Przegląd inwestycji solarnych w Polsce

Źródło: solarplaza.com

1. Wstęp

Polska jest obecnie jednym z 5 największych rynków inwestycji fotowoltaicznych w Europie. Tylko w 2021 r. kraj dodał około 3,2 GW instalacji fotowoltaicznych. Z łączną zainstalowaną mocą fotowoltaiczną 7,1 GW na koniec 2021 r., Polska jest obecnie głównym europejskim rynkiem energii słonecznej, z wieloma inwestorami realizującymi projekty na dużą skalę znacznie przekraczające skalę projektu 100 MW. Jednak tak gwałtowny wzrost nie przebiega bez wyzwań, a jego społeczne i polityczne oddziaływanie jest wyraźnie widoczne. Przyłączanie nowych projektów fotowoltaicznych do krajowej sieci jest kluczowym wyzwaniem dla deweloperów. Ponadto instalacje na dużą skalę bezpośrednio konkurują o grunty z sektorem rolnym, zwłaszcza że ceny surowców rolnych idą w zawrotnym tempie, co prowadzi do wniosków legislacyjnych, które spowolnią przyszły rozwój obszarów wiejskich.

W obecnym środowisku rynku energii fotowoltaika stała się bardzo konkurencyjna. W Europie wysokie ceny na rynku energii wynikają przede wszystkim z wysokich cen gazu ziemnego, które gwałtownie rosną od drugiej połowy 2021 r. Wynika to głównie z ożywienia gospodarczego po kryzysie COVID-19 i słabszego w zakresie ograniczenia dostaw gazu z Rosji. Obecnie ceny energii elektrycznej w Polsce są stosunkowo niskie, ponieważ węgiel energetyczny nadal jest paliwem, które dyktuje poziom cen. Po pojawieniu się w latach 2024-2026 jednostek gazowych o wartości 6 GW wygranych w przetargach na polskim rynku mocy, ceny w Polsce będą najprawdopodobniej określać elektrownie gazowe. Jednak ogólny wpływ cen uprawnień do emisji CO2 również pozostanie bardzo wysoki. Wojna na Ukrainie nie wpłynęła jeszcze bezpośrednio na ceny na rynku energii elektrycznej w Europie, ale kiedy Niemcy w ciągu najbliższych dwóch lat uruchomią cztery nowe terminale LNG, wzrośnie ryzyko silniejszej manipulacji Gazpromu na europejskim rynku gazu ziemnego. Konsumenci przemysłowi w Polsce szukają zatem dostaw energii o zerowej emisji dwutlenku węgla, ponieważ istnieje ryzyko dalszego wzrostu cen energii elektrycznej w tej dekadzie. To napędza rynek korporacyjnych umów PPA, podczas gdy umowy PPA obciążenia podstawowego są wyraźnie faworyzowane w stosunku do umów PPA opłacanych w miarę produkcji. Jednak przy wysokich cenach energii umowy PPA obciążenia podstawowego mają inny profil ryzyka.

2. System wsparcia i umowy PPA

Nagły wzrost liczby instalacji fotowoltaicznych w ostatnich latach był spowodowany głównie programem motywacyjnym dla fotowoltaiki na dachach w Polsce i jego systemami opomiarowania netto, które zakończyły się do 1 kwietnia 2022 r., ale także z powodu przetargu na „kontrakt na różnicę” (CfD) na 1 MWp energii słonecznej. farmy wdrożone pod koniec 2016 roku. Poza tymi systemami, istnieje również duży potencjał do rozwoju PV na dużą skalę w Polsce. Zwłaszcza, że ​​2019 - w przetargach KTR na wielkoskalowe instalacje OZE – fotowoltaika mogła z powodzeniem konkurować z lądowymi farmami wiatrowymi. Należy wspomnieć, że budowa nowych lądowych farm wiatrowych została zasadniczo wstrzymana w 2016 r. ze względu na zasadę, że wymagana minimalna odległość od najbliższej zabudowy mieszkalnej wynosi 10-krotność wysokości czubka. W konsekwencji, lądowe farmy wiatrowe rywalizujące w przetargach zostały opracowane z turbinami wiatrowymi o technicznym standardzie rynkowym. W 2021 r. rząd ogłosił, że zasada odległości „10-h” zostanie złagodzona, otwierając ponownie rynek na rozwój nowych lądowych farm wiatrowych. Niemniej jednak odpowiednie zmiany legislacyjne nie zostały jeszcze wprowadzone, a pierwsze w pełni opracowane projekty trafią na rynek nie wcześniej niż w 2024/2025 roku.

