Nie wystarczy zbudować farmę. Trzeba jeszcze sprawić, żeby się opłacała — i tu wkracza system, który wymyślono właśnie dla tego
Zbudować farmę wiatrową to trudne zadanie. Znaleźć lokalizację, uzyskać pozwolenia, podłączyć do sieci, wybudować i uruchomić — każdy z tych kroków wymaga miesięcy, czasem lat, i dziesiątek milionów złotych kapitału. Ale budowa to nie koniec historii. Koniec historii zaczyna się wtedy, kiedy turbiny zaczynają kręcić się i produkować prąd. Bo wtedy pojawia się fundamentalne pytanie: po jakie cenie ten prąd będzie sprzedawany? I kto gwarantuje, że ta cena będzie wystarczająca, żeby oddać kredyt bankowi?
To właśnie jest przestrzeń, w której działają mechanizmy wsparcia. W Polsce mamy dziś dwa — system aukcyjny i system świadectw pochodzenia. Pierwszy jest aktywny i dominujący. Drugi jest stopniowo wygaszany, ale wciąż istnieje dla instalacji, które powstały przed lipcem 2016 roku. Zrozumienie tego, jak te dwa systemy działają, jest kluczem do tego, jak Polska w ogóle finansuje swoją transformację energetyczną.
System aukcyjny: contrakt różnicowy jako fundamenten
System aukcyjny weszł w życie po pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej z 13 grudnia 2017 roku, która uznała tę formę pomocy publicznej za zgodną z rynkiem wewnętrznym. Od tego dnia jest podstawowym mechanizmem wsparcia dla wszystkich instalacji OZE, w których pierwsze wytworzenie energii nastąpiło po 1 lipca 2016 roku. Dotyczy to praktycznie wszystkich nowych farm wiatrowych — zarówno lądowych, jak i morskich.
Jak działa? W uproszczeniu: producent energii sprzedaje prąd na rynku, ale ma zagwarantowaną cenę minimalnąa. Jeśli cena rynkowa jest niższa od ceny aukcyjnej — różnicę pokrywa państwo, za pośrednictwem spółki Zarządca Rozliczeń S.A. Jeśli cena rynkowa jest wyższa — producent zwraca nadwyżkę. To model kontraktu różnicowego, który w branży nosi skrót CfD.
Stabilność i przewidywalność — to dwa słowa, które najlepiej opisują ten system z perspektywy inwestora. Okres wsparcia wynosi dokładnie 15 lat od dnia pierwszej sprzedaży energii po zamknięciu aukcji — ale nie dłużej niż do 30 czerwca 2047 roku. Cena sprzedaży, jaką producent zaproponował w oferce aukcyjnej, obowiązuje przez cały czas tego wsparcia. Jedyne, co się zmienia corocznie, to waloryzacja tej ceny o wskaźnik inflacji. Dla banku finansującego projekt to oznacza: wiem, ile będę zarabiać przez 15 lat. Mogę to policzyć. Mogę zbudować model finansowy. Mogę podjąć decyzję o kredycie.
Bez tego instrumentu — dużo mniej farm wiatrowych istniałoby w Polsce dzisaj.
Jak wygrywa się aukcję? Procedura krok po kroku
Żeby w ogóle przystąpić do aukcji, producent musi przejść procedurę prekwalifikacji. Przeprowadza ją Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Polega ona na weryfikacji, czy projekt jest realnie gotowy do realizacji. Gotowość wymaga konkretnych dokumentów: warunków przyłączenia do sieci lub zawartej umowy o przyłączenie, ostatecznego i prawomocnego pozwolenia na budowę — ważnego jeszcze co najmniej 6 miesięcy — harmonogramu rzeczowo-finansowego i schemat instalacji. To nie są formalności dla formalności. To mechanizm, który odsiewa projekty, które istnieją tylko na papierze.
Kolejny krok to złożenie oferty. Producent składa ofertę elektroniczny przez Internetową Platformę Aukcyjną. W oferce podaje się: oznaczenie instalacji z lokalizacją, typ i moc zainstalowaną, łączną ilość energii wyrażoną w MWh i cenę w złotych, po jakiej gotów jest sprzedawać energię przez cały okres wsparcia. Cena nie może przekraczać ceny referencyjnej — ustalanej corocznie przez ministra ds. klimatu na podstawie szaconych kosztów inwestycji i eksploatacji dla poszczególnych technologii.
