Megafajna energia

Zgodnie z raportem Instytutu Energetyki Odnawialnej, moc zainstalowana na koniec roku 2021 w instalacjach fotowoltaicznych w naszym kraju osiągnęła 7,67 GW. Zaś na koniec kwietnia 2022 roku wartość ta wynosiła już około 10 GW. Dla porównania, według danych Polskiej Agencji Energii moc farm wiatrowych wyniosła na koniec 2021 roku 7,1 GW. Jednak w przeciwieństwie do instalacji wiatrowych, fotowoltaika w Polsce to przede wszystkim domena prosumentów, których udział w całkowitej produkcji sięga 80 proc.

Komercyjne projekty fotowoltaiczne dopiero w ostatnich latach zaczynają mieć większy udział w ogólnej produkcji energii ze źródeł odnawialnych. W 2016 roku weszła w życie reguła 10H, określająca minimalną odległość od zabudowań lub punktów ochrony przyrody jako 10-krotność wysokości wiatraka, co w praktyce oznaczało zamrożenie rozwoju farm wiatrowych w Polsce. Firmy, które do tej pory budowały instalacje napędzane wiatrem, szybko musiały przestawić się na fotowoltaikę. – Na początku tego wieku zaczęliśmy stawiać pierwsze kroki w segmencie odnawialnych źródeł energii – opowiada Paweł Średniawa, prezes zarządu firmy Onde, należącej do grupy kapitałowej Erbud. – W ciągu kilkunastu lat obecności na rynku zrealizowaliśmy farmy wiatrowe o mocy niemal 3 GW. W zdecydowanie krótszym czasie, od 2017 roku, w segmencie energetyki fotowoltaicznej zrealizowaliśmy już niemal 0,5 GW. Tylko w ubiegłym roku pozyskaliśmy w tym obszarze projekty o mocy pond 250 MW – wylicza prezes Onde.

Firmy starają się korzystać z koniunktury, włączając się w projekty na różnych poziomach. Onde działa nie tylko jako wykonawca, rozbudowuje również własny portfel inwestycji, w tej chwili głównie fotowoltaicznych. – Wśród projektów, które są naszą własnością, mamy też farmy wiatrowe, ale jeśli chodzi o moc, dominuje słońce. Cały portfel, zbudowany mniej więcej w półtora roku, to ponad 800 MW. Jako właściciel tego typu projektów możemy liczyć na marżę deweloperską związaną z potencjalną sprzedażą projektu lub czerpać korzyści ze sprzedaży energii elektrycznej – informuje Paweł Średniawa.

Zainteresowanie fotowoltaiką w Polsce przyciąga zagraniczne firmy i międzynarodowy kapitał. W 2021 roku firma Kajima Europe utworzyła joint venture z Griffin Capital Partners, by kupić udziały (72 proc.) w Pad-Res, polskiej spółce deweloperskiej, specjalizującej się w projektach związanych z energią odnawialną. – Kajima była bardzo aktywna w Polsce od 2016 roku poprzez inwestycje w logistykę i domy studenckie. Teraz zainteresowaliśmy się sektorem energii odnawialnej, zarówno w Polsce, jak i Wielkiej Brytanii. Wierzymy, że transformacja energetyczna będzie w nadchodzących latach jedną z najważniejszych kwestii w całej Europie. W Polsce jest to szczególnie istotne ze względu na dużą zależność od paliw kopalnych. Jestem przekonany, że polski rynek energii odnawialnej ma wielki potencjał – wyjaśnia Chris Gill, investments director & head of Renewables, Kajima Partnerships Limited.

Wartość inwestycyjną polskiej fotowoltaiki potwierdza Rafał Skowroński, senior director, head of Energy and Infrastructure Advisory, Poland, JLL. – Polski rynek energii odnawialnej jest uznawany za bardzo atrakcyjny przez inwestorów zagranicznych – zapewnia Rafał Skowroński, szef jednostki JLL, która ma obecnie biura w Londynie, Madrycie, Warszawie i Mediolanie. Od razu zwraca uwagę na związek między rozwojem fotowoltaiki a ograniczeniami w budowie farm wiatrowych. – Zainteresowanie inwestorów skupiało się od kilku lat przede wszystkim w obszarze fotowoltaiki, ale mamy nadzieję, że ustawa 10H zostanie zliberalizowana i przejdziemy do realizacji projektów wiatrowych. Wiatr jest najefektywniejszym źródłem energetyki odnawialnej w Polsce – najbardziej wydajne są nie panele słoneczne, a właśnie turbiny wiatrowe. Fotowoltaika rozwija się w tej chwili bardzo gwałtownie, bo są fundusze, które w innej sytuacji inwestowano by w energię wiatrową – podsumowuje Rafał Skowroński.

