MATERIAŁ POWSTAŁ WE WSPÓŁPRACY Z PKO BP
Rząd kontynuuje przekuwanie pomysłów deregulacyjnych polskiej gospodarki na konkretne projekty ustaw. Ostatnim pomysłem rządu jest tworzenie tzw. stref rozwoju zrównoważonego przemysłu z preferencyjnymi taryfami na energię elektryczną dla przemysłu energochłonnego czy przyspieszenie przyłączeń do sieci w tych strefach.
Na rozwiązania, które przyspieszą czas budowy nowych instalacji OZE, inteligentnych sieci czekają nie tylko inwestorzy. W blokach startowych są także kredytodawcy, w tym PKO Bank Polski, który już teraz jest zaangażowany we współfinansowanie polskiej transformacji energetycznej. W procesie deregulacji polskiej energetyki i całego cyklu inwestycyjnego jest jeszcze jednak wiele do zrobienia.
Pomysły na rozwiązanie problemów OZE
W założeniach opublikowanych w wykazie prac legislacyjnych i programowych Rady Ministrów resort przemysłu proponuje możliwość tworzenia stref rozwoju zrównoważonego przemysłu (SRZP). W strefach miałyby obowiązywać preferencyjne taryfy przemysłowe na energię elektryczną. Dodatkowo obowiązywałoby w nich skrócenie terminów na wydanie decyzji o pozwoleniu na budowę oraz terminów na wydanie warunków przyłączenia do sieci.
Projektowane rozwiązania są nakierowane na przedsiębiorstwa energetyczne funkcjonujące w utworzonych SRZP. Ich zadaniem ma być dostarczenie do przedsiębiorstw energochłonnych energii. Mają w tym pomóc takie rozwiązania, jak linia bezpośrednia, długoterminowe umowy na zakup energii elektrycznej (umowy typu PPA). Takie przedsiębiorstwa energochłonne powinny w skali roku zużywać co najmniej 100 GWh.
To właśnie bariery administracyjne wydają się obecnie największą przeszkodą w realizacji nowych projektów dotyczących nisko- i zeroemisyjnej gospodarki. Świadczą o tym choćby najnowsze dane Urzędu Regulacji Energetyki (URE). Jak wynika z opublikowanego w maju podsumowania pracy URE w 2024 r., ponownie odnotowano wzrost (o blisko 5 proc.) liczby odmów określenia warunków przyłączenia do sieci elektroenergetycznej. Jednocześnie nastąpił znaczący spadek sumarycznej mocy wszystkich wydanych odmów, która wyniosła niespełna 73,6 GW i była o 12 proc. niższa niż w 2023 r. Spadek wynikać może z faktu, że inwestorzy próbowali uzyskać zgody na średnio mniejsze projekty.
Dla OZE odnotowano w ubiegłym roku 6259 przypadków odmów wydania warunków przyłączenia do sieci elektroenergetycznej, o łącznej wielkości mocy na poziomie niespełna 42,4 GW. Tu naprzeciw wychodzi z jednej strony projekt ustawy sieciowej (ma odblokować miejsca na przyłączenia do sieci nowych OZE m.in. poprzez system aukcyjny), który obecnie jest na etapie prac Rządowego Centrum Legislacji, jak i zapowiedź projektu tworzenia specjalnych stref z ułatwieniami.
Proces związany z uzyskaniem pozwoleń czy decyzji na przyłączenie trwa w Polsce kilka–kilkanaście miesięcy, co może rodzić pytanie o przełożenie się tej niepewności inwestycyjnej na tzw. ryzyko kredytowe np. dla projektów OZE. Poza barierami sieciowymi są także m.in. wyzwania związane z długotrwałymi procedurami uzyskania pozwoleń lokalizacyjnych w ramach miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego. Jak wyjaśnia nam Adam Kosmala, dyrektor biura finansowania strukturalnego w PKO Banku Polskim, długie procedury administracyjne występują przed uzyskaniem pozwolenia na budowę, a więc także przed rozpoczęciem procesu kredytowego w banku. Banki finansują proces budowy i następnie operacyjny, dlatego też etap administracyjny jest wyłączony z finansowania. – Niemniej taka sytuacja wydłuża okres przygotowania projektów, a w konsekwencji przekłada się na tempo samej transformacji. Co więcej, gdyby projekt OZE już zrealizowany miał zostać dobudowany np. magazynem energii lub inną technologią, by stworzyć projekt hybrydowy, to zbyt wolne procedury administracyjne opóźnią zrealizowanie takiej instalacji – wskazuje dyrektor Kosmala.
