O realności rządowych planów wzrostu mocy PV i energetyki wiatrowej w perspektywie 2030 roku oraz o portfolio projektów Polenergii w tych technologiach i przewidywanym jego rozwoju
rozmawiamy z Piotrem Maciołkiem, członkiem zarządu Polenergii.
- – Wśród przedstawionych (przez resort klimatu w perspektywie 2030 – red.) planów rozwoju PV, morskiej i lądowej energetyki wiatrowej to rozwój lądowej energetyki wiatrowej jest największym wyzwaniem – uważa Piotr Maciołek, członek zarządu Polenergii, i wyjaśnia, dlaczego.
- Nasz rozmówca opisuje portfel projektów OZE Polenergii, który razem z 50-procentowymi udziałami w projektach offshorowych sięga 3,5 GW. Mówi nam też, kiedy ma się zacząć komercyjny etap użytkowania farm offshorowych i podaje, jak będą się rozwijały lądowe projekty OZE.
- – W przypadku farm fotowoltaicznych wyzwaniem są zarówno ceny energii, jak i wyłączenia instalacji na polecenie Polskich Sieci Elektroenergetycznych. Jednak w naszym przekonaniu są to wyzwania czasowe – mówi Piotr Maciołek, który ponadto wyjaśnia, o co konkretnie chodzi w przeglądzie opcji strategicznych i emisji zielonych obligacji.
- Transformacja energetyczna będzie tematem konferencji Energy Days, która odbędzie się 2-3 października 2024 r. w Katowicach. W jednym miejscu i czasie – wszystko, co ważne dla sektora energii i jego transformacji.
Ministerstwo Klimatu i Środowiska w scenariuszu aktywnym projektu aktualizacji Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu do 2030 roku (KPEiK) podało, że na 2030 rok planowana moc PV to 29 GW, dla lądowych wiatraków 19 GW, a dla morskich farm wiatrowych 5,9 GW. Tych ostatnich elektrowni w Polsce jeszcze nie ma, a według danych PSE na początku sierpnia mieliśmy 19,8 GW w PV, a na początku września 10,4 GW w wiatrakach lądowych. Te plany rządowe, na początek w przypadku PV, są realne?
– Plany dotyczące rozwoju projektów fotowoltaicznych wydają się jak najbardziej do osiągnięcia. Na rynku mamy projekty PV z wydanymi warunkami przyłączenia, a cykl inwestycyjny w przypadku farm wielkoskalowych jest relatywnie krótki. Dodatkowo rozwija się cable pooling, czyli w tym przypadku budowa farm PV z wykorzystaniem przyłączy farm wiatrowych do sieci.
Dużym impulsem dla rozwoju projektów fotowoltaicznych jest także wzrost popularności rozwiązań PV u odbiorców energii, w tym w segmencie firm. Dla biznesu rozwiązania oparte na fotowoltaice to prosta metoda na poprawę niezależności energetycznej, redukcję śladu węglowego, a także wspieranie inicjatyw związanych z ESG.
W sektorze lądowej energetyki wiatrowej 19 GW do 2030 r. też jest do osiągnięcia?
– Wśród przedstawionych planów rozwoju PV, morskiej i lądowej energetyki wiatrowej to rozwój lądowej energetyki wiatrowej jest największym wyzwaniem, m.in. ze względu na niepewność regulacyjną.
Piotr Maciołek: w energetyce wiatrowej na lądzie mamy obecnie dwa poważne wyzwania
Tak zwana ustawa 10H, która weszła w życie w 2016 roku, drastycznie ograniczała przez wiele lat możliwości lokalizacyjne nowych projektów. Ustawa została zliberalizowana ponad 1,5 roku temu. Administracja państwowa zapowiedziała jednak kolejną jej korektę, na którą czekają deweloperzy OZE. W efekcie nadal nie wiemy i nie jesteśmy pewni, jakie będą ostateczne regulacje dla tego sektora.
Projekty, które miały pozwolenia na budowę sprzed 2016 roku, zostały już w zdecydowanej większości wybudowane. Rozwój nowych projektów zaczął się dopiero po liberalizacji przepisów, ustalających minimalną odległość wiatraków od zabudowań mieszkalnych na 700 metrów. To jest proces, który się zaczął, ale nie można go przyspieszyć, ponieważ nie wiemy, co się jeszcze wydarzy w kwestiach regulacyjnych.
