OZE -Rośnie niepewność wśród wytwórców energii.

Zmienione rozporządzenie cenowe nie poprawia sytuacji inwestorów w branży OZE, a dezorientacja w kwestii umów PPA jest jeszcze większa. Nie wiadomo co właściwie ustawodawca miał na myśli.

Długoterminowe kontrakty korporacyjne dotyczące zakupu energii – cPPA zyskały w ostatnich kilku latach na popularności. Zapewniają wytwórcom energii z odnawialnych źródeł (OZE) 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. Kontrakty obejmują dostarczenie energii z instalacji o łącznej mocy 1,8 GW.

Polska zanotowała w listopadzie największy wzrost cen energii w umowach. Wzrost o 19,4 proc. do ponad 97 euro/MWh, a poziom tych cen jest zbliżony do średniej unijnej.

Kolejne miesiące przynoszą jednak niepewność, zarówno po stronie wytwórców, jak i odbiorców zielonej energii (OZE). 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.
O tym wyraźnie 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.

Dlaczego rozporządzenie zmienia przepisy, które zostały ustalone zaledwie kilkanaście dni temu? Czy czeka nas luka inwestycyjna? O tym w dalszej części artykułu na portalu WysokieNapiecie.pl