Aukcja wygrywają ci, którzy zaproponowali najniższą cenę. Ale jest warunek: łączne oferty nie mogą przekroczyć 100 procent wartości lub ilości energii ogłoszonej w przetargu i 80 procent ilości energii objętej wszystkimi złożonymi ofertami. Wyniki ogłasza URE w terminie 21 dni od zamknięcia aukcji.
Wygrana w aukcji to nie koniec — to początek zobowiązań. Producent ma trzy kluczowe obowiązki. Po pierwsze: sprzęt w instalacji nie może być starszy niż 33 miesiące w dniu pierwszego wytworzenia energii. Po drugie: pierwsza sprzedaż energii w ramach systemu aukcyjnego musi nastąpić nie później niż 33 miesiące po zamknięciu aukcji. Jeśli tego nie zdąży — traci kaucję i zostaje wykluczony z systemu aukcyjnego na kolejne 3 lata. Po trzecie: producent jest zobowiązany sprzedać w ciągu każdego 3-letniego okresu co najmniej 85 procent wolumenu energii, który zadeklarował w ofercie. Niedopełnienie wiąże się z karą administracyjną od URE.
Koszyki aukcyjne: wiatr kontra słońce
Z perspektywy lądowej energetyki wiatrowej ważne są dwa koszyki aukcyjne: instalacje do 1 MW i instalacje powyżej 1 MW. W obu przypadkach — elektrownie wiatrowe startują razem z instalacjami fotowoltaicznymi. Oznacza to bezpośrednią rywalizację cenową między wiatrem a słońcem.
To kluczowa detail, która ma ogromne praktyczne konsekwencje. Fotowoltaika w last lat była znacznie tańszą technologią w fazie budowy niż wiatr lądowy. W przetargach cenowych wygrywała częściej. Ale wiatr ma jedną przewagę, której fotowoltaika nie ma: wytwarzanie energii w nocy i w zimie, kiedy słońce nie świeci. Ta różnica w profilach produkcji sprawia, że wiatr ma wartość systemową, którą cena aukcyjna nie zawsze odzwierciedla w pełni.
Aukcje mogą być przeprowadzane do 31 grudnia 2027 roku. Po tej dacie — system wygasa. Producenci, którzy wygną aukcje do tego terminu, będą korzystać ze wsparcia do 2047 roku. Ci, którzy nie zdążą — będą musieli szukać innych mechanizmów finansowania, jak cPPA.
Zielone certyfikaty: system, który odchodzi
System świadectw pochodzenia, potocznie zwany systemem zielonych certyfikatów, działa w Polsce od 1 października 2005 roku. Był pierwszym mechanizmem wsparcia dla OZE w kraju. Działa inaczej niż system aukcyjny.
W modelu zielonych certyfikatów producent energii z OZE dostaje jeden certifikat za każdą wyprodukowaną MWh. Certyfikat ma wartość rynkową — jest przedmiotem obrotu na Towarowej Giełdzie Energii. Popyt na certyfikaty jest zagwarantowany ustawowo: przedsiębiorstwa energetyczne i duzi odbiorca przemysłowi mają obowiązek kupić i przedstawić do umorzenia określoną liczbę certyfikatów rocznie. Jeśli tego nie robią — płacą opłatę zastępczą. Jeśli dalej ignorują — dostają karę od URE.
Kluczowa różnica w stosunku do systemu aukcyjnego: w przypadku zielonych certyfikatów nikt z góry nie wie, ile będą warte. Cena jest rynkowa i zmienia się w czasie. Dla producenta oznacza to niepewność przychodo w — co utrudnia planowanie finansowe i pozyskanie kredytów.
System ten jest stopniowo wygaszany. Wchodzą do niego tylko instalacje, w których energia została po raz pierwszy wytworzona przed 1 lipca 2016 roku. Nowe instalacje go nie dostają. Wsparcie trwa 15 lat od dnia pierwszego wytworzenia, ale nie dłużej niż do 31 grudnia 2035 roku.
Obowiązek umorzenia zielonych certyfikatów na 2025 rok wynosi 8,5 procenta. W pierwotnym projekcie na lata 2025–2027 planowano wartości wyższe — 12,5 procenta, 12 i 11,5 procenta. Po konsultacjach społecznych zdecydowano się obniżyć. Decyzja ta bezpośrednio wpływa na cenę certyfikatów na rynku i na przychody producentów, którzy wciąż są w tym systemie.
cPPA: przyszłość finansowania, która właśnie się buduje
Coraz więcej deweloperów OZE patrzy na korporacyjne umowy sprzedaży energii — cPPA — jako na alternatywę do systemu aukcyjnego. Definicja cPPA została введена do polskiego prawa sierpień 2023 roku. Od wtedy rynek rozwijał się dynamicznie.