Podsumowując, w energetyce wiatrowej na lądzie mamy obecnie dwa poważne wyzwania. Pierwszym jest rozwój nowych projektów, bo nie wiemy, na jakich ostatecznie zasadach będzie mógł być prowadzony development. Drugie główne wyzwanie związane jest z procedurą uzyskiwania warunków przyłączenia do sieci. To wszystko sprawia, że wybudowanie 8 dodatkowych GW do 2030 roku, żeby osiągnąć poziom zakładanych przez KPEiK 19 GW, wydaje się na ten moment zadaniem dość trudnym do wykonania.
Chyba nie ma całkowitego zastoju w developmencie projektów lądowych farm wiatrowych i jakieś projekty jednak napływają na rynek.
– Oczywiście, nowe projekty widać na horyzoncie, ale to na pewno nie jest 8 GW. Niemcy po wybuchu wojny w Ukrainie podjęli decyzję, że chcą przyspieszyć rozwój projektów OZE i wprowadzili regulacje, które to umożliwiły. Development lądowych farm wiatrowych w tej chwili trwa tam miesiące, a nie lata. W konsekwencji niemiecki pipeline dotyczący GW lądowych farm wiatrowych w rozwoju odnotował znaczny wzrost w ostatnich latach. W Polsce też jest możliwy podobny skok, ale nawet gdyby się wydarzył, to do 2030 roku mamy już tylko 6 lat.
A offshore w perspektywie 2030 roku dojdzie do 5,9 GW?
– W perspektywie offshorowej do 2030 roku na 5,9 GW chodzi o projekty tzw. pierwszej fazy. W mojej ocenie ten cel na 2030 rok raczej nie jest zagrożony. Nawet inwestorzy z mniej zaawansowanymi projektami niż Polenergia i Equinor komunikują, że notują postępy w rozwoju swoich projektów. W związku z tym zakładam, że tu istotnego ryzyka nieosiągnięcia zakładanego celu nie ma.
Jak Polenergia widzi potencjał rozwoju swojego biznesu do 2030 roku we wskazanych obszarach OZE?
– W naszym portfelu mamy 50 proc. udziałów w trzech projektach offshorowych. Morskie farmy wiatrowe Bałtyk o łącznej mocy do 3 GW rozwijamy na morzu razem z norweskim Equinorem. Wszystkie projekty offshorowe mają umowy przyłączeniowe.
W przypadku offshoru nasze najbardziej zaawansowane projekty z tzw. pierwszej fazy to Bałtyk 2 i Bałtyk 3, każdy o mocy 720 MW. Mamy już dla nich wszystkie pozwolenia na budowę i zakładamy, że do końca pierwszego kwartału 2025 roku pozyskamy finansowanie dłużne oraz podejmiemy ostateczną decyzję inwestycyjną.
„Na lądzie szybciej będziemy realizowali projekty PV niż wiatrowe”
Według przyjętych założeń pierwsza energia z projektów Bałtyk 2 i Bałtyk 3 ma popłynąć do sieci już w 2027 roku. Komercyjny etap ich użytkowania zaplanowano od 2028 roku.
Mamy też w portfelu, w różnych fazach rozwoju, projekty lądowych farm wiatrowych o mocy ok. 1,3 GW i projekty fotowoltaiczne o mocy powyżej 0,7 GW. Część projektów lądowych ma warunki przyłączeniowe. W większości są to projekty fotowoltaiczne.
Na lądzie szybciej będziemy realizowali projekty PV niż wiatrowe, ponieważ w dużej części realizujemy je w sąsiedztwie z już istniejącymi projektami wiatrowymi. Dzięki temu uzyskanie możliwości przyłączenia do sieci jest prostsze.
W przypadku fotowoltaiki na rynku dużo mówi się o optymalizacji projektów ze względu na kanibalizację cenową. Rosnące moce powodują spadek cen prądu w czasie pracy PV oraz ze względu na wyłączenia m.in. z powodów bilansowych, gdy inaczej nie można zbilansować podaży i popytu. Czy PV to nadal segment naprawdę interesujący biznesowo?
– W przypadku farm fotowoltaicznych wyzwaniem są zarówno ceny energii, jak i wyłączenia instalacji na polecenie PSE. Jednak w naszym przekonaniu są to wyzwania czasowe. Po pierwsze trend ogólny związany z elektryfikacją powoduje, że zapotrzebowanie na prąd rośnie, czyli będziemy potrzebować i konsumować coraz więcej energii. Po drugie rozwija się magazynowanie energii, co będzie prowadziło do zmniejszenia ryzyka cenowego produkcji z fotowoltaiki.
