Wyniki aukcji pokazały rynkowe oblicze fotowoltaiki w Polsce

Za nami rozstrzygnięcie tegorocznych aukcji. A w nich największym zaskoczeniem ceny po jakich inwestorzy zdecydowali się licytować. W aukcji powyżej 1 MW dla projektów wiatrowych i fotowoltaicznych najwyższą ceną po jakiej można było wygrać aukcję to zaledwie 233 zł/MWh z kolei w aukcji gdzie dominują projekty fotowoltaiczne czyli do 1 MW najniższa cena ofertowa to zaledwie 269 zł/MWh a najwyższa dająca wygraną 327 zł/MWh. Jeżeli ceny te odniesiemy do cen w kontraktach na TGE na rok 2021 kiedy to realnie projekty z tegorocznej aukcji zaczną wprowadzać energię. Można stwierdzić że fotowoltaika w Polsce staje się w pełni rynkowa. 

Porównanie grudniowych cen energii elektrycznej na TGE w kontraktach na 2021 z wynikami aukcji OZE dla fotowoltaiki

Elektrownie fotowoltaiczne wytwarzają energię głównie lecz nie jedynie w szczycie dlatego żaden z kontraktów na TGE (BASE, PEAK5, OFFPEAK) nie jest referencyjny. Z tego względu dla celów porównania najbardziej referencyjna wydaje się średnia ważona cena kontraktów biorąc pod uwagę czas pracy elektrowni PV. Na wykresie cenę tą nazwano “Cena energii ważona przy sprzedaży na TGE energii z elektrowni PV”

Przy tych założeniach najtańsze projekty PV kontraktowały energię niżej niż obecna średnia wartość rynkowa prądu z dostawą w 2021r. Oznacza to w praktyce że jeżeli trendy na rynku energii nie ulegną istotnym zmianom jako konsumenci energii nie dopłacimy faktycznie do wsparcia tych projektów gdyż może nigdy nie pojawić się w ich przypadkach ujemne saldo.

Zupełnie odmiennym tematem jest wykonalność elektrowni które licytowały po bardzo niskich stawkach. Aby osiągnąć przyzwoitą rentowność na projektach które wygrały aukcje w cenach poniżej 300 zł/MW koszty budowy muszą oscylować poniżej 2,2 - 2,3 mln/MWp a do tego musi być pozyskane tanie długoterminowe finansowanie. Tak niski koszt budowy na przyzwoitych komponentach może być możliwy pod warunkiem kontynuacji spadku cen kluczowych komponentów takich jak moduły PV oraz utrzymania się korzystnego kursu Euro i Dolara. Można też oczekiwać że wzorem wielu akcji budowa projektów które najniżej zakontraktowały sprzedaż energii będzie odciągana w czasie w oczekiwaniu na spadek komponentów lub kursu.

Czy dojdzie do unieważnienia pierwszej aukcji OZE?

30 grudnia 2016 roku odbyła się pierwsza polska aukcja OZE jednak u wielu uczestników licytacji nie wystrzeliły korki od szampana. Powodem wcale nie była przegrana licytacja, bo wyników jeszcze nie znamy, lecz problemy techniczne jakie spotkały Internetową Platformę Aukcyjną (IPA).
Z relacji wielu uczestników aukcji wynika, że w czasie trwania aukcji były problemy z zalogowaniem się do systemu, przejściem całej procedury złożenia oferty czy złożeniem elektronicznego podpisu. Część inwestorów miała tak duże problemy, że nie udało im się złożyć oferty mimo dopuszczania do aukcji i wpłacenia kaucji.

W przypadku, gdy problemy z działaniem platformy aukcyjnej ograniczyłyby się do chwilowych problemów z działaniem zapewne cała sprawa zakończyłaby się na fali krytyki kolejnego publicznego systemu za miliony zł – dokładnie 3,86 mln zł brutto, który nie zadziałał prawidłowo. Jednak konsekwencje problemów z IPA mogą być poważniejsze w przypadku, gdy potwierdzą się doniesienia o problemach tak poważnych, że cześć uczestników nie była w stanie złożyć oferty. Liczbę takich inwestorów będzie można ocenić po publikacji wyników aukcji i porównaniu ich do liczby projektów, które uzyskały dopuszczenie do aukcji i co do których została uiszczona kaucja. Konsekwencją potwierdzenia takich problemów powinien być scenariusz, w którym aukcja zostanie unieważniona a następnie powtórzona.  

Jest to scenariusz, który na pewno musi być brany pod uwagę w URE oraz ME, ale z pewnością będzie to scenariusz trudny do realizacji, który może za sobą pociągnąć personalne konsekwencje w ME i URE. Scenariusza tego obawiają się nie tylko ci, którym udało się złożyć ofertę, ale także duża część branży OZE, gdyż oznacza kolejne miesiące niepewności, oczekiwań i przesunięcia realizacji projektów, których liczba i tak bardzo spadła w II połowie 2016r. po zmianach w systemie wsparcia OZE.

Zgodnie z regulaminem unieważnienie aukcji OZE z przyczyn technicznych może nastąpić w przypadku gdy:

1. Aukcja nie może zostać rozpoczęta lub zakończona w terminie, określonym w ogłoszeniu o Aukcji;
2. Dostęp do IPA nie był możliwy przez co najmniej 15 godzin podczas trwania Sesji aukcji;
3. Nastąpiła przerwa w dostępie do IPA w trakcie ostatnich 90 minut trwania Sesji aukcji lub
4. Prezes URE powziął uzasadnione wątpliwości odnośnie bezpieczeństwa i prawidłowości przebiegu Sesji aukcji.”

W przypadku, gdy dostęp do IPA nie był możliwy przez dłużej niż godzinę taką informację prezes URE powinien podać do wiadomości na stronie internetowej – taka informacja się nie pojawiała. Najbardziej prawdopodobny punkt regulaminu, na który mogą powoływać się poszkodowani uczestnicy aukcji to punkt. 3 mówiący, że platforma musi działać bez przerwy w ostatnich 90 minutach aukcji.

Wysoce prawdopodobnym scenariuszem jest także ten w którym prezes URE uzna, że problemy nie były na tyle istotne, że konieczne będzie unieważnienie aukcji. Taka decyzja pozwoli na odsunięcie burzy jednak może mieć długofalowo znacznie poważniejsze konsekwencje. Uczestnicy aukcji którym nie udało się złożyć oferty staną przed decyzją o wystąpienie na drogę sądową o… i tu pojawia się trudne pytanie jakie mogą być roszczenia „poszkodowanych” uczestników. Raczej trudno sobie wyobrazić, aby skutecznie doprowadzili do powtórzenia aukcji a raczej będą starać się o odszkodowania. Niezależnie od tego czego będą się domagać uczestnicy, którym nie udało się złożyć oferty, sprawy sądowe jeszcze bardziej nadszarpną zaufanie inwestorów do inwestycji w OZE w Polsce. Zniechęcą przyszłych inwestorów do dewelopowania kolejnych projektów do akcji w kolejnych latach. Pociągną za sobą falę spekulacji i domysłów, dlaczego cześć uczestników miała tak duże problemy z działaniem IPA.  

Trzeba powiedzieć, że nie ma łatwego i prostego wyjścia z tej trudnej sytuacji. Przyjęte przez URE rozwiązanie powinno pogodzić interesy zarówno tych inwestorów którym udało się złożyć ofertę jak i tych którzy nie ze swojej winy nie byli w stanie poprawnie korzystać z IPA. Rozwiązaniem tej sytuacji byłoby umożliwienie złożenia oferty podmiotom które nie ze swojej winy nie były w stanie złożyć oferty w systemie IPA np. poprzez wezwanie do uzupełnienia lub przywrócenie terminu i w efekcie dokończenie aukcji. 