Rozmiar ma znaczenie

W początkowym etapie rozwoju fotowoltaiki w Polsce system aukcyjny preferował mniejsze instalacje o mocy 1 MW. Tymczasem ostatnie miesiące przynoszą informacje o coraz większych farmach. Największą działającą w tej chwili instalacją jest uruchomiona w 2021 roku farma należąca do ZE Park w Brudzewie o mocy ponad 70 MW. Ale ten rekord nie utrzyma się zbyt długo. W planach i w budowie jest kilka inwestycji o mocy 100 MW, a w przyszłym roku powinna zacząć działać farma fotowoltaiczna o mocy 285 MW, realizowana na Pomorzu przez Goldbeck Solar Group we współpracy z Respect Energy. Będzie to największa farma fotowoltaiczna w całej Europie Środkowo-Wschodniej.

Farmy zatem rosną, choć w większym stopniu zwiększa się ich moc, a nie powierzchnia, a to ze względu na rosnącą wydajność modułów. – Można przyjąć, że na powierzchni, która była kiedyś potrzebna do tego, by wybudować farmę o mocy 1 MW, dzisiaj możemy wybudować projekt o mocy 2 MW – wyjaśnia Paweł Średniawa.

Prezes Onde podkreśla także, że przy większych projektach maleją znacznie koszty jednostkowe. – W realizację dziesięciu projektów o mocy 1 MW każdy, ale rozproszonych na terenie kilku województw, musi być zaangażowana większa liczba osób niż przy jednym projekcie o mocy 10 MW. Pod tym względem zdecydowanie lepszym rozwiązaniem jest realizacja większych inwestycji. Z drugiej strony należy pamiętać, że realizacja dużych farm fotowoltaicznych wiąże się z większymi wyzwaniami logistycznymi i technicznymi – zwraca uwagę Paweł Średniawa.

Liczy się nie tylko wielkość farm, ale także portfela. Deweloperzy i inwestorzy mają portfolia wypełnione setkami megawatów, ale zazwyczaj składa się na to wiele bardzo różnych instalacji. – Mamy zróżnicowane portfolio z projektami o mocy od 3-5 MW do tych wielkoskalowych, o mocy ponad 100 MW – ich budowa rozpocznie się jeszcze w tym roku – zapowiada Chris Gill. – W tej chwili mniejsze projekty są korzystniejsze pod względem kosztów inwestycyjnych i ogólnych kosztów operacyjnych, jednak duże projekty są bardziej efektywne w budowie i operacji. Są też bardziej łakomym kąskiem dla międzynarodowych inwestorów, którzy chcieliby kupić je po zakończeniu budowy – uważa ekspert z Kajimy.

Sieć pełna dziur

Mimo boomu w branży i kolejki inwestorów okazuje się jednak, że ryzyko niepowodzenia inwestycji fotowoltaicznej jest w Polsce zaskakująco duże, przede wszystkim z powodu stanu technicznego polskiej sieci energetycznej – jest przestarzała i po prostu nie radzi sobie z odbiorem mocy dostarczanej z nowych źródeł. Przedsiębiorcy liczą się zatem z odmową przyłączenia instalacji z powodów nieleżących bynajmniej po ich stronie. – Polska sieć energetyczna jest przeciążona i niedoinwestowana. W efekcie nie można otrzymać dla projektu promesy, wówczas mógłby on pół roku wcześniej otrzymać pozytywną decyzję dotyczącą przyłączenia do sieci, ale wystarczy, że ktoś inny złożył taki wniosek nieco wcześniej, a dostępna moc przyłączeniowa już się wyczerpuje – ubolewa Rafał Skowroński. – Warto jednak wspomnieć, że Polskie Sieci Elektroenergetyczne, operator sieci energetycznych w Polsce, zapowiedziały do 2030 roku wydatki inwestycyjne w wysokości około 14 mld zł. Możemy się spodziewać, że dzięki nim sieci będą w stanie sprostać oczekiwaniom rynku – mówi z nadzieją w głosie Paweł Średniawa. Te same ograniczenia widzi Chris Gill. – Głównym wyzwaniem jest dostęp do sieci. Poza pozyskiwaniem projektów z zabezpieczonym dostępem do sieci, Pad-Res rozwija własne projekty od podstaw. W ostatnim roku wnioskowaliśmy w Polsce o przyłączenie do sieci dla projektów o mocy 300 MW, tylko część otrzymała pozytywne decyzje – ubolewa.