Czytaj więcej
Rząd wprowadzi do polskiego prawa kolejne zmiany realizujące część zapisów tzw. Zielonego Ładu. C...
Jeśli jednak ten żmudny – niekiedy wielomiesięczny – jak w przypadku lądowych i morskich farm wiatrowych – proces administracyjny inwestorzy będą mieli za sobą, takie duże instytucje finansowe jak PKO Bank Polski są gotowe podstawić niezbędne finansowanie.
Wsparcie transformacji jest jednym z filarów strategii PKO Banku Polskiego na lata 2025–2027. Wartość finansowania projektów OZE (wartość podpisanych umów kredytowych dla klientów biznesowych) w 2023 r. wyniosła 10,4 mld zł, a w 2024 r. już 13,7 mld zł. Oznacza to wzrost portfela inwestycyjnego banku tego typu inwestycji z 4 proc. do blisko 5 proc.
Zdecydowanie największymi logistycznie inwestycjami, które współfinansuje PKO Bank Polski, są morskie farmy wiatrowe. Przykładem są Bałtyk II i Bałtyk III należące do Polenergii i Equinor o mocy 1,44 GW, które właśnie wchodzą w fazę budowy. Projekt kredytuje konsorcjum ok. 30 instytucji finansowych, w tym m.in. PKO Bank Polski.
Bolączki OZE
W ostatnich latach w obliczu przyblokowania rozwoju nowych lądowych farm wiatrowych rynek skoncentrował swoją uwagę na rozwoju fotowoltaiki, która nie jest dotknięta takimi samymi rygorami lokalizacyjnymi jak wiatr.
Jak wynika z danych Agencji Rynku Energii, na początku marca 2025 r. moc zainstalowana fotowoltaiki w Polsce wyniosła ok. 21,8 GW. Ma to swoje dobre strony, bo dzięki temu emisje CO2 w Polsce spadają, ale z drugiej strony rosnąca moc w niestabilnych źródłach OZE to wyzwanie dla Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE). W efekcie nadwyżki energii z fotowoltaiki, PSE, w środku słonecznych dni, muszą wydawać dyspozycje wyłączenia części instalacji (tzw. nierynkowe redysponowanie jednostek wytwórczych).
Jak wynika z danych Forum Energii, od początku roku do maja, na skutek tych koniecznych działań dla zachowania stabilności systemu, instalacje wyprodukowały blisko 400 GWh mniej energii, niżby mogły. To dwa razy więcej „zmarnowanej energii” niż rok wcześniej. Nadmiar energii z fotowoltaiki przekłada się w środku dnia na tzw. ceny ujemne energii elektrycznej. Innymi słowy podaż energii przewyższa w danym momencie dnia popyt. W rezultacie cena energii na giełdzie spada, ale tylko w środku dnia. Niska cena prądu to mniejsze przychody dla właściciela takiej farmy. Zjawisko cen ujemnych energii elektrycznej może zwiększać ryzyko kredytowe, zwłaszcza dla producentów energii i uczestników rynku hurtowego, którzy nie są odpowiednio zabezpieczeni przed wahaniami cen.
Jak przyznaje Adam Kosmala, przy cenach ujemnych wytwórcy prądu OZE muszą de facto wyłączyć generację. – Szczególnie dla farm fotowoltaicznych są to wyjęte z potencjału godziny produkcji, których nie da się nadrobić wieczorem czy w nocy, jak to ma miejsce przy farmach wiatrowych. Brakuje też satysfakcjonujących producentów OZE rynkowych rekompensat na redukcje pracy takich instalacji – wyjaśnia ekspert PKO Banku Polskiego. Wskazuje on jednak, że co do zasady banki przewidziały w modelach finansowych niższe średnie ceny energii, a negocjowane indywidualnie struktury finansowania zwykle mają bufory na zaadaptowanie takich niższych cen. – Jednak pogłębiające się zjawisko cen ujemnych, brak ekwiwalentnych do utraconych korzyści rekompensat, tzw. koszt profilu wytwarzania energii z PV przy rozliczeniach cen wynikających z kontraktów różnicowych (system wsparcia – tzw. system aukcyjny), a także wydłużające się procedury administracyjne, w sytuacji kiedy inwestorzy chcieliby dobudowywać kolokacyjne magazyny energii, będzie zmniejszać te bufory bezpieczeństwa, a tym samym zwiększać ryzyko kredytowe. Konsekwencją tego będzie sytuacja, w której instytucje finansowe staną się bardziej ostrożne przy finansowaniu kolejnych inwestycji, co z kolei najprawdopodobniej przyhamuje tak potrzebną Polsce transformację energetyczną – przestrzega.
Czytaj więcej
W dążeniach Unii Europejskiej do wzmocnienia konkurencyjności przemysłu kluczową inicjatywą staj...
Rośnie popularność magazynów energii
Aby zniwelować to zjawisko ujemnych cen energii i nie marnować potencjału OZE, konieczne jest uelastycznienie popytu i podaży energii elektrycznej, a jednym ze sposobów osiągnięcia takiego efektu jest realizowanie bateryjnych magazynów energii. Tych w Polsce praktycznie jeszcze nie ma poza lokalnymi pilotażami. W ostatniej aukcji rynku mocy, która odbyła się w grudniu 2024 r. dla roku dostaw 2029, zakontraktowano około 2,5 GW mocy w magazynach energii, głównie bateryjnych, co stanowiło wzrost o 44 proc. w porównaniu z poprzednimi aukcjami. Inwestorzy zaczynają intensywniej pytać także o kredytowanie takich instalacji i banki odczuwają wzrost liczby wniosków na finansowanie samych magazynów energii.
– W mniejszym stopniu, ale też jest więcej zapytań dotyczących finansowania aktywów wytwórczych OZE razem z bateryjnymi magazynami energii. Takie hybrydowe instalacje mogą ograniczyć koszty profilu produkcji (różnica między ceną średnią dzienną a osiągalną dla danej technologii), stąd też teoretycznie powinny być lepsze – mówi nam Adam Kosmala z PKO Banku Polskiego. Jednak czy faktycznie są lepsze, to w dużej mierze zależy od budżetu i struktury finansowania, ponieważ taka instalacja ze względu na dodatkowe elementy budżetu może stać się nieosiągalna dla inwestora, gdyż nie będzie w stanie pokryć dodatkowych wymogów co do udziału własnego przy założonej przez nich minimalnej stopie zwrotu. Firmy energetyczne pytane przez nas o to, czy myślą nad dobudowaniem magazynów energii, na razie podkreślają, że nadal są to drogie inwestycje. Dla przykładu jeden z największych tego typu projektów powstanie w Żarnowcu. Projekt PGE o mocy do 263 MW oraz pojemności minimalnej 900 MWh zrealizuje spółka LG Energy Solution Wrocław jednak za kwotę ponad 1,5 mld zł.
PGE planuje dysponować 85 różnymi magazynami energii o pojemności 17,2 GWh o łącznej wartości 18 mld zł. By realnie stymulować budowanie bateryjnych magazynów energii, potrzebny jest system wsparcia (aukcje rynku mocy dotychczas spełniały tę rolę), ale też powstanie rynkowych usług zarządzania takimi magazynami, którymi zajęłyby się np. duże grupy energetyczne. Takie podmioty w optymalny sposób korzystałyby z takich instalacji (np. z tzw. usług elastyczności) w zamian za opłaty realizowane wobec właścicieli magazynów. Takie dodatkowe źródło przychodów byłoby kolejnym (obok rynku mocy) stabilizatorem działalności finansowej właściciela magazynu, a dla inwestorów i banków doskonałym argumentem, by przyspieszyć procesy inwestycyjne, a tym samym całą transformację energetyczną.
