Spis treści
Długoterminowe kontrakty korporacyjne dotyczące zakupu energii – cPPA zyskały w ostatnich kilku latach na popularności. Zapewniają wytwórcom energii z odnawialnych źródeł stabilność dochodów, a odbiorcom po stronie przedsiębiorstw – gwarancję certyfikatu zielonej energii oraz przewidywalność cenową jej zakupu. Jak podaje najnowszy raport szwajcarskiej firmy Pexapark, tylko w listopadzie tego roku w Europie zawarto 16 kontraktów cPPA na dostarczenie energii z instalacji o łącznej mocy 1,8 GW.
Polska zanotowała w listopadzie największy wzrost cen energii w umowach o 19,4 proc. do ponad 97 euro/MWh, a poziom tych cen jest zbliżony do średniej unijnej.
Czytaj także: Fotowoltaika – panika wśród inwestorów. Kto zapłaci ekstrapodatek?
Kolejne miesiące przynoszą jednak niepewność, zarówno po stronie wytwórców, jak i odbiorców zielonej energii. Komisja Europejska przedstawiła na początku listopada rozporządzenie z propozycją wdrożenia nadzwyczajnych działań ograniczających ceny energii do końca czerwca 2023 r.
UE wprowadziła maksymalny pułap 180 euro/MWh, powyżej którego zyski byłoby opodatkowane (odzyskiwane przez państwo). Większość państw wybrało niższe limity ceny, a polski rząd wprowadził tu najbardziej radykalne rozwiązania – wskazuje Pexapark. Jako jeden z nielicznych, polski rząd objął też regulacjami spółki obrotu, a ograniczenia wydłużył do końca przyszłego roku.
– Wprowadzenie limitu ceny mającego na celu ochronę konsumenta to z pewnością szczytny cel w czasie kryzysu energetycznego. Jednak każda, zwłaszcza niestarannie przemyślana, ingerencja w rynek sprawia, że prowadzenie biznesu staje się coraz większym wyzwaniem – mówi Filip Sypko, Head of PV Business Development w Green Genius. Firma realizuje projekty fotowoltaiczne, biogazowe, wodorowe i wiatrowe w Polsce, Litwie, Hiszpanii, Włoszech i Rumunii.
Niskie ceny nie odzwierciedlają kosztów inwestycji
Zgodnie z polskim rozporządzeniem, wytwórcy oddają „odpis na Fundusz” wysokości 100 proc. przychodów ponad wyznaczone limity. Te zaś ustalono na poziomie cen referencyjnych dla projektów pozaaukcyjnych, a dla aukcyjnych – ceny z ich zwycięskiej oferty. Rząd nie konsultował regulacji z branżą, która wskazała na zbyt niski pułap cenowy, argumentując to między innymi wzrostem obsługi kredytów inwestycyjnych. W grudniu polskie rozporządzenie o sposobach obliczania limitu ceny zostało więc znowelizowane i przyznano wytwórcom dodatek 50 zł/MWh w przypadku projektów pozaaukcyjnych – w praktyce farm słonecznych, co daje pułap to 405 zł/MWh. Nadal jest to więc najniższy poziom w Europie, porównywalny tylko do Grecji, gdzie wyznaczono limit 85 euro/MWh.
Czytaj także: Rząd reguluje ceny. Firmy wstrzymują inwestycje w OZE
– Rozporządzenie zmienia przepisy, które zostały ustalone zaledwie kilkanaście dni temu, a ceny referencyjne zaproponowane przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska nie odzwierciedlają sytuacji na rynku. Potwierdza to niewielka liczba podmiotów, które zdecydowały się na udział w aukcji oraz znacznie niższy niż w poprzednich latach zakontraktowany wolumen energii. Wynika to z tego, że zaproponowane ceny nie uwzględniają chociażby bardzo wysokiej inflacji i rosnących kosztów pracy, które bezpośrednio wypływają na zwiększające się nakłady inwestycyjne potrzebne do rozwoju i budowy projektów farm fotowoltaicznych – wskazuje Filip Sypko.
W ramach tegorocznych aukcji OZE do sprzedaży przeznaczono ok. 34 TWh o łącznej wartości ponad 14,3 mld zł, jednak łącznie zakontraktowano zaledwie ok. 8,5 TWh (25 proc.) o wartości niespełna 2,5 mld zł (17 proc.). Spośród wszystkich wygranych ofert (204) ponad 96 proc. stanowią instalacje fotowoltaiczne (197), pozostali zwycięzcy to instalacje wiatrowe (5) oraz hydroelektrownie (2) – podał Urząd Regulacji Energetyki.
Zdaniem Sypki, należy rozważyć wprowadzenie zmian w sposobie szacowania cen referencyjnych i np. powiązać je z wyrównanym kosztem produkcji energii elektrycznej (ang. LCOE). – Pozwoli to na odzwierciedlenie kosztów CAPEXowych i zachęci deweloperów OZE do udziału w kolejnych aukcjach w przyszłości. To także dobry moment, żeby zastanowić się nad uruchomieniem aukcji dla instalacji hybrydowych łączących źródło wytwórcze z magazynem energii – dodaje Filip Sypko.
Green Genius podpisał właśnie umowę z litewskim operatorem sieci i uruchamia pilotażowo pierwszą instalację baterii 1 MW i chce tę technologię rozwijać również w Polsce, co pozwoliłoby w bardziej optymalny sposób wykorzystywać dostępną moc przyłączeniową. Baterie w przyszłości pomogą ustabilizować źródła energii zależne od pogody i sprawią, że OZE będą stanowić solidną podstawę miksu energetycznego.
Chęci dobre, rozwiązanie fatalne
Co więcej, polskie regulacje niejasno potraktowały finansowe (wirtualne) kontrakty cPPA, a grudniowa nowela nie zmieniła tu prawie nic. – Generalnie rozporządzenie to niewiele zmienia w przypadku kontraktów cPPA wirtualnych. Można powiedzieć nawet, że doprecyzowanie spowodowało, że zostały wyłączone kontrakty cPPA pomiędzy wytwórcami a spółkami obrotu, co jeszcze pogarsza kwestie cPPA. Zatem jak na razie nie ma postępów w tej kwestii – mówi Szymon Kowalski, wiceprezes stowarzyszenia Re-Source Poland.
Jak zauważa Christian Schnell z kancelarii Dentons, wirtualny PPA jest instrumentem finansowym podobnym do kontraktu różnicowego (w systemie aukcyjnym), według którego wytwórca OZE i odbiorca końcowy omówią się na rozliczenie według sztywnej ceny za MWh. W momencie, kiedy cena rynkowa day-ahead przekracza poziom omówionej sztywnej ceny, wytwórca OZE dopłaca odbiorcy końcowemu i na odwrót. To instrument finansowy, jednak polskie rozporządzenie łączy go ze sprzedażą energii.
– Intencja ustawodawcy była taka, żeby nie ukarać tych wytwórców podwójnie w przypadku, kiedy cena rynkowa day-ahead przekracza poziom omówionej sztywnej ceny. Ale w przypadku, kiedy ustalona cena z odbiorcą końcowym jest wyższa niż limit zgodnie z rozporządzeniem cenowym tj. 295 (wiatr) lub 355 (PV) zł/MWh plus 50 zł/MWh dodatek inwestycyjny (według zmiany rozporządzenia), wytwórca OZE musi odprowadzać do Funduszu dodatkowy zysk ponad limit zgodnie z rozporządzeniem. W związku z tym wytwórca OZE, który zawarł umowy wirtualnego PPA, nie jest w lepszej pozycji niż wytwórca który zawarł umowy PPA z fizyczną dostawą – ocenia Christian Schnell.
Czytaj także: Czy to już czas stawiać krzyżyk na aukcjach OZE?
– Obecne brzmienie rozporządzenia nie pozwala z całą pewnością stwierdzić, że wytwórcy, którzy są jednocześnie stronami kontraktów PPA i vPPA będą chronieni przed podwójnym obowiązkiem zwracania nadwyżki zysków. Wydaje się jednak, że taka interpretacja tych przepisów jest najrozsądniejsza – uważa Jakub Dąbrowski z kancelarii Linklaters.
Jak dodaje, niektórzy wytwórcy OZE skorzystają na zmianach rozporządzenia, np. ci rozliczający się poza aukcyjnym systemem wsparcia skorzystają z podwyższenia limitu ceny o 50 zł/MWh, ale budzące wątpliwości sformułowania dotyczące rozliczeń wirtualnych nie zostały zmienione. – Niepewność w branży OZE pozostanie dopóki rozporządzenie nie zostanie odpowiednio zmienione lub nie wykształci się jednolita praktyka – wskazuje Jakub Dąbrowski.
Czeka nas luka inwestycyjna
Regulacje spowodowały, że spółki obrotu i instytucje finansowe „wystraszyły się” – wskazał podczas konferencji ReSource Poland Krzysztof Czajka ze spółki Solartechnik, która zawarła niedawno kontrakt cPPA z KGHM. Nie wiadomo jak na nowe regulacje zareagują odbiorcy energii: czy będą nadal zainteresowanie kontraktami czy rynek chwilowo nie zaniknie.
– Nakładane na wytwórców ograniczenia pogorszyły klimat inwestycyjny w Polsce. Przed wytwórcami i sprzedawcami energii są trudne czasy. W naszej ocenie zielona technologia powinna uzyskać wsparcie i w dobie kryzysu ekologicznego i politycznego, powinniśmy tworzyć zachęty do jej rozwoju. Dodatkowo warunki do rozwoju energetyki wiatrowej są ograniczone przez tzw. „ustawę antywiatrakową” i spodziewamy się kilkuletniej dziury inwestycyjnej w Polsce – ocenia Katarzyna Suchcicka, dyrektor generalna OX2 w Polsce. Szwedzka firma rozwija, buduje i sprzedaje lądowe oraz morskie farmy wiatrowe i farmy fotowoltaiczne. W ostatniej aukcji OZE uzyskała wsparcie dla elektrowni słonecznej o mocy do 100 MW.
– Ustawodawca z taką regulacją celowo hamuje rozwój wolnego rynku energii elektrycznej, ale w obecnej sytuacji kryzysowej dostał na takie działanie zielone światło od Unii Europejskiej. Wątpię, że Unia przedłuża pozwolenie na takie działania na niekorzyść rynku wewnętrznego i liberalizacji rynku energii elektrycznej. Jeżeli Unia nie przedłuży czasu obowiązywania rozporządzenia unijnego po 30 czerwca 2023 r., polska ustawa również straci moc bytu pomimo faktu, że ma obowiązywać do końca 2023 r. – mówi Christian Schnell.
Jak podkreślają inwestorzy, w krótkim okresie są skłonni ponieść koszty obecnych nadzwyczajnych rozwiązań, ale w dłuższym czasie to może zatrzymać inwestycje.
