Aukcje to nie jedyna droga dla elektrowni fotowoltaicznych – artykuł ekspercki

Potrzeba Nowego, Zielonego Ładu w Europie, jak i na świecie, napędza rozwój odnawialnych źródeł energii (OZE). Sektor fotowoltaiki wykazał się największą dynamiką przyrostu udziału na rynku OZE w ubiegłych latach w Polsce, za który odpowiadali producenci energii elektrycznej, jak i właściciele farm PV. Inwestorzy wybudowanych elektrowni PV mogą sprzedawać prąd przy wykorzystaniu aukcji Prezesa URE lub po stawkach rynkowych. Zazwyczaj pomysł materializacji inwestycji skupia się wokół aukcji. Jednak rozliczanie ceny sprzedaży energii przy wykorzystaniu stawki zmiennej ma wiele zalet.

 

Sama popularność OZE wynika z faktu drożejącej energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych, ale także z nakładanych obciążeń systemowych, mających na celu wdrożenie pro-środowiskowej polityki. Obecnie znakomita większość (około 80%) energii w Polsce jest produkowana ze spalania węgla (brunatnego i kamiennego). Jest to więc produkcja droga i coraz mniej ekonomicznie zasadna, ponieważ pokłady węglowe są coraz to głębsze (węgla kamiennego), a dodatkowo regulacje w zakresie emisyjności faworyzują OZE. PV jest w trendzie odwrotnym, ceny prądu są coraz tańsze (patrząc przez pryzmat zmniejszającej się średniej ceny w ostatnich aukcjach). Przewaga konkurencyjna PV polega właśnie na obniżonym koszcie wytworzenia jednostki dobra (energii). Z tej racji w ujęciu makroekonomicznym możliwe są oszczędności dla całej gospodarki Polski. Stwarza się również opcja zarobku z istotnym potencjałem inwestycyjnym.

 

Wykres 1, Wzrost mocy zainstalowanej [MW], wg stanu na 31.12.2020 r.*

Źródło: URE. *Dane tabelaryczne dotyczące poszczególnych rodzajów instalacji odnawialnego źródła energii obejmują instalacje, które uzyskały koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej oraz wpis do rejestru działalności regulowanej.

 

Rynek farm fotowoltaicznych obejmuje średnie instalacje fotowoltaiczne, czyli takie o mocy od około 1 MW do niekiedy dużych o mocy kilkuset MW. Farmy fotowoltaiczne pracują jako elektrownie zawodowe, sprzedając energię elektryczną do sieci lub bezpośrednio do odbiorcy. Sam wybór opcji sprzedaży wpływa na stopę zwrotu z inwestycji (dla właściciela farmy) oraz determinuje wycenę firmy i determinuje jej rozwój.

 

Takie przedsiębiorstwa specjalizują się w realizacji procesów inwestycyjnych związanych z budową farm fotowoltaicznych, a dla zachowania tempa rozwoju poszukują zewnętrznych źródeł finansowania. Sama realizacja etapu projektowania farmy to około 17 miesięcy (uwzględniając maksymalne określone w przepisach terminy na załatwianie spraw administracyjnych). Czas ten został lekko nadwyrężony przez pandemię jednak obecnie widoczny jest powrót do tej modelowej wartości. Po wykonaniu poszczególnych etapów inwestycyjnych projektu, może zostać wykonana jego sprzedaż (tzw. strategia wyjścia). Obecnie projekty po fazie uzyskania przyłączenia można sprzedawać na „rynku wtórnym”, realizując strategię „dezinwestycyjną” (braku wbicia przysłowiowej łopaty). Każdy kolejny etap stanowi większe zaawansowanie projektu, co przekłada się na wzrost jego wartości. Na rynku wtórnym paczka dokumentów projektowych dla jednej farmy do 1MW po etapie przyłączenia kosztuje ok. 200-240 tys. zł. Pozwolenie na budowę zwiększa wartość dokumentacji o kilkadziesiąt tysięcy złotych. Jeśli inwestor jest zdecydowany przystąpić do budowy farmy, zamiast wychodzić z inwestycji na etapie komplementacji paczki dokumentów projektowych, może rozpocząć kolejne etapy deweloperskie. Przy sprawnym pozyskaniu materiałów do budowy ten etap może potrwać raptem miesiąc. W tym momencie ponoszone są główne nakłady kapitałowe (jest to w większości przypadków jednorazowy moment ponoszenia nakładów, przy założeniu braku zniszczeń paneli spowodowanych nagłymi, silnymi zjawiskami pogodowymi, np. gradu). Potem następuje już finalny etap materializacji zysków, czyli sprzedaż wygenerowanego dobra – prądu. Wtedy kluczowy jest wybór sposobu sprzedaży energii. Rynek Energii Elektrycznej w Polsce (REE) obfituje możliwymi alternatywami.

 

Rynek energii elektrycznej jest wyjątkowy, ponieważ wiele mechanizmów finansowych działa w sposób odmienny. Na innych rynkach nadwyżka podaży nad popytem jest bilansowana poprzez zapasy. Prąd, jako towar jest handlowany na rynku czasu rzeczywistego, musi być dostarczony w momencie wystąpienia zapotrzebowania, ponieważ możliwości magazynowania są niewielkie. By ocenić atrakcyjność sprzedaży energii po danych stawkach, należy przybliżyć strukturę rynku energii elektrycznej. W Polsce, tak jak na przykład w Kalifornii (USA), Skandynawii i częściowo w Australii wprowadzony został model zdecentralizowany. Gra popytu i podaży odbywa się nie tylko między podmiotami rynku, ale również między poszczególnymi jego segmentami i w różnych przedziałach czasowych. Czynniki rynkowe sprzyjają optymalizacji sposobu pokrycia zapotrzebowania odbiorców na energię elektryczną oraz racjonalizacji ryzyka handlowego podmiotów uczestniczących w obrocie. Struktura przedmiotowa REE składa się z trzech segmentów: rynek konkurencyjny, regulowany oraz finansowy. Na rynku finansowym nie dochodzi do fizycznej dostawy energii. Handluje się kontraktami finansowymi na dostawę energii, po z góry określonej cenie i wielkości dostawy. Również na tym rynku dochodzi do zabezpieczenia (hedge) transakcji, poprzez możliwość obrotu instrumentami pochodnymi.

 

Dylemat postawiony we wstępie rozstrzyga się między wyborem rynku konkurencyjnego a regulowanego, czyli pomysłem na to, co zrobić z dobrem (wynikiem inwestycji, czyli energią elektryczną). Rynek regulacyjny (zwany też technicznym) dzieli się na dwa podsektory, w których w jednym przedmiotem obrotu są regulacyjne usługi systemowe (RUS), umożliwiające przesył zakontraktowanej energii. Drugi to tzw. generacja wymuszona, co łączy się z koniecznością zapewnienia odpowiedniej niezawodności działania systemu elektroenergetycznego i dotrzymania jakościowych parametrów w węzłach sieci. Obecnie nadal wiodącą siłą napędową rynku farm fotowoltaicznych, zwłaszcza tych o mocy około 1 MW, są aukcje OZE. Urząd Regulacji Energetyki ogłasza, przeprowadza i rozstrzyga aukcje. Wynika to ze stosownych ustaw. Przetargi są ogłaszane w Biuletynie Informacji Publicznej URE.

 

By wziąć w niej udział inwestor zobowiązany jest uzyskać zaświadczenie o dopuszczeniu do aukcji wydawane przez URE. Kompletny projekt na aukcję zawiera następujące elementy: warunki przyłączenia do sieci lub umowę o przyłączenie, ważne pozwolenie na budowę, a także schemat instalacji OZE oraz harmonogram rzeczowo-finansowy.

 

Ponadto by wziąć udział w aukcji trzeba dysponować gwarancją bankową lub kaucją – 30 zł za każdy 1 kW instalacji (czyli 30 tys. za 1MW). Po otrzymaniu dopuszczenia do udziału w aukcji OZE (wydawanym w terminie 30 dni od daty złożenia wniosku) przedsiębiorca może zgłaszać się do kolejnych przetargów URE przez okres 12 miesięcy, jeśli dana instalacja spełnia wymagania tych przetargów. Czasami zaświadczenie jest wydawane na 6 miesięcy. Zwycięzca aukcji sprzedaje wytworzoną energię na rynku energii za cenę rynkową, a następnie może wystąpić do Zarządcy Rozliczeń S.A. o wyrównanie do ceny przyjętej w aukcji. Odbywa się to poprzez pokrycie tzw. „ujemnego salda”, czyli różnicy pomiędzy wartością netto energii obliczoną na podstawie indeksu TGEBase, a wartością obliczoną na podstawie ceny ofertowej w aukcji. Saldo może być także dodatnie (wtedy dopłata do ceny energii z akcji nie przysługuje) i jest na bieżąco (w miesięcznych okresach rozliczeniowych) rozliczane z ujemnym saldem[1].