Farmy fotowoltaiczne – szanse w aukcjach 2017

Ministerstwo energii przedstawiło projekt rozporządzenia określającego ilość energii jaką zamierza zakupić w drodze aukcji w 2017 roku w poszczególnych koszykach technologicznych. Farmy fotowoltaiczne znajdują się w koszyku inne, gdzie będą konkurować wraz farmami wiatrowymi. Aukcje będą przeprowadzone osobno dla elektrowni o mocy do 1 MW oraz powyżej niż 1 MW. Z punktu widzenia możliwości inwestycji w farmy fotowoltaiczne mimo obowiązywania ustawy odległościowej aukcja dla instalacji powyżej 1 MW zostanie zapewne zdominowana przez farmy wiatrowe które ciągle mają niższe koszty produkcji energii elektrycznej niż farmy fotowoltaiczne. Biorąc pod uwagę, że w koszyku inne dla instalacji powyżej 1 MW przewidziany jest zakup zaledwie 5 175 000 MWh daje to możliwość budowy ok. 150 MW farm wiatrowych.

Fotowoltaika może zdominować aukcje w koszyku inne dla elektrowni do 1 MW. W tym przypadku także rodzi się pytanie czy elektrownie wiatrowe z niższymi kosztami wytwarzania nie będą konkurować z farmami fotowoltaicznymi? Z pomocą fotowoltaice może przyjść rozporządzenie określające ceny referencyjne (maksymalne ceny po których może być sprzedana energia wytworzona w danym źródle) które w aukcji w 2016 roku dla farm wiatrowych do 1 MW zawiera cenę 300/MWh. W praktyce skutecznie ogranicza to atrakcyjność budowy „małych” elektrowni wiatrowych. Podobnego ruchu można spodziewać się w zakresie cen referencyjnych na aukcje w 2017 roku. Wyjątkiem mogą być tu projekty wiatrowe do 1 MW uzyskujące dofinansowanie, w przypadku którego licytowana cena musi być niższa uwzględniająca uzyskaną pomoc publiczną.

W ramach aukcji dla elektrowni do 1 MW w koszyku inne przewiduje się zakup 4 725 000 MWh co przy średnim deklarowanym uzysku z farm fotowoltaicznych 1050 MWh/MWp dawałoby potencjał budowy farm fotowoltaicznych na poziomie 300 MWp. Z punktu widzenia obecnego potencjału farm fotowoltaicznych w Polsce 300 MWp w przyszłym roku można uznać za atrakcyjną propozycję zakładając, że w kolejnych latach będą organizowane kolejne aukcje o podobnym potencjale. Z punktu widzenia inwestorów 300 MW oznacza bardzo dużą konkurencję na aukcji.  Bazując na wydanych przez OSD warunkach przyłączeniowych, szacowany potencjał dewelopowanych projektów fotowoltaicznych w Polsce to już ok. 1,2 GWp w większości opartych o farmy do 1 MW. W praktyce, mimo iż elektrownie PV do 1 MW mogą na aukcji oferować cenę do 465 zł/MWh duża konkurencja sprawi, że wielu inwestorów znacznie niżej będzie licytować i możemy się spodziewać cen nawet poniżej 400 zł/MWh. Z punktu widzenia konsumentów to dobra wiadomość, gdyż mniej zapłacą za „zieloną” energię. Z kolei zbyt duża konkurencja cenowa podnosi ryzyko odstąpienia od realizacji inwestycji przez inwestorów, którzy nie doszacowali kosztów inwestycji. Taka sytuacja miała miejsce w wielu krajach przeprowadzających aukcje dla OZE.

Farmy fotowoltaiczne w systemie aukcyjnym – zagrożenia.

 Sytuacja na rynku zielonych certyfikatów oraz ustawa antywiatrakowa pokazała że wsparcia dla OZE nie jest w Polsce stabilne. Dla obecnych inwestycji OZE spełniły się wszystkie czarne scenariusze o których wspominanokilka lat temu. Czy zatem system aukcyjny będzie dla inwestorów bezpieczną przystanią?

Niewątpliwie idea konstrukcja funkcjonowania systemu aukcyjnego daje wyższą stabilność niż system zielonych certyfikatów jednak w szczegółach konstrukcja systemu aukcyjnego może nieś pewne zagrożenia które musi wziąć pod uwagę świadomy inwestor.

1 – Dla instalacji powyżej 500 kW wylicytowana kwota na aukcji nie jest taryfą gwarantowaną.

W przypadku instalacji powyżej 500 kW wylicytowana kwota w aukcji jest poziomem ceny do której Zarządca Rozliczeń S.A dokonuje refundacji. Jednak bazowym poziomem od którego następuje refundacja jest średnia cena energii na TGE, która nie musi pokrywać się z ceną energii po której sprzedaje ją inwestor z farmy fotowoltaicznej. Są to tzw koszty profilu energetycznego.

2 – Niema obowiązku zakupu energii

Dla instalacji powyżej 500 kW sprzedawca zobowiązany niema obowiązku zakupu oferowanej mu energii co oznacza że inwestor niema zagwarantowanego popytu na wyprodukowaną energii. W praktyce brak obowiązku zakupu energii będzie skutkować spadkiem oferowanej ceny za zieloną energię.

3 – Koszty bilansowania handlowego  

Dla instalacji powyżej 500 kW inwestor musi doliczyć koszty bilansowania handlowego które obniżą dochody o kilka % wartości wyprodukowanej energii

4- Opodatkowanie

Zmiana prawa w zakresie danin publicznych to duże ryzyko inwestycyjne biorąc pod uwagę kilkunastoletni okres funkcjonowania instalacji. Kazus energetyki wiatrowej pokazał że zmiana nastawienia strony rządowej do danej technologii skutkuje zmianami w zakresie  uiszczania danin publicznych. Największym zagrożeniem dla farm fotowoltaicznych jest zmiana podejścia w zakresie podatku od nieruchomości. Obecne podejście organów podatkowych a także wyroki WSA wskazuję że 2% podatek od nieruchomości jest uiszczany od fundamentów czyli ok. 10% wartości farmy. Zmiana prawa w tym zakresie i objęcie całej wartości farmy 2% podatkiem oznacza wzrost obciążeń z ok. 8 000 zł/MW/rok do 80 000 zł/MW/rok. Przypadek ustawy antywiatrowej pokazał że taka zmiana jest możliwa i może być szybko przeprowadzona. 

Jak przygotować farmę fotowoltaiczną pod aukcję OZE.

Nowelizacja ustawy o OZE odsunęła o pół roku system aukcyjny daje to zainteresowanym inwestorom dodatkowy czas na przygotowanie projektów fotowoltaicznych pod aukcje. Jaką drogę należy przejść, aby przystąpić do aukcji i wybudować farmę fotowoltaiczną?

1 - Pozyskanie działki, dla której zapisy MPZP przewidują możliwość lokalizacji instalacji OZE powyżej 100 kW. W przypadku, gdy działka nie jest objęta MPZP uzyskać WZ. Na 1 ha działki możliwe jest do zbudowania od ok 500 - 700 kWp mocy elektrowni PV.

2 - Przygotowanie koncepcji technicznej w zakresie doboru mocy farmy fotowoltaicznej, wyboru urządzeń, rozplanowania modułów fotowoltaicznych.

3 - Przygotowanie wniosku o wydanie warunków przyłączenia do OSD. Zgodnie z prawem energetycznych na rozpatrzenie wniosku OSD ma maksymalnie 150 dni (w przypadku przyłączenia do SN). W praktyce czas ten zazwyczaj oscyluje od 1 do 2 miesięcy. Należy zaznaczyć, że po złożeniu wniosku inwestor jest zobowiązany do wpłaty zaliczki na poczet przyłączenia w ciągu 14 dni od daty złożenia wniosku w wysokości 30 zł/kW. Należy dodać, że postawą zajęcia się przez OSD wnioskiem jest przedstawienie zapisów MPZP, z których będzie jednoznacznie wynikać, że istnieje możliwość budowy na wskazanej działce instalacji OZE powyżej 100 kW.

4 - Uzyskanie decyzji środowiskowej dopuszczającej budowę elektrowni PV w przypadku, gdy teren zabudowy jest większy niż 1 ha. W przypadku terenów chronionych obowiązek uzyskania decyzji środowiskowej jest już dla obszaru zabudowy powyżej 0,5 ha.

5 - Wykonanie projektu budowlanego i uzyskanie od Starostwa Powiatowego prawomocnego pozwolenia na budowę.

