Spis treści
Regulacje, które mają na celu rozwiązać problem wysokich cen energii, mogą spowodować zatrzymanie rozwoju rynku odnawialnych źródeł energii. Przyjęte przepisy ograniczają przychody ze sprzedaży i powodują niepewność po stronie odbiorców, którzy zawierają długoterminowe umowy PPA. W krótkim okresie jest to do przełknięcia, w długim – może zatrzymać inwestycje.
W październiku weszła w życie ustawa o o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 r. Następnie wydano do niej rozporządzenie w sprawie sposobu obliczania limitu ceny – zwane w skrócie rozporządzeniem o przychodach. Budzi ono dużo kontrowersji i mocno uderza w wytwórców energii z OZE.
Czytaj także: Elektrociepłownie wstrzymają pracę przez domiar?
Polskie regulacje poszły znacznie dalej niż unijne, ponieważ mają obowiązywać dłużej – do końca 2023 r., a ustalone maksymalne limity są znacznie niższe niż pułap rynkowych dochodów na poziomie 180 euro/MWh wskazany w unijnym rozporządzeniu w sprawie interwencji w sytuacji nadzwyczajnej w celu rozwiązania problemu wysokich cen energii. Wprowadzono ponadto ograniczenia marży dla spółek obrotu energią. Te rozwiązania skutecznie paraliżują obecne decyzje inwestorów na rynku OZE.
Jak spadną dochody ze sprzedaży zielonej energii
Według szacunków firmy doradczej Aurora, przychody farm słonecznych i wiatrowych w Polsce spadną w przyszłym roku o ponad 60 proc. w porównaniu, gdyby pułapu cenowego nie było. Aukcyjne projekty OZE mają nałożony limit ceny na poziomie swojej zwycięskiej oferty, natomiast pozostałe projekty OZE – na podstawie ceny referencyjnej z rozporządzenia ministra klimatu, co oznacza w przypadku farm słonecznych – 355 zł/MWh, a farm wiatrowych – 295 zł/MWh. Dochody ponad ten pułap oddają do Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny.
Z regulacji wyłączeni są wytwórcy energii z biogazu, projekty demonstracyjne oraz instalacje do 1 MW, ale tylko do poziomu 3 MW w jednej spółce.
Czytaj także: Fotowoltaika – panika wśród inwestorów
– Jeśli chodzi o impuls inwestycyjny, to przyjęte w rozporządzeniu limity cen dla energetyki słonecznej i wiatrowej są nierealne. Gdyby zostały utrzymane dłużej, to przy obecnych wysokich kosztach operacyjnych i rosnącym CAPEX uniemożliwiają w praktyce nowe inwestycje w farmy słoneczne i wiatrowe – ocenia Szymon Kowalski, wiceprezes fundacji Re-Source Poland.
Aurora oceniła, że rentowność istniejących farm słonecznych spadnie o ok 3 punkty procentowe, a farm wiatrowych – o ok. 4 punkty procentowe.
Do tego dochodzi wzrost kosztów obsługi długu związany ze wzrostem stóp procentowych. Według branży w ostatnich miesiącach raty kredytów wzrosły dwukrotnie, co mocno ścina rentowność wiatraków. Oczywiście nie dotyczy to inwestycji już spłaconych, ale ustawodawca nie robi tu żadnej różnicy.
Przychody uzyskane ponad limit mają zasilać Zarządcę Rozliczeń, który wypłaci rekompensaty spółkom energetycznym za sprzedaż prądu do odbiorców chronionych – gospodarstw domowych, samorządów, małych i średnich firm. Projekty aukcyjne są tu wyłączone w zakresie, w jakim rozliczają wolumen zgodnie z aukcją. Problem w tym, że inwestorzy w aukcjach godzili się na niskie kwoty, ponieważ ich biznesplan zakładał sprzedawanie części pozostałej energii po cenach znacznie wyższych na rynku. Obecna regulacja ten model burzy, więc tu też spadnie rentowność inwestycji.
Widmo podwójnego opodatkowania odstrasza od kontraktów
Rozporządzenie określa też limit przychodów w przypadku wytwórców, którzy zawali umowy sprzedaży energii elektrycznej obejmujące instrumenty finansowe. Chodzi o umowy PPA, w tym długoterminowe korporacyjne cPPA. Limit cenowy jest wówczas powiększany o należność wynikającą z takiej umowy, co ma zapobiec ponoszeniu podwójnych opłat przez wytwórców, jednak konstrukcja polskiego rozporządzenia nie jest precyzyjna.