 

Natomiast na rynku konkurencyjnym, można wyróżnić segment kontraktowy, bilansujący i giełdowy. Kontrakty dwustronne są główną formą handlu detalicznego i hurtowego energią elektryczną, a obrót energią jest prowadzony bezpośrednio pomiędzy uczestnikami rynku w formie zawieranych umów – sprzedaży energii (USE). Warunki handlowe takiego kontraktu (m.in. ceny sprzedaży/kupna energii elektrycznej, ilość, terminy dostaw) zależą od wyniku negocjacji między stronami kontraktu. Obrót giełdowy natomiast jest prowadzony w formie standardowych transakcji lub kontraktów. Dobowo-godzinowy rynek obejmuje transakcje zawierane w dobie poprzedzającej dobę handlową, i dotyczące poszczególnych godzin tej doby[2]. To tak zwany Rynek Dnia Następnego (RDN), który jest rynkiem spot (natychmiastowym) dla energii elektrycznej. Na podstawie stawek giełdowych określane są ceny energii w kontraktach bilateralnych. Spółki na tym rynku mogą w sposób bezpieczny i czynny domykać na bieżąco swoje portfele zakupów, jak i sprzedaży energii w danych godzinach w ciągu doby. Na Towarowej Giełdzie Energii istnieją kontrakty roczne, sezonowe, kwartalne, miesięczne, tygodniowe, dobowe, godzinowe, bazowe, szczytowe oraz poza szczytem. Handel na RDN odbywa się na jeden oraz dwa dni poprzedzające okres dostawy. Istota rynku bilansującego polega na zabezpieczaniu nietrafionych prognoz co do przyszłego użytkowania energii: deficyt energii jest dokupywany na rynku bilansującym, a nadwyżka odsprzedawana. Główne zalety rynku konkurencyjnego to umożliwienie uczestniczącym w obrocie samodzielny wybór warunków transakcji i dobór partnerów biznesowych, wzrost konkurencyjności, wiarygodna ocena wartości energii elektrycznej oraz realna wycena firm działających w sektorze PV. W warunkach gospodarki rynkowej energia elektryczna przestaje być traktowana jako „dobro” podstawowe, którego dostarczanie jest obowiązkiem przedsiębiorstwa użyteczności publicznej, a staje się zwykłym „towarem” będącym przedmiotem handlu.

 

Wykres 2 Ceny zakontraktowane w koszyku aukcyjnym dla instalacji wiatrowych i fotowoltaicznych w porównaniu z cenami na rynku konkurencyjnym.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z portalu Globenergia.pl, dostęp: 2021-04-14.

 

W poprzednim roku maksymalna cena aukcyjna dla instalacji PV wynosiła 268,88 zł, a minimalna 222,87 zł. Była to cena niższa w porównaniu do oferty z roku 2019. Instalacje powstające w najbliższych kilkunastu miesiącach będą wytwarzać najtańszą dotychczas energię słoneczną. Spadająca cena wyprodukowanej energii koresponduje do spadających cen materiałów potrzebnych do wykonania farmy oraz zwiększania ich sprawności (mocy).

 

Ceny na aukcjach są w trendzie spadkowym, co z punktu odbiorcy jest korzystne, natomiast mniej atrakcyjne dla właściciela farmy. Konfrontując to z innym obserwowanym trendem w minionych latach tj. wzrostu średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym (w trzecim kwartale 2020 roku wyniosła ona 257,98 zł/MWh, zatem jest to szczyt od 2016 roku (od kiedy powstał system aukcyjny)) możemy dojść do wniosku, że obiecująca jest sprzedaż energii po zmiennych stawkach rynkowych, ponieważ jest ona nawet bardziej rentowna niż ta pochodząca z aukcji. I choć nie mamy pewności czy cena ta będzie w przyszłości wyższa niż ta gwarantowana przez URE, to jednak obecnie widoczna jest taka zależność. Tak więc producent (czy też właściciel dokumentacji projektowej) energii po uzyskaniu pozwolenia na budowę musi podjąć strategiczną decyzję czy chce sprzedawać energię po cenach stałych, jednak z niższą marżą lub też wziąć większe ryzyko rynkowe na siebie i sprzedawać energię po cenach zmiennych. Jak wiemy, ryzyko to może się opłacić ale będzie powodować większą zmienność przychodów dla takiego właściciela elektrowni PV.

 

Podsumowując, z jednej strony system aukcyjny niejako gwarantuje w pewien sposób określony zysk na inwestycji, z drugiej ogranicza go w przypadku rosnących cen energii (abstrahując od wad technologicznych mogących powodować przerwy w produkcji). Aukcje Prezesa URE są również obciążone wstępną kaucją, która w przypadku analizowanych farm (do 1 MW) może wynosić nawet do 30 tysięcy. W przypadku farm o większej mocy, kaucja rośnie proporcjonalnie (potrzeba kapitałowa aby zamrozić środki obrotowe firmy). Ponadto, udział w aukcji wiąże się z ryzykiem aukcyjnym z powodu wystawienia zbyt wysokiej ceny w porównaniu do innych oferentów. Tak więc sprzedaż energii na rynku o stawce zmiennej ma swoje duże zalety.

 

OPRACOWANIE

Karolina Lenda
Analityk Inwestycyjny
Prosper Capital Dom Maklerski S.A.

 

 

Zobacz podobne: