O czym trzeba pamiętać składając oferty w aukcji OZE dla nowych instalacji?

O czym trzeba pamiętać składając oferty w aukcji OZE dla nowych instalacji?
Foto. Q Cells

Jutro, 30 grudnia, odbędzie się pierwsza aukcja OZE. Obserwator Legislacji Energetycznej portalu WysokieNapiecie.pl zebrał osiem najważniejszych elementów, które przyszli inwestorzy powinni wziąć pod uwagę przed złożeniem ofert.

Ministerstwo Energii przewiduje, że aukcje z dnia 30 grudnia 2016 r. doprowadzą do powstania ponad 100 MW małych (do 1 MW) instalacji fotowoltaicznych. Instalacje fotowoltaiczne z ceną referencyjną 465 zł za MWh są najbardziej konkurencyjną technologią w koszyku „innych technologii” do 1 MW zainstalowanej mocy, po małych elektrowniach wiatrowych. Jednak cena referencyjna dla małych elektrowni wiatrowych na poziomie 300 zł za MWh jest zbyt niska, aby powstanie takich instalacji było opłacalne.

W związku z tym Ministerstwo Energii w uzasadnieniu rozporządzenia dotyczącego wolumenu koszyków aukcyjnych na 2016 r. jasno zaakcentowało, że oczekuje, iż instalacje fotowoltaiczne wypełnią cały koszyk „innych technologii” do 1 MW. Faktycznie tak się może stać, zgodnie z opiniami ekspertów wygląda na to, że około 300 projektów uzyskało prekwalifikację do pierwszej aukcji, przy czym większość projektów jest znacznie mniejszych niż 1 MW zainstalowanej mocy. Niemniej jednak na etapie przygotowania do aukcji powstaje wiele pytań i wątpliwości, a każdy z przyszłych wytwórców powinien przeprowadzić szczegółową analizę biznesową przed złożeniem ofert w aukcji w dniu 30 grudnia.

REKLAMA

1. Ryzyko wzrostu stopy procentowej

Należy zaznaczyć, że obecnie żyjemy w świecie bardzo niskich stóp procentowych, najniższych w historii. Zakładanie niskiej stopy zwrotu dla inwestycji 15-letniej jest ryzykowne i nie uwzględnia zarówno historycznych poziomów stóp procentowych (jeszcze trzy lata temu stopy procentowe wynosiły około 5 proc., czyli około 3-razy więcej niż w dniu dzisiejszym), jak również faktu, że podwyższenie stopy procentowej podziała zdecydowanie negatywnie na ocenę atrakcyjności takiej inwestycji.

Kolejnym zagrożeniem dla projektów fotowoltaicznych z niskimi stopami zwrotu będzie trudność pozyskania finansowania dłużnego (w szczególności bankowego). Przy stopie zwrotu poniżej 7 proc. wątpliwe jest by projekty przeszły pozytywną analizę kredytową, w szczególności biorąc pod uwagę fakt, że banki w swoich założeniach przyjmują raczej konserwatywne, a nie optymistyczne warianty.

Porównując oczekiwane przez inwestorów stopy zwrotu w różnych krajach Unii Europejskiej dodatkowo należy uwzględnić ryzyka kraju. Pod tym kątem Polska jest krajem charakteryzującym się większym ryzykiem, a przez to wyższą oczekiwaną stopą zwrotu z inwestycji niż np. Niemcy czy Wielka Brytania. Wyrażone jest to zarówno w ratingach Polski przygotowywanych przez międzynarodowe agencje ratingowe, jak i w poziomie stóp procentowych.

2. Ryzyko walutowe koszt instrumentu zabezpieczającego

W związku z tym, że duża część elementów wchodzących w skład instalacji PV pochodzi z importu i jest obecnie wyceniana w EUR (standard branżowy), obliczając CAPEX należy wziąć pod uwagę ryzyko kursowe, na jakie narażeni są inwestorzy zamierzający realizować projekt PV. Przyjmując, że inwestorzy będą chcieli zabezpieczyć ryzyko kursowe, należy wyliczyć CAPEX w oparciu o kurs forward PLN/EUR, przy uwzględnieniu różnic w stopach procentowych Polski i krajów strefy Euro. Kurs forward z realizacją 12-miesięczną, przy kursie bazowym SPOT 4,40 PLN/EUR wyniósłby obecnie 4,47 PLN/EUR.

3. Odniesienie się do wyników aukcji w Niemczech

Jeżeli do ustalenia ceny ofertowej mielibyśmy wziąć rynek niemiecki jako punkt odniesienia, powinniśmy wziąć pod uwagę poza punktami 1 i 2 powyżej następujące czynniki:

  • Różny okres wsparcia (15 vs. 20 lat)

Proste przekształcenie modelu z 20-letniego modelu niemieckiego przy cenie 350 zł/MWh na 15-letni okres wsparcia w modelu polskim pokazuje, że cena w Polsce musi być o ponad 100 zł wyższa, żeby doprowadzić do porównywalności modelu (przyjmując że brak jest różnic między krajami).

  • Większy koszt jednostkowy CAPEX/MWp w Polsce niż w Niemczech

W Polsce koszt jednostkowy elektrowni PV będzie wyższy niż w Niemczech, co spowodowane jest  faktem, że w Niemczech budowane są głównie instalacje większe o mocy zdecydowanie przekraczającej 1 MW, podczas gdy w Polsce przedstawiamy cenę dla instalacji o mocy do 1 MW. Udział kosztów stałych (przyłącze, stacja transformatorowa, koszty budowy, planowanie i rozwój projektu) sprawia, że koszt jednostokowy na MW, a co za tym idzie koszt energii z instalacji fotowoltaicznych, musi być wyższy w Polsce niż w Niemczech i w związku z tym powinien być uwzględniony w ofercie.

4. Notyfikacja ustawy OZE i korzystanie z pomocy inwestycyjnej

Ustawa o odnawialnych źródłach energii jest w trakcie procesu notyfikacji przez Komisję Europejską. Jeśli KE uzna, że nowy system wsparcia dla OZE jest niezgodny z unijnymi zasadami pomocy publicznej, inwestorom w polskiej branży OZE, czyli beneficjentom pierwszej aukcji, może w najgorszym wypadku grozić zwrot całej przyznanej pomocy. Nawet jeżeli KE uzna system aukcyjny w przypadku aukcji dla „innych” instalacji do 1 MW za zgodny z zasadami konkurencji, to pozostaje problem przy łączeniu pomocy operacyjnej (system aukcyjny) i pomocy inwestycyjnej. 

  • Projekty z niepodpisanymi umowami o przyznanie pomocy inwestycyjnej

W perspektywie zaplanowanej na dzień 30 grudnia br. aukcji na sprzedaż energii elektrycznej z instalacji OZE istotna jest kwestia, czy po jej wygraniu wytwórcy będą mogli uzyskać dodatkową pomoc inwestycyjną, tj. czy w przypadku ubiegania się o przyznanie dodatkowego wsparcia spełniony zostanie tzw. „efekt zachęty”. Kluczowym aspektem w tym zakresie wydaje się zweryfikowanie, czy w przypadku wygranej aukcji można stwierdzić, iż inwestycja „rozpoczęła się”, czy też nie. Istotnym jest tutaj rozstrzygnięcie, czy podjęte działania mają charakter nieodwracalnych. Istnieje możliwość, iż wygranie aukcji nie zostanie potraktowane jako rozpoczęcie prac, a planowane wsparcie zostanie przyznane, ale również może okazać się, iż z uwagi na brak spełnienia „efektu zachęty” wsparcie nie zostanie przyznane. Na szkoleniu dla wytwórców przeprowadzonym przez URE, które odbyło się w dniach 15 i 16 grudnia przedstawiciele URE odradzali wytwórcom podejmowania takiego ryzyka.

REKLAMA

W związku z powyższym wytwórcy, którzy nie podpisali umowy o przyznanie dotacji, nie zamierzają podejmować takiego ryzyka i nie startują w aukcji z uwzględnieniem ewentualnego wsparcia inwestycyjnego. Dodatkowym argumentem jest potencjalna odpowiedzialność karna dla członków zarządu wytwórcy, którzy złożą ofertę z obniżoną wartością za MWh z tytułu potencjalnego wsparcia inwestycyjnego, a następnie z powodu braku przyznania tego wsparcia inwestycyjnego wytwórca nie będzie w stanie realizować inwestycji.

  • Projekty z podpisanymi umowami o przyznanie pomocy inwestycyjnej

Inaczej przedstawia się sytuacja w przypadku wytwórców/beneficjentów, które już podpisali umowę o przyznanie dotacji inwestycyjnej. W tym przypadku wytwórcy podejmują ryzyko i zamierzają oświadczyć przed aukcją, że nie otrzymali pomocy publicznej, co w dniu złożenia oświadczenia jest prawdą, ponieważ pomoc inwestycyjna będzie wypłacana po realizacji inwestycji. Jednakże mając już zawartą umowę o przyznanie pomocy inwestycyjnej wytwórcy zamierzają startować do aukcji z ceną w wysokości ok. 2/3 ceny referencyjnej tj. ok. 300 zł za MWh, a w związku z tym wygrają pierwszą aukcję. Zgodnie z moją wiedzą Komisja już krytykowała podejście, że system aukcyjny preferuje takich wytwórców, którym uprzednio przyznano wsparcie inwestycyjne – jest to swoista nieuczciwa konkurencja. Mogą w przyszłości występować poważne kłopoty przy rozliczeniu pomocy inwestycyjnej dla tych inwestycji, dlatego moim zdaniem lepiej zastopować tych wytwórców.

5. Odpowiedzialność karna wytwórcy

Inwestorzy biorący udział w tegorocznej aukcji OZE muszą mieć świadomość sankcji finansowych grożących wytwórcom, którzy złożą ofertę poniżej możliwości ich realizacji i w związku z tym nie będą w stanie wypełnić zobowiązania wynikającego z wygrania aukcji.

Po pierwsze utracą kwotę 30 tys. PLN/MW, która jest wnoszona do Urzędu Regulacji Energetyki w formie kaucji lub gwarancji bankowej, o ile instalacja nie będzie przyłączona do sieci w przypadku 24 miesięcy od wygranej aukcji.

  • Kara w przypadku niedoszacowania produkcji

Ponadto system aukcyjny wymaga od wytwórcy określenia w ofercie terminu przyłączenia instalacji do sieci i corocznej ilości wytwarzanej energii elektrycznej. Pierwszy okres rozliczeniowy obejmuje więc trzy pełne lata kalendarzowe, i dodatkowo okres pierwszego roku, w którym instalacja zgodnie z oświadczeniem ma być przyłączona. O ile podczas zimy przesunięcie terminu przyłączenia o nawet kilka miesięcy, np. z powodu opóźnienia ze strony operatora sieci, jest mało istotne z punktu widzenia produkcji podczas pierwszego okresu rozliczeniowego, to opóźnienie podczas sezonu letniego może doprowadzić do kary już po pierwszym okresie rozliczeniowym. Kara wynosi 50 proc. ceny podanej w ofercie aukcji za każdą MWh deklarowanej, ale nie dostarczonej ilości energii.  Zasadniczo kara może nawet doprowadzić do upadłości wytwórcy, a wtedy może zaistnieć sytuacja gdzie kara może obciążyć również zarząd osobiście np. z tytułu art. 299 Kodeksu Spółek Handlowych, o ile nie dojdzie do zgłoszenia upadłości w ustawowym terminie.

  • Kara w przypadku nieprawidłowego harmonogramu rzeczowo-finansowego

Również w przypadku składania nieprawidłowego harmonogramu rzeczowego i finansowego realizacji budowy instalacji, URE może obciążyć wytwórcę karą pieniężną w wysokości 10 tys. zł. Jeżeli więc z powodu oferty dumpingowej od początku było wiadomo, że za składaną cenę nie da się zrealizować budowy w danym czasie, czy w ogóle nie da się zrealizować budowy, ta kara może być wymierzana.