– Zapisy rozporządzenia w sprawie sposobu obliczania limitu ceny są niejasne, zwłaszcza jeśli chodzi o finansowe kontrakty cPPA ponieważ zastosowane przepisy dotyczą sprzedaży energii obejmującej instrumenty finansowe, natomiast przy finansowych cPPA nie dochodzi do sprzedaży energii, dlatego też nie możemy stosować tych przepisów do tego typu kontraktów. W praktyce wykluczają więc finansowe (wirtualne) kontrakty PPA, a wytwórcy, którzy zabezpieczyli w ten sposób swoją cenę za energię zapłacą podwójnie. Przy tym należy podkreślić, że znaczna większość kontraktów cPPA w Polsce to właśnie finansowe kontrakty cPPA – wskazuje Szymon Kowalski.
Czytaj także: Koniec taniej energii z OZE dla przedsiębiorstw?
Finansowe (wirtualne) umowy PPA to instrument finansowy, swoistego rodzaju zabezpieczenie ceny za energię. Partnerzy zobowiązują się do dokonania dodatkowych płatności z tytułu rekompensaty finansowej w zakresie, w jakim cena na rynku odbiega od dwustronnie wynegocjowanej umowy. Jak jest niższa od ustalonych poziomów to odbiorca oddaje nadwyżkę producentowi energii, a jak jest wyższa – to producent dopłaca odbiorcy. Ale wytwórca musiałby – zgodnie z niejasnymi polskimi zapisami – jeszcze zapłacić odpis na Fundusz.
Unijne rozporządzenie jest tu jasne – producenci energii z OZE nie mogą ucierpieć na tym, że zabezpieczyli się na wypadek wahania cen. „W zakresie, w jakim istniejące lub przyszłe zobowiązania umowne, takie jak umowy zakupu energii ze źródeł odnawialnych i inne rodzaje umów zakupu energii lub terminowe zabezpieczenia, skutkują dochodami rynkowymi z produkcji energii elektrycznej do poziomu pułapu dochodów rynkowych, takie dochody nie powinny być objęte niniejszym rozporządzeniem. Środek wprowadzający pułap dochodów rynkowych nie powinien zatem zniechęcać uczestników rynku do zawierania takich zobowiązań umownych”.
Minister: bądźmy solidarni
W Polsce natomiast nie przyjęto takich jasnych zapisów dotyczących umów PPA, mieszając w rozporządzeniu cenowym sprzedaż energii i instrument finansowy. Do tych wątpliwości odniosła się na ostatnim posiedzeniu Parlamentarnego Zespołu ds. Energii Odnawialnej minister klimatu i środowiska Anna Moskwa.
– Zaadresowaliśmy też te PPA finansowe. Wydawało się, że w wystarczający sposób, bo też to rozwiązanie z państwem uzgadnialiśmy. Możemy się umówić na takie rozwiązanie: będziemy się temu przyglądać. W ustawie jest wpisany mechanizm regularnej rewizji. Nasz resort na bieżąco monitoruje rynek, tak w ustawie jesteśmy zobowiązani, z możliwością każdorazowej zmiany tego rozporządzenia, gdyby wywoływało jakieś negatywne efekty – zapewniła branżę OZE minister Moskwa.
– Natomiast jest to rok szczególny, rok szczególnej solidarności wszystkich branż, w tym energetycznej, bez względu na źródło. I o to dziś chcemy zaapelować – podkreśliła Anna Moskwa.
– Absolutnie nie było celem zabijanie rozwoju OZE, dla biogazu zastosowaliśmy wyjątek, cena referencyjna aż 25 proc. wyższa w stosunku do ubiegłego roku to około nawet 800 zł za MWh. Tam, gdzie to wsparcie było naprawdę potrzebne, ono jest uwzględnione, dla tych branż, które dopiero raczkują. Natomiast tam, gdzie te sukcesy już są, stosowaliśmy równe zasady – argumentowała minister. Jednocześnie obiecała, że jeśli będzie „potencjalne zagrożenie negatywnych zjawisk”, to rozporządzenie może zostać zmienione. – To jest tylko rozporządzenie, każdorazowo jesteśmy w stanie na Radzie Ministrów zareagować i wiemy, że pan premier też taką intencję wyraża. Rozmawialiśmy w ostatnim czasie sporo na ten temat – powiedziała minister klimatu i środowiska w Sejmie.
Problem powstał gdyż ani projekt ustawy o środkach nadzwyczajnych ani rozporządzenie nie przeszły normalnych konsultacji – resort nie mógł więc rozważyć uwag branży.