Długoterminowo PV znajdzie swoje miejsce na rynku. Naturalnie bierzemy pod uwagę temat magazynowania. Jako firma energetyczna planujemy swój biznes nie w perspektywie roku czy dwóch lat, tylko długofalowo. I właśnie długofalowo fotowoltaika, oczywiście z magazynami energii, będzie opłacalna.
Jak bardzo w ostatnich latach zmieniła się sytuacja PV na rynku energii?
– Diametralnie. Kiedy budowaliśmy pierwszy projekt PV w 2019 roku, energia w ciągu dnia była droższa niż w pozostałych godzinach doby. Teraz jest odwrotnie. W związku z szybkim rozwojem krajowej fotowoltaiki ceny energii w czasie pracy PV są niższe.
„Inwestorzy dzielili przewidywaną produkcję na sprzedaż w ramach systemu i poza nim”
Pewnym amortyzatorem jest fakt, że projekty PV, realizowane w ramach aukcyjnego systemu wsparcia, mają gwarantowaną cenę sprzedaży energii w okresie 15-letnim. Jednocześnie trzeba również pamiętać, że od pewnego czasu w aukcjach nie była sprzedawana cała zdolność produkcyjna projektowanych farm PV. Inwestorzy dzielili przewidywaną produkcję na sprzedaż w ramach systemu aukcyjnego oraz poza nim.
Kilka lat temu polski aukcyjny system wsparcia OZE został przedłużony do 2027 roku. Działa on na zakładkę ze stopniowo wygaszanym od 2016 roku tzw. certyfikatowym systemem wsparcia OZE. Czy po 2027 r. aukcje OZE będą dalej potrzebne, czy tak naprawdę już czas kończyć z tym wsparciem?
– To zależy od technologii. Poszczególne technologie OZE mają swoją rolę do odegrania w dekarbonizowanym systemie energetycznym. PV doskonale sprawdza się latem, lądowe farmy wiatrowe jesienią i zimą, offshore jest bardziej od nich stabilny w ciągu całego roku, a na przykład źródła biomasowe lub biogazownie mogą stabilnie produkować energię przez 12 miesięcy.
W związku z tym rolą państwa jest budowanie nowego systemu tak, żeby nie był zdominowany przez jedną czy dwie najtańsze technologie OZE. Gdyby nie było żadnego systemu wsparcia, rynek właśnie do tego by doprowadził. To nie byłaby sytuacja optymalna z punktu widzenia zarządzania ryzykiem energetycznym. Państwo w ramach aktywnej polityki gospodarczej powinno w sposób bezpieczny kształtować miks energetyczny. To jest racjonalny powód, żeby poszczególne technologie OZE w różnych okresach wspierać i bardzo dobrze, że tak się dzieje.
W przypadku offshoru w Polsce pierwsza aukcja ma się odbyć w 2025 roku. O ile państwo chce tę technologię dalej rozwijać, takie wsparcie jest dosyć zrozumiale, bo to bardzo kosztowne inwestycje. Ale czy przedłużenie aukcyjnego systemu wsparcia dla innych OZE jest potrzebne, czy jednak nie?
– Odbiję to pytanie w jeszcze inny sposób. Na poziomie unijnym mamy niedokończoną reformę rynku energii, która kryje się pod hasłem New Market Design (NMD). Najprościej rzecz ujmując, chodzi tu o pewną wizję tego, jak ma funkcjonować rynek energii w UE. Dyskusje się toczą, ale dopiero, gdy zapadną decyzje, stanie się jasne, czy będzie potrzebne wsparcie, aby konkretne technologie powstawały, czy też nie.
Mówiąc krótko, przyszłość systemów wsparcia w energetyce będzie zależała od tego, jak rynek energii będzie ukształtowany. Nie działamy przecież na „czystym” rynku energii, opartym wyłącznie na mechanizmach rynkowych, lecz jest on też oparty na mechanizmach regulacyjnych. New Market Design może zdecydować, czy dalsze wsparcie OZE będzie potrzebne i w jakim zakresie.