6.Odpowiedzialność karna dla kierownika przedsiębiorstwa energetycznego

O ile w przypadku wyższych kar podmiotem obciążonym jest wytwórca tj. zwyczajnie spółka z ograniczoną odpowiedzialnością, to URE może w tych przypadkach również nałożyć karę na kierownika przedsiębiorstwa energetycznego, tzn. na członków zarządu wytwórcy, w kwocie nie większej niż 300 proc. jego miesięcznego wynagrodzenia – oczywiście nie z tytułu pełnienia funkcji samego członka zarządu w spółce obiektowej, ale na podstawie całkowitych dochodów. Zbyt niska oferta, która uniemożliwia realizacji projektu, wydaje się ryzykownym podejściem, które może oznaczać ukaranie członków zarządu spółki, która złożyła ofertę w aukcji.

7. Kontrakt różnicowy i koszty finansowania

Specyfiką systemu aukcyjnego OZE w Polsce jest brak kontraktu różnicowego dla wytwórców w instalacji odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie mniejszej niż 500 kW. Oznacza to, że gwarancją dla wytwórcy, który wygrał aukcję, jest jedynie ustawowy obowiązek Zarządcy Rozliczeń S.A. do pokrycia ujemnego salda. Dla takich wytwórców Zarządca Rozliczeń nie przewiduje zawierania żadnej formy porozumień cywilnoprawnych. Postępowanie w sprawie rozliczania ujemnego salda będzie określone w Instrukcji Rozliczeń Ujemnego Salda określonej przez Zarządcę Rozliczeń tj. jednostronnym akcie, w którym Zarządca Rozliczeń określi szczegółowe wymogi procedowania.

Innymi słowy pomiędzy wytwórcami, którzy wygrają aukcję, a Zarządcą Rozliczeń nie powstanie żaden stosunek cywilnoprawny, ale stosunek publicznoprawny, a co za tym idzie wytwórcom nie będą przysługiwały żadne roszczenia kontraktowe przeciwko Zarządcy Rozliczeń za dodatkowe zobowiązania umowne. Będą mogli oni jedynie egzekwować podstawowy ustawowy obowiązek Zarządcy Rozliczeń tj. zobowiązanie do pokrycia ujemnego salda. Jako, że Zarządca Rozliczeń jest państwową osobą prawną wykonującą pewien zakres władzy publicznej, w przypadku gdyby wbrew ustawowemu obowiązkowi uchylał się on od pokrycia ujemnego salda, należy uznać, że możliwe będzie wystąpienie z roszczeniem przeciwko Skarbowi Państwa, w tym zakresie zgodnie z art. 417 par. 1 kodeksu cywilnego.

Niewiadomą pozostaje np. jak egzekwować od Zarządcy Rozliczeń S.A. wypełnianie przez niego postanowień wyżej wskazanej Instrukcji tym bardziej, że to postanowienia Instrukcji wskazują, od jakiego momentu wniosek o wypłatę należy traktować jako prawidłowo złożony tj. od jakiego momentu liczy się określony w ustawie 30-dniowy termin na wypłatę kwoty na pokrycie ujemnego salda.

Problem ten nie był jeszcze szczegółowo analizowany przez banki i inne instytucje finansowe. Niewykluczone, iż uznają one, że stanowi on potencjalne ryzyko wypłacalności kredytobiorcy, a co za tym idzie konieczne będzie jego zabezpieczenie. Tym samym może spowodować to wzrost kosztów uzyskania finansowania dla wytwórców.

8. Perspektywy dla instalacji fotowoltaicznych w aukcji w 2017 roku

Ministerstwo Energii planuje zwiększenie mocy całkowitej instalacji fotowoltaicznych nawet do 2 GW w perspektywie 2020 roku. Zgodnie z projektem rozporządzenia Rady Ministrów w sprawie maksymalnej ilości i wartości energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, która może być sprzedana w drodze aukcji w 2017 r., całkowity wolumen energii przeznaczony dla elektrowni słonecznych o mocy do 1 MW ma być trzykrotnie wyższy niż w tegorocznej aukcji. Oznacza to, że w przypadku niepowodzenia w pierwszej aukcji, inwestorzy będą mogli ponownie przystąpić do rywalizacji o uzyskanie wsparcia dla produkcji energii ze słońca. Również z tego powodu zbyt niska oferta, która uniemożliwia realizacji projektu, wydaje się ryzykownym podejściem.

Bartłomiej Derski, WysokieNapiecie.pl