2.1 Przetargi kontraktowe (KTR)

W Polsce urząd regulacji licytuje wolumen energii w megawatogodzinach (MWh). Wolumeny te są licytowane w formie indeksowanych 15-rocznych „kontraktów na różnicę” (CfD). W zależności od ceny oferty przyznanej przez oferenta i ceny rynkowej indeksu bazowego, oferent może otrzymać różnicę („saldo ujemne”) co miesiąc. Alternatywnie, jeśli indeks bazowy przekracza cenę kupna („saldo dodatnie”), zostanie to rozliczone z przyszłym saldem ujemnym; lub ostatecznie oferent musi ją spłacić później na koniec trzyletniego okresu rozliczeniowego. Do rządu należy ustalenie rocznej ceny maksymalnej w oparciu o LCOE dla każdej technologii, tak zwanej „ceny referencyjnej”, której oferenci nie mogą przekroczyć. Obecny system przetargowy dzieli projekty dotyczące energii odnawialnej na dwie kategorie: (i) projekty do 1 MW włącznie oraz (ii) projekty powyżej 1 MW. Oprócz kategorii pojemności istnieją również różne koszyki technologiczne. Aby wziąć udział w aukcji, projekt musi być w pełni dopuszczony, a oferent musi wnieść wadium w wysokości 60,000 zł za MWp. Wadium zostanie spłacona po wejściu do systemu wsparcia KTR. Pozwolenie na wytwarzanie jest warunkiem wstępnym wejścia KTR dla wszystkich instalacji o mocy przekraczającej 1,0 MW. Projekty fotowoltaiczne konkurują w tym samym koszyku, co lądowe instalacje wiatrowe. W obecnym otoczeniu rynku energii przetargi na kontrakty CFD stały się nieatrakcyjne z komercyjnego punktu widzenia, a wielu inwestorów, którym przyznano kontrakty CFD, rozważa nieprzystąpienie do systemu wsparcia KTR, rezygnując z wadium.

2.2 Umowy PPA

Polski rynek PPA przeżywa obecnie boom, ale doświadczenie uczestników rynku z umowami PPA jest wciąż niejednolite. Na razie na rynku dominują międzynarodowi (i bankowi) handlowcy, ale wraz z graczami przemysłowymi i korporacjami nastąpił gwałtowny wzrost liczby transakcji od 2021 r. Istnieje zapotrzebowanie zarówno na fizyczne, jak i wirtualne/finansowe umowy PPA. Jednak gracze często nie mają doświadczenia w prawidłowym przydzielaniu ryzyka między umowy PPA typu pay-as-production/prognozowane a umowy PPA dla obciążenia podstawowego.
 

3. Rozwój projektu

Poniżej znajduje się ogólny przegląd procesu rozwoju i uruchomienia dla wielkoskalowych instalacji fotowoltaicznych.

3.1. Zabezpieczanie ziemi

Grunt pod zabudowę może być zabezpieczony (i) umową dzierżawy gruntu, (ii) użytkowaniem, (iii) umową dzierżawy lub (iv) zakupem gruntu. Każdy tytuł podlega pewnym ograniczeniom prawnym i powinien być indywidualnie oceniany pod kątem adekwatności w danych okolicznościach. W zależności od tytułu własności gruntu, w przypadku ogłoszenia upadłości właściciela gruntu lub wszczęcia postępowania egzekucyjnego na podstawie hipotek ustanowionych na gruncie, powstają różne ryzyka prawne. Innym ważnym ograniczeniem jest maksymalny 30-letni termin umowy dzierżawy gruntu na czas określony. Jednak najczęstszym tytułem prawnym do zabezpieczenia gruntu jest umowa dzierżawy gruntu.
 

3.2 Zasady planowania

Fotowoltaika może być rozwijana na podstawie przeznaczenia terenu wraz ze strefami ochronnymi w studium („Studium”) i miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego („Plan”) lub alternatywnie na podstawie pozwolenia lokalizacyjnego („WZ”) na obszarach, które nie są objętych planem, obejmujący grunty rolne klasy gleb IV do VI. Trwa dyskusja, czy wyłączyć IV klasę gleby - stanowiącą około 40 procent gruntów rolnych - z rozwoju fotowoltaiki.
 

3.3 Decyzja środowiskowa

Rozwój wielkoskalowej instalacji fotowoltaicznej często wymaga oceny oddziaływania na środowisko przed uzyskaniem decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach („ED”). Na podstawie popartych opiniami organów ochrony środowiska, sanitarnych i wodnych wójt może wydać decyzję stwierdzającą konieczność przeprowadzenia oceny oddziaływania na środowisko i w takim przypadku inwestor jest zobowiązany do sporządzenia raportu o oddziaływaniu na środowisko w zakresie wyznaczonym przez organ. Alternatywnie gmina może stwierdzić, że ocena oddziaływania na środowisko nie jest wymagana i może określić inne rozwiązania ograniczające oddziaływanie na środowisko. Procedury oceny oddziaływania na środowisko są złożone i wymagają udziału społeczeństwa oraz konsultacji z innymi organami ochrony środowiska. Szereg zainteresowanych stron może zakwestionować ED, w tym społeczności lokalne i organizacje pozarządowe. Na podstawie ED pozwolenie na budowę powinno być wydane w ciągu 6 lat, aw przypadku inwestycji etapowej - w ciągu 10 lat. W przypadku przyjęcia podejścia decyzyjnego WZ do decyzji o warunkach zabudowy, ED jest warunkiem koniecznym do uzyskania decyzji WZ.
 