Dlaczego cPPA zyska na znaczeniu? Dlatego, że system aukcyjny ma datę końcową — 2027 roku jest ostatnia możliwa aukcja. Dla projektów, które nie zdążą się zakwalifikować do aukcji, cPPA jest jedyną realistyczną opcją na długoterminowe zabezpieczenie przychodo w.
Istnieją dwa podstawowe modele cPPA: fizyczny i wirtualny.
Fizyczna umowa cPPA oznacza, że producent sprzeduje energię bezpośrednio do odbiorcy — z jej fizyczną dostawą przez sieć elektroenergetyczną. Odbiorca może być odbiorcą końcowym — na przykład dużą firmą, która kupuje energię na własny użytek — lub spółką obrotu energią. Fizyczna cPPA podlega obowiązkom raportowania na podstawie rozporządzenia REMIT, a producent musi też pozyskiwać świadectwa pochodzenia i białe certyfikaty, jeśli sprzedaje bezpośrednio do odbiorcy końcowego.
Wirtualna umowa cPPA — vPPA — działa inaczej. W tym modelu nie dochodzi do żadnej fizycznej sprzedaży energii między stronami. Producent sprzedaje prąd na rynku, odbiorca kupuje go na rynku — niezależnie od siebie. A między nimi działa finansowy mechanizm kontraktu na różnicę: jeśli cena rynkowa jest niższa od ustalonej w umowie — odbiorca dopłaca. Jeśli wyższa — producent zwraca. To hedging, który zabezpieca obie strony przed wahaniami cen. vPPA podlegają raportowaniu na podstawie rozporządzenia EMIR, bo z prawnego punktu widzenia są instrumentem finansowym.
Oba modele mogą być oparte na modelu pay-as-produced, w którym ryzyko wolumenu produkcji ponosi odbiorca, lub na modelu baseload, w którym ryzyko to spoczywa na producencie. Pojawia się też model pay-as-consumed, ale jest jeszcze rzadki.
Jedno zagadnienie, które w ostatnich miesięcy zyska coraz więcej uwagi w negocjacjach cPPA, to ceny ujemne. Zdarza się, że cena energii na rynku spot spada poniżej zero złotych za MWh. Co wtedy? Jak rozliczać umowę? Jak przychody producenta wyglądają, kiedy rynek płaci mu za to, że odbiega energię? To są pytania, na które strony długoterminowych umów muszą teraz szukać odpowiedzi — i odpowiedź nie jest zawsze oczywista.
Negative balance i Zarządca Rozliczeń — kto naprawdę płaci?
Warto zrozumieć, jak mechanizm kontraktu różnicowego działa od strony finansowej. Producent sprzeduje energię na rynku — po cenie dziennej TGeBase na Towarowej Giełdzie Energii. Jeśli ta cena jest niższa niż cena z wygranej oferty aukcyjnej — producent ma prawo do wypłaty tak zwane ujemnego salda. Oblicza się je co miesiąc: różnica między wartością sprzedaży na rynku a wartością ustaloną na podstawie ceny aukcyjnej, z uwzględnieniem waloryzacji inflacją. Wypłacane jest w terminie 30 dni od złożenia wniosku.
Jeśli natomiast cena rynkowa jest wyższa — powstaje saldo dodatnie. Od 15 października 2022 roku obowiązuje trzyletni okres rozliczenia: jeśli po trzech latach saldo dodatnie wciąż się nadrośnie — producent ma obowiązek zwrócić nadwyżkę w ciągu 6 miesięcy. Zasada ta uderzyła najbardziej w tych producentów, którzy wygrywa aukcje przy cenach znacznie niższych od rynkowych — co zdarzało się przed kryzysem energetycznym.
Kto stoi za wypłatami? Zarządca Rozliczeń S.A. — spółka celowa Skarbu Państwa. Zbiera środki z opłaty OZE — opłaty, którą płacą odbiorcy końcowi. Jeśli te środki nie wystarczają na pokrycie ujemnego salda — Zarządca Rozliczeń ma obowiązek zaciągnąć zadłużenie. Innymi słowy: ryzyko niewystarczania środków publicznych na system wsparcia — ponosi państwo. To gwarancja dla producentów i dla banków, ale jednocześnie ryzyko dla taxpayera.
Co się zmienia i co będzie
System wsparcia w Polsce jest dziś dojrzalszy niż pięć lat temu. Aukcje działają, kontrakty różnicowe dają przewidywalność, cPPA wypełniają lukę po systemie aukcyjnym. Ale wyzwania pozostają.
Koszt kapitału w Polsce jest wyższy niż w Europie Zachodniej. Stopy procentowe są wyższe, percepcja ryzyka większa. System aukcyjny ma ograniczy czas życia — do 2027 roku. cPPA rośną, ale rynek jest jeszcze niedojrzały. A ujemne ceny energii — zjawisko, które w Niemczech jest już normalnością — zaczynają pojawiać się i u nas, stawiając nowe pytania przed deweloperami i przed regulatorami.
Do 2030 roku Polska musi zainstalować ponad 14 GW lądowego wiatru i prawie 6 GW morskiego. Mechanizmy finansowe istnieją. Czy będą wystarczające? To zależy od tego, jak szybko Polska przejdzie od regulacji na papierze do kapitału w bankach.
Ujemne ceny energii: nowy problem na horyzoncie
Coś, co jeszcze pięć lat temu wydawało się absurdalnym scenariuszem, dziś jest rzeczywistością na europejskich rynkach energii: ceny ujemne. Cena energii elektrycznej na rynku spot spada poniżej zero złotych za MWh. Oznacza to, że producent — zamiast zarabiać za sprzedawanie energii — musi płacić za to, że ktoś tę energię w ogóle odbiorca. Jak to możliwe? Zbyt dużo energii na rynku w danym momencie, za mało popytu.
W Niemczech ceny ujemne zdarzają się regularnie — zwłaszcza w dni słoneczne i wietrzne, kiedy fotowoltaika i wiatr produkują jednocześnie więcej energii niż rynek potrafi skonsumować. W Polsce to jeszcze zjawisko rzadsze, ale coraz częstsze. I dla deweloperów OZE to poważny problem.
Dlaczego? Bo kontrakt różnicowy w systemie aukcyjnym ma specyficzny mechanizm: jeśli cena rynkowa jest niższa od ceny aukcyjnej — państwo dopłaca. Ale co się stanie, kiedy cena rynkowa jest ujemna? Mechanizm nadal działa — ale wartość ujemnego salda rośnie do maksimum. Dla producentów to oznacza, że w dniach ujemnych cen prawie nie zarabiają nic z sprzedaży rynkowej — i żyją wyłącznie z dopłaty od państwa. Dla państwa to oznacza rosnące koszty wsparcia.
W przypadku cPPA problem jest jeszcze bardziej skomplikowany. Jeśli strony nie uzgodniły w umowie, jak się postępować przy cenach ujemnych — mogą pojawić się poważne spory prawne. Dlatego coraz częściej pojawia się w negocjacjach klauzula „negative price cap” — sufit, poniżej którego rozliczenie się zatrzymuje lub zmienia zasady.
To nie jest problem jutro. To problem dziś. I każdy nowy kontrakt — aukcyjny czy cPPA — musi go uwzględniać.
Przyszłość mechanizmów wsparcia: co po 2027?
Rok 2027 jest datą graniczną dla systemu aukcyjnego. Po 31 grudnia 2027 roku — żadne nowe aukcje. Kontrakty podpisane do tego terminu będą obowiązywać do 2047 roku. Ale co z projektami, które nie zdążą się zakwalifikować?
Branża patrzy na cPPA jako na następcę systemu aukcyjnego. I ma racje — rynek cPPA w Europie rośnie dynamicznie. Ale cPPA mają jedną wadę w porównaniu z kontraktami aukcyjnymi: less structure. W systemie aukcyjnym — zasady są ustawowo określone, Zarządca Rozliczeń stoi za wypłatami, ryzyko niewypłacalności jest praktycznie zerowe. W cPPA — ryzyko wypłacalności nabywcy spoczywa na producencie. Jeśli firma, która podpisała cPPA, bankructwa — producent straci przychody, a bank straci pewność spłaty kredytu.
Dlatego cPPA najlepiej działają, kiedy nabywca jest duży i wypłacalny — korporacja o mocnym bilansie, instytucja publiczna lub konsorcjum. Mniejsze firmy — trudniej im zaoferować satysfakcjonujące gwarancje. I tu pojawia się luka, którą Polska będzie musiała wypełnić — być może nowych mechanizmami wsparcia, które zostaną wypracowane po 2027 roku.