W efekcie projekty inwestycji w OZE oparte na kontraktach PPA będą miały problemy z finansowaniem. Bartłomiej Czuba z mBanku bardzo jasno powiedział podczas konferencji Onde Flow w Toruniu, że bank wstrzymał decyzje kredytowe dla nowych projektów.
W przyszłości może zabraknąć energii?
Wprowadzenie pułapów przychodów znacząco wpływa na długoterminową rentowność projektów i prawdopodobnie doprowadzi do opóźnienia nowych inwestycji. Natomiast w długiej perspektywie może podkopać zaufanie inwestorów do rynku.
– Pojawiła się duża niepewność regulacyjna na rynku energii. Obecna interwencja legislacyjna ma oczywiście swoje uzasadnienie, ale brakuje nam jasnego przekazu, że faktycznie została ona wprowadzona na krótki termin. Przyjęte w końcówce roku regulacje nie były konsultowane z producentami energii z OZE, więc branża nie miała szansy wypowiedzieć się odnośnie do wprowadzonych limitów cenowych. Jeśli zostaną utrzymane dłużej, doprowadzi to do ograniczenia podaży energii z najtańszych projektów OZE – mówi Damian Bąbka z firmy Qair.
Jak wskazują inwestorzy z branży OZE, przez zablokowania lądowej energetyki wiatrowej i niewydolne sieci elektroenergetyczne będziemy mieli już za kilka lat ogromną dziurę w nowych mocach wytwórczych. – Albo więc centralnie zostanie zmieniona strategia energetyczna na taką, która odpowiada rozwojowi rynku OZE, albo pojawią się problemy z zakupem energii. Cena energii będzie niska, tylko towaru nie będzie – mówi nam prezes jednej z dużych spółek obrotu energią.
Czytaj także: Bruksela proponuje Polsce energetyczny handel
Opcja wydłużenia regulacji
Obawy o to, że regulacje zostaną na dłużej, nie są do końca bezpodstawne, ponieważ na przykład Niemcy dopuszczają możliwość przedłużenia planowanego opodatkowania nadmiernych zysków ze sprzedaży energii do kwietnia 2024 r. , a wcześnie mówiono nawet o końcu 2024 r. Tyle, że w Niemczech fiskus strzyże OZE znacznie łagodniej niż węgiel. Według propozycji podatek wyniesie 90 proc. kwoty ponad limit ceny, np. dla energetyki jądrowej i farm wiatrowych offshore ma to być 130 euro/MWh, elektrowni na węgiel brunatny (60-82 euro plus koszty uprawnień do emisji CO2), farmy słoneczne i lądowe farmy wiatrowe mają ustalone ceny energii w ramach systemu wsparcia. Niemiecka regulacja ma uwzględnić ponadto specyfikację umów typu cPPA. Ustawa może być przyjęta w tym miesiącu.
Holenderski rząd także przedstawił niedawno propozycję, jak zamierza implementować unijne rozporządzenie w sprawie ograniczenia cen energii. Ogólna zasada ustala pułap cenowy na poziomie 130 euro/MWh, a dochód rynkowy powyżej tego pułapu będzie podlegał opodatkowaniu w wysokości 90 proc. Pułap cenowy ma zastosowanie do energii wiatrowej, słonecznej, wodnej, biomasy, biogazu, odpadów, węgla i energii jądrowej, z tym że w w przypadku paliw z biomasy pułap będzie wyższy. Holandia opowiada się również za określonym limitem przychodów rynkowych ze sprzedaży energii elektrycznej z węgla, co będzie oddzielnie wyliczane. Regulacje nie obejmą instalacji do 1 MW. Pułap cenowy ma obowiązywać do 30 czerwca 2023 r.
Czytaj także: Ustawa prądowa u prezydenta. Kiedy nowelizacja?
W Rumunii wprowadzono limit na poziomie średniej miesięcznej ceny sprzedaży energii 450 RON/MWh (ok. 428 zł). Ustawa obowiązuje do marca 2023 r. Spółki obrotu mają ograniczoną marżę do 2 proc. i płacą 100 proc. podatku w przypadku eksportu energii w odniesieniu do ceny z rynku dnia następnego. Janez Kopač, były dyrektor Sekretariatu Wspólnoty Energetycznej przestrzegał w artykule dla EurActive, że uderzająca w spółki obrotu rumuńska regulacja może doprowadzić do bankructwa części firm handlujących energią.