3.4 Pozwolenie na budowę i użytkowanie

Zgodnie z polskimi przepisami budowlanymi budowa i uruchomienie dużych instalacji fotowoltaicznych wymaga pozwolenia na budowę, a po zakończeniu budowy pozwolenia na użytkowanie. Pozwolenie na budowę wydawane jest na całość przedsięwzięcia budowlanego, ale możliwe jest również uzyskanie kilku pozwoleń na podprojekty oraz infrastrukturę sieciową i towarzyszącą. Pozwolenie na budowę może przewidywać stopniowanie rozwoju. W ramach procesu ubiegania się o pozwolenie na budowę wnioskodawca musi przedłożyć dokumentację wykonawczą wykonaną przez wykwalifikowanego architekta lub inżyniera budownictwa. Pozwolenie na budowę jest ważne 3 lata i może być przedłużone poprzez rozpoczęcie robót budowlanych i odpowiedni wpis do dziennika budowy.
 

3.5 Połączenie z siecią
Aby uzyskać prawo dostępu do publicznej sieci elektroenergetycznej, instalacja fotowoltaiczna musi (i) uzyskać warunki przyłączenia do sieci („OWZ”), które są wydawane przez operatora systemu dystrybucyjnego („OSD”) lub operatora systemu przesyłowego („OSP”) i określić techniczny punkt przyłączenia do sieci, a następnie w okresie 2 lat (ii) zawrzeć umowę o przyłączenie do sieci („OWP”), która określa harmonogram prac przyłączeniowych i elektryfikacji. Za GCC wymagana jest zaliczka w wysokości 30,000 zł za MW mocy przyłączonej. Moc przyłączona i moc zainstalowana mogą się różnić, ale wymaga to indywidualnych rozmów z operatorem sieci.
 

3.6 Proces uruchomienia

Po zakończeniu robót budowlanych i udokumentowaniu w dzienniku budowy można wnioskować o uruchomienie instalacji OZE u operatora sieci („EON”). W ciągu 2-4 tygodni od złożenia wniosku lokalny OSD (lub OSP) wizualnie sprawdzi montaż instalacji i rozpocznie procedurę włączenia zasilania w celu wyeksportowania pierwszej kWh do sieci publicznej („ION”). Przed wywozem pierwszej kWh wytworzonej przez instalację OZE i elektryfikacją instalacji spółka projektowa musi zawrzeć z OSD umowę o świadczenie usług dystrybucyjnych lub umowę o świadczenie usług przesyłowych z OSP („DSA” lub „TSA”) ; musi również podpisać „umowę zakupu energii elektrycznej w okresie testowym” („Test-PPA”), obejmującą czas do uzyskania koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej oraz wyznaczenie strony odpowiedzialnej za bilansowanie („BRP”). Zarówno Test-PPA, jak i BRP są zwykle podpisywane z lokalnym dostawcą ostatniej instancji, który jest spółką grupową lokalnego OSD. Formalnie instalacja OZE nie jest uprawniona do sprzedaży energii przed uzyskaniem koncesji na wytwarzanie. Dlatego w praktyce Odbiorca Test-PPA zwykle sprzedaje energię na technicznym rynku bilansującym, a spółka projektowa fakturuje sprzedaną energię lokalnemu zakładowi energetycznemu po uzyskaniu koncesji na wytwarzanie. Następnie w ciągu 2 do 4 tygodni od podpisania umowy o świadczenie usług dystrybucyjnych i Test-PPA następuje ION. Na podstawie ION uzyskuje się prawomocne pozwolenie na użytkowanie, które jest warunkiem uzyskania koncesji na wytwarzanie energii z Urzędu Regulacji Energetyki URE. Zwykle zajmuje to około 2 miesięcy. Umowa na zakup energii, którą spółka projektowa zawarła wcześniej ze spółką obrotu (oraz umowa o bilansowanie handlowe) wchodzi w życie po uzyskaniu koncesji na wytwarzanie energii. Również po uzyskaniu koncesji na wytwarzanie energii oraz w terminie wyznaczonym na aukcji, spółka projektowa obsługująca instalację OZE może wystąpić do Zarządu Rozliczen SA i URE o pierwsze miesięczne rozliczenie ujemnego lub dodatniego salda (umowa na różnicę).

Wniosek

W miarę jak polski rynek wchodzi w bardziej dojrzałą fazę, obserwuje się coraz większe odchodzenie od schematu CfD w kierunku modelu rozwoju PPA, który umożliwia szybszy rozwój rurociągów i sprzedaż energii bezpośrednio wysoko ocenianym odbiorcom korporacyjnym. Jednak wraz z rosnącą popularnością umów PPA obciążenia podstawowego, producenci energii ze źródeł odnawialnych są również narażeni na ryzyko zmienności cen, biorąc pod uwagę wyjątkowo niepewne i zmienne ceny energii prognozowane na nadchodzące lata. Pomimo wyzwań związanych z wąskimi gardłami w przyłączeniu do sieci i niepewności legislacyjnej co do wykorzystania gruntów pod projekty fotowoltaiczne, polski rynek fotowoltaiczny jest niezwykle interesującym segmentem dla międzynarodowych graczy.