Twarde (i zmienne) prawo

Ekspert z Kajimy wskazuje też na kwestie związane z prawem. – Polski regulator powinien zrozumieć, że przepisy muszą wspierać transformację energetyczną w długiej perspektywie. Inną kwestią jest zasada 10H – mamy nadzieję, że zostanie zniesiona w najbliższej przyszłości, co umożliwi rozwój lądowych farm wiatrowych. W Wielkiej Brytanii mamy do czynienia z podobnymi ograniczeniami sieci, ale widzimy, że połączenie różnych źródeł OZE jest niezbędne dla całej gospodarki i wspiera przejście na zieloną energię – przekonuje Chris Gill. Dawid Cycoń, prezes i założyciel firmy ML Systems, która działa m.in. jako wykonawca farm fotowoltaicznych, również podkreśla wagę odpowiednich przepisów prawnych. – Wśród wyzwań, z którymi muszą się liczyć inwestorzy, na pewno jest zmienność przepisów. Prawo, jakiekolwiek by ono nie było, jeśli latami jest stabilne, można planować i pozyskiwać długoterminowy, niespekulacyjny kapitał. Brak przewidywalności jest problemem. Opóźnienia we wprowadzaniu zmian wymuszanych przez unijne dyrektywy bywały kilkuletnie i powodowały upadłość niejednego biznesu – uważa Dawid Cycoń. Prezes ML Systems wskazuje również, że przy projektach farm fotowoltaicznych trzeba czekać na pozwolenia na budowę dłużej niż w budownictwie kubaturowym. – Często procesy te trwają około roku, a wydłużony czas realizacji projektu kosztuje, również z powodu inflacji. Pojawiają się także problemy z dostępnością modułów fotowoltaicznych czy materiałów do ich produkcji, np. szkła. Od wybuchu pandemii przeżywamy w tej kwestii prawdziwy rollercoaster – mówi Dawid Cycoń.

Duże wyzwania – duże zyski

Mimo takich problemów budowanie farm fotowoltaicznych i inwestowanie w nie to nadal zyskowny biznes. – Co do zasady, inwestorzy traktują komercyjne farmy fotowoltaiczne jako aktywa dość bezpieczne – uważa Rafał Skowroński. Jednostka JLL, którą kieruje, wspiera przedsiębiorców w pozyskiwaniu kapitału, ale też w komercjalizacji projektu. – Do niedawna kluczowym elementem, który dawał inwestorom komfort, był aukcyjny system sprzedaży energii. Dziś ceny, które są uzyskiwane na aukcjach, nie są już atrakcyjne w porównaniu z cenami wolnorynkowymi lub tymi z ofert PPA (Power Purchase Agreement), więc wydaje się, że system aukcyjny po prostu zaniknie – przewiduje ekspert.

Przez ryzykiem chronią również duże pakietowe portfele – jeśli część projektów się nie powiedzie, zysk z pozostałych pokryje ich koszty. – Warto sobie uświadomić, że z tych dziesiątek czy setek gigawatów na papierze, które niby potencjalnie w Polsce są, zaledwie ułamek będzie można zrealizować, chociażby ze względu na kwestię przyłączeń do sieci. Niemal każdy z deweloperów zakłada określony procent skuteczności swoich planów, nasi klienci wskazują przedział pomiędzy 10 a 30 proc. Inwestorzy dobrze zdają sobie z tego sprawę – zwraca uwagę Rafał Skowroński. Jak to się więc w ogóle opłaca? Otóż projekty fotowoltaiczne na wstępnych etapach nie są kosztowne – w wielu przypadkach jest to tylko umowa dzierżawy gruntu, często warunkowa, wchodząca w życie dopiero wtedy, gdy projekt uzyska warunki przyłączeniowe. – Teoretycznie można sobie więc wydzierżawić dziesiątki hektarów, a potem z nich nie skorzystać. Jeśli ktoś rozwija bardzo duży portfel projektów, po prostu wlicza to w ogólne koszty. Jeśli porównać koszt dewelopowania projektu z ceną, którą uzyskują projekty ready-to-built z pełnym pakietem zezwoleń i przyłączeń, różnica jest tak duża, że deweloperom opłaca się rozwijanie wielu projektów naraz, a nawet przy 10-procentowej skuteczności osiągają bardzo wysokie zyski – wyjaśnia Rafał Skowroński..

Takie realia mają wpływ na specyficzną strukturę rynku. – W naszym kraju działa mnóstwo polskich deweloperów. Pojawiają się nawet gracze, którzy nie mają wielkiej wiedzy i doświadczenia, a tylko bank ziemi z opcją instalowania farm fotowoltaicznych, ale bez solidnej analizy realnych możliwości realizacji. Ale znajdują się inwestorzy, którzy są zainteresowani nawet takimi projektami i chcą je rozwijać – przekonuje Rafał Skowroński.

Chris Gill widzi w polskim sektorze energii odnawialnej miejsce dla wszystkich. – Konkurencja na tym rynku działa inaczej niż np. w przypadku nieruchomości komercyjnych. Gdy tylko zabezpieczone jest przyłączenie do sieci, rywalizacja znika. W ostatnich latach, gdy polski rynek instalacji fotowoltaicznych przestawił się na jednostki o większej mocy, rozpoczęła się konsolidacja firm. Wielu lokalnych deweloperów nie było w stanie zrealizować projektu poza status ready-to-built. To stwarza możliwości dla nas, bo jesteśmy w stanie przejmować inwestycje na tym etapie i je realizować. Od nabycia 12 miesięcy temu udziałów w Pad-Res przejęliśmy 400 MW projektów ze zgodą na przyłączenie do sieci – to było możliwe tylko dzięki współpracy z Pad-Res i Griffin. Dla projektów w początkowym etapie bariery finansowe są bardzo niskie, a profil ryzyka i zysku tak atrakcyjny, że wielu mniejszych graczy nadal będzie aktywnych na rynku – uważa ekspert.

Firmy stale szukają optymalnych biznesowo rozwiązań. – Na zrealizowanie inwestycji, które są w tej chwili gotowe do budowy, potrzebny jest kapitał w wysokości około 250 mln euro. Nie podjęliśmy ostatecznej decyzji, co stanie się z tymi projektami po zakończeniu budowy. Możemy czerpać przychody w dłuższej perspektywie ze sprzedaży energii elektrycznej, ale możemy także myśleć o sprzedaży, aby szybciej uzyskać zwrot z inwestycji – mówi prezes Onde.

Transformacja w czasach wojny

Do rynku stosunkowo niedawno dołączyła kolejna kategoria podmiotów – polskie koncerny energetyczne. Eksperci upatrują w tym szans na postęp technologiczny w tej branży, bo tylko najwięksi mają środki na badania i rozwój. Na liście firm z największymi farmami fotowoltaicznymi w Polsce jest m.in. Energa i Tauron, który co prawda w tej chwili wypada dość skromnie ze swoją największą instalacją o mocy 5 MW w Jaworznie, ale buduje w Mysłowicach kolejną, już o mocy 100 MW.

– Żyjemy w świecie transformacji energetycznej. W tej chwili widzimy, że to zawirowania geopolityczne oraz wzrost cen energii powodują znaczące zmiany na rynku, zmiany dużo szybsze niż te regulowane przepisami unijnymi – zwraca uwagę Dawid Cycoń. ML Systems jest firmą z własnym centrum badawczo-rozwojowym, w którym m.in. pracuje się nad magazynowaniem energii pochodzącej z odnawialnych źródeł z wykorzystaniem produkcji wodoru. – O tym, że będziemy pracować nad elektrolizerem wodoru, zdecydowaliśmy, gdy dostaliśmy kolejny rachunek za gaz. W ciągu trzech miesięcy laboratorium zaprezentowało pierwszy działający prototyp urządzenia – mówi z dumą Dawid Cycoń. Szansę w trudnej sytuacji geopolitycznej dostrzega również prezes Onde. – Rosnące koszty konwencjonalnych surowców energetycznych i ograniczenia w ich dostępności są wyzwaniem, ale jednocześnie szansą dla zielonej energetyki. Zapotrzebowanie na energię elektryczną w Polsce i w całej Europie wzrasta, więc z całą pewnością udział prądu z OZE będzie zdecydowanie wyższy niż do tej pory – zapowiada Paweł Średniawa. – Uważam, że Polska ma bardzo dużą szansę uczestniczyć w rozwoju energii odnawialnej w Europie. Potrzebujemy tu jednak ośrodka naukowo-produkcyjnego. W Europie trwa transformacja energetyczna, więc powinniśmy skorzystać z naszych „pięciu minut”, inaczej zostaniemy w ostatnim wagonie tego pociągu – podsumowuje Dawid Cycoń.