Koniec łatwego zarobku na fotowoltaice. Będzie konsolidacja

Nadmiar energii z fotowoltaiki (PV) to z jednej strony coraz częstsze wyłączenia, z drugiej zaś wydłuża się czas, kiedy cena energii w ciągu dnia jest bliska zeru lub ujemna. Perspektywa rozwoju opłacalnego biznesu dla branży fotowoltaicznej wydaje się coraz trudniejsza.

Jak informują Polskie Sieci Elektroenergetyczne w 2024 r. nierynkowemu redysponowaniu z przyczyn bilansowych (polecenie wyłączenia instalacji) podlegało 912 GWh energii elektrycznej, z czego 749 GWh dotyczyło ograniczeń pracy źródeł fotowoltaicznych. Nadmiar energii z fotowoltaiki, której nie można odpowiednio wykorzystać w momencie jej produkcji, zmusza krajowego operatora sieci przesyłowej do wyłączania instalacji fotowoltaicznych ze względu na bezpieczeństwo i z dbałości o równowagę systemu energetycznego.

Od początku 2025 r. do końca czerwca, łączne bilansowe ograniczenia pracy źródeł OZE to 750 GWh, z czego w fotowoltaice 628 GWh. Zgodnie z prawem, firma, która musiała dokonać wyłączeń własnych instalacji może ubiegać się o rekompensaty. Jednak ich wysokość odzwierciedla ceny, jakie w momencie redukcji były na rynku. Te są zazwyczaj bliskie zeru lub ujemne, więc rekompensaty są niewielkie.

Firmy często żalą się, że procedura trwa zbyt wolno. PSE tłumaczy, że wnioski są systematycznie rozpatrywane, a rekompensaty wypłacane. Kwota wyliczonych rekompensat za redysponowania nierynkowe PV w okresie 2023 i 2024 wyniosła blisko 12,8 mln zł. – Kwota jest sumą wartości rekompensat ujętych w informacjach rozliczeniowych przekazanych wytwórcom. Rozliczono dotychczas 48 proc. z zarejestrowanych wniosków i trwa proces akceptacji informacji rozliczeniowych przez wytwórców OZE, co będzie podstawą do zawarcia umowy z PSE na wypłatę rekompensat – tłumaczy nam biuro prasowe PSE.

Jak wynika z corocznego raportu branżowego Instytutu Energetyki Odnawialnej (IEO) o fotowoltaice, na koniec 2024 r. Polska miała 21,8 GW mocy zainstalowanej w fotowoltaice, z czego 59 proc. stanowiły mikroinstalacje, a 41 proc. farmy PV i małe instalacje. Do połowy tego roku moc ta wzrosła do 23 GW. Farmy PV powyżej 1 MW stały się głównym motorem wzrostu fotowoltaiki – w 2024 r. przybyło 2,4 GW dużych farm.

Prezes IEO, Grzegorz Wiśniewski wskazuje, że nowe projekty rozwijają się dynamicznie, choć liczba pozwoleń budowlanych spada. Główne bariery rozwoju farm to problemy z przyłączeniami do sieci i wyłączeniami. Rozwiązaniem mogą być instalacje hybrydowe. – Hybrydy wiatrowo-słoneczne z magazynami energii oferują większą stabilność i efektywność niż farmy PV. Magazyny bateryjