawać możemy za bardzo rentowne – dodał menadżer.
W jego opinii, analizując obecną sytuację warto mieć na uwadze dłuższą perspektywę. Po wybuchu wojny na Ukrainie gwałtownie wzrosły ceny wszystkiego. Obecnie widać jednak stabilizację kosztów, czego przykładem jest stal. Wysokie koszty energii elektrycznej i inflacja przekładają się natomiast na inne kwestie.
– Jako pracodawca zarządzający kilkunastoma ekipami budowlanymi na terenie całej Polski musimy nie tylko zapewnić naszym ludziom konkurencyjne wynagrodzenie, ale także pokryć koszty transportu i paliwa na dojazdy na tereny budów. Do tego dochodzą też koszty zakwaterowania w hotelach, które obecnie są znacznie wyższe niż przed kilkoma laty – wyjaśnił wiceprezes Projekt Solartechnik.
Stabilizowanie sytuacji dostrzega też Dawid Zieliński, który wskazał, że aktualnie można dostać „sensowne ceny” na panele fotowoltaiczne i falowniki. Również koszty pracy wracają do normy, bo mniejsi instalatorzy mają mniej pracy na rynku B2C (spadek marzec – lipiec o 80 proc.).
– Ceny pozostałych komponentów są jeszcze wysokie, ale finalny capex na budowę farmy fotowoltaicznej stabilizuje się na przyszły rok. Mamy w planach spory pipeline i widać, że kosztowo będzie dobrze – stwierdził prezes Columbus Energy, dodając że mocno spadają ceny frachtu.
Z kolei Piotr Kociucki, dyrektor działu handlowego Onde, pytany przez nasz portal o koszty, stwierdził, że spółka od kilkunastu miesięcy nie odnotowuje istotnego wzrostu cen modułów PV – cena utrzymuje się, w zależności od producenta, na poziomie ok. 265-300 tys. euro za MW.
Niestabilna jest natomiast sytuacja kolejnego ważącego elementu w projekcie elektrowni słonecznej, czyli konstrukcji, na których posadowione są moduły. Tutaj ceny są zależne są od rozchwianego rynku stali.
Bardzo istotnie wzrosły też ceny stacji elektroenergetycznych oraz wydłużył się też okres dostaw komponentów do ich budowy – nawet do 10 miesięcy.
– Z naszych rozmów z producentami wiemy, że przyszły rok może stać pod znakiem dalszych problemów w łańcuchach dostaw, dlatego już teraz planujemy zabezpieczenie kluczowych komponentów pod planowane projekty – podsumował Kociucki
Zobacz też: Kryzys energetyczny? Nie dla OZE