Nie chcę już wracać do tzw. certyfikatowego systemu wsparcia OZE w Polsce, bo to długa i złożona historia, ale aukcyjny system wsparcia gwarantujący cenę sprzedaży energii umożliwia pozyskanie finansowania dłużnego i realizację projektów. Czy są w stanie go zastąpić umowy PPA (Power Purchase Agreement), czyli długoterminowe umowy sprzedaży energii pomiędzy inwestorami OZE i odbiorcami energii?
– Umowy PPA zdecydowanie pomagają w realizacji projektów. Po pierwsze mamy pulę umów PPA z fizyczną dostawą energii, czyli daje to nam pewną stabilność i przewidywalność przychodów ze sprzedaży energii. To z kolei przekłada się również na większą możliwość uzyskania bankowego finansowania dłużnego.
Kontrakt PPA, jeśli chodzi o finansowanie projektów, działa podobnie jak aukcyjny system wsparcia, który też zabezpiecza przychody i daje możliwość korzystania z długoterminowych kredytów.
W tym kontekście warto też zaznaczyć, że stale dążymy do dywersyfikowania naszych rozwiązań w zakresie finansowania projektów OZE. W tym roku uchwaliliśmy program emisji zielonych obligacji skierowany do grupy profesjonalnych inwestorów z rynku kapitałowego. Łączna maksymalna wartość nominalna programu została ustalona na 1 mld zł.
Projekty Bałtyk 2 i Bałtyk 3 wymagają nakładów na poziomie około 24 mld zł
Podpisaliśmy już umowę z trzema bankami, które będą nas reprezentowały w procesie plasowania tych obligacji na rynku. Planujemy pierwszą emisję zielonych obligacji do końca 2024 roku. Papiery dłużne emitowane w tej formule spełnią kryteria Green Bond Principles, opracowane przez Międzynarodowe Stowarzyszenie Rynku Kapitałowego.
Zielone obligacje to projekt pod konkretne inwestycje OZE?
– Nasz najważniejszy projekt OZE, który mamy w tej chwili do zamknięcia pod względem finansowania, to projekt offshorowy, czyli morskie farmy wiatrowe Bałtyk 2 i Bałtyk 3. Jak już wspominałem, zamierzamy zamknąć ich finansowanie do końca pierwszego kwartału 2025 roku. To oznacza, że większość pieniędzy z emisji zielonych obligacji wesprze projekty Bałtyk 2 i 3.
Jak dużych środków własnych potrzebujecie na te projekty?
– Projekty Bałtyk 2 i Bałtyk 3 realizowane są w formule project finance, czyli dzielimy się kosztami po równo z Equinorem. W sumie oba projekty wymagają nakładów (capex) na poziomie około 24 mld zł, co oznacza, że na Polenergię przypada około 12 mld zł. Nasz cel w zakresie długu w tym projekcie to ok. 70-80 proc. capeksu. W ramach prac przygotowawczych podpisaliśmy już szereg kontraktów z dostawcami. Większość komponentów mamy już zakontraktowanych.
Ogłosiliście przegląd opcji strategicznych z wyłączeniem projektów morskich farm wiatrowych, a także aktywów strategicznych, czyli, jak rozumiem, lądowych farm wiatrowych i PV. Rynek spekuluje, jak pan wie, że chodzi o sprzedaż aktywów w ramach gromadzenia środków na projekt offshorowy. Słusznie?
– Musimy dbać o wartość dla akcjonariuszy, czyli stale zastanawiać się, jaki jest optymalny kierunek naszych inwestycji i gdzie przyniesiemy największą wartość. Dlatego mówimy o tym, że przyglądamy się wszystkim segmentom naszego biznesu, żeby się zastanowić, gdzie ta wartość jest w największym stopniu kreowana.
Macie już odpowiedź na to pytanie?
– To nie są proste decyzje. Z jednej strony trzeba popatrzeć na efekty krótkoterminowe, czyli co jesteśmy w stanie i za ile spieniężyć. Z drugiej strony, w co możemy to zainwestować i czy to przyniesie dodatkowy efekt ekonomiczny. W gruncie rzeczy mówimy o tzw. rotacji aktywów, co spółki energetyczne w branży OZE robią dość regularnie.
To jest naturalny mechanizm zarządzania swoimi aktywami, który możemy wykorzystać w celu optymalnej alokacji kapitału do tych miejsc, w których będzie kreowana największa wartość. Taki jest cel naszego przeglądu opcji strategicznych, ale to nie znaczy, że z jakiegoś segmentu chcemy zrezygnować zupełnie albo na zawsze.
Źródło: wnp.pl