6 - Uzyskanie zaświadczenia o dopuszczeniu do aukcji. Zaświadczenie wydawane jest przez Prezesa URE na podstawie wniosku, do którego należy dołączyć: 

a) Dokumenty potwierdzające dopuszczalność lokalizacji danej instalacji na terenie objętym planowaną inwestycją. Może to być wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego lub decyzji o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu – w przypadku braku planu 

b) Potwierdzenie wydania warunków przyłączenia instalacji do sieci dystrybucyjnej 

c) Prawomocne pozwolenie na budowę wydane dla projektowanej instalacji 

d) Prawomocną decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach 

e) Harmonogram rzeczowego - finansowy realizacji budowy

Wydane zaświadczenie stanowi podstawę dopuszczenia instalacji OZE do udziału w aukcji. Termin ważności zaświadczenia o dopuszczeniu do aukcji wynosi 12 miesięcy i liczy się go od dnia wydania zaświadczenia.

7 - Licytacja ilości wyprodukowanej przez kolejne 15 lat energii na aukcji przeprowadzanej w formie elektronicznej przez URE. Maksymalną kwotę możliwą do zaoferowania przez inwestora ogranicza ogłoszona przez Ministerstwo Gospodarki cena referencyjna która dla instalacji PV o mocy do 1 MW wynosi 465 zł/MWh. Pula dostępnej na aukcji energii będzie ograniczona rozporządzeniem MG. Prawo do budowy elektrowni przędzie przyznawane od najtańszych ofert do najdroższych do wyczerpania puli. Po wygraniu aukcji inwestor

8 - Po wygraniu aukcji należy przystąpić do realizacji inwestycji, na którą inwestor ma 24 miesięcy.

Koszty profilu energetycznego na aukcji OZE

Wielu inwestorów błędnie zakłada, że cena sprzedaży energii wylicytowana na aukcji będzie ceną stałą i dodatkowo waloryzowaną wskaźnikiem inflacji. W przypadku elektrowni OZE powyżej 500 kW od przychodów ze sprzedaży energii należy min odliczyć koszty bilansowania handlowego, które jest jednoznacznie zapisane w ustawie oraz "koszt profilu energetycznego", który już nie jest tak jednoznacznie zapisany.

Na wstępie należy zaznaczyć, że w przypadku elektrowni powyżej 500 kW wylicytowana na aukcji cena nie jest stałą taryfą, po której spółka Zarządca Rozliczeń S.A. będzie kupował całą zadeklarowaną na aukcji i wyprodukowaną energię. Właściciel elektrowni będzie sprzedawał energię na rynku a Zarządca Rozliczeń będzie jedynie dopłacał do różnicy. Jednak nie do różnicy między ceną sprzedaży energii a ceną wylicytowaną na aukcji, lecz między średnią ważoną ceną energii w danym miesiącu a ceną energii wylicytowaną. Oznacza to, że jeżeli w danym miesiącu inwestor sprzeda energię taniej niż jej średnia miesięczna cena po refundacji łącznie otrzyma za energię niższą cenę niż ta wylicytowana na aukcji.

Ideę działania systemu obrazuje poniższa grafika.

Koszty profilu energetycznego

Zakładając, że wylicytowana cena sprzedaży energii wynosi np. 460 zł/MWh i w danym miesiącu średnia cena energii wynosi np. 162 zł to refundacja od Zarządcy Rozliczeń wynosi 460 - 162 = 298 zł/MWh. Jeżeli w danym miesiącu łącznie energia zostanie sprzedana przez inwestora poniżej 162 zł/MWh to po refundacji nie otrzyma on wylicytowanych na aukcji 460 zł/MWh i to właśnie jest koszt profilu energetycznego. Cena energii na TGE zmienia się wraz z porą dnia i jest zależna od zapotrzebowania na moc w systemie. W lecie najdroższa jest w czasie dnia w zimie wysokie ceny są zarówno w dzień jak i wieczorem. Jeżeli dane źródło OZE sprzedaje większość energii w czasie, gdy ceny są niższe od średniej (szare pole) będzie miało ujemny profil energetyczny. W przypadku fotowoltaiki ten problem zazwyczaj nie występuje gdyż większość sprzedawanej energii będzie w czasie cen wyższych od średniej (pole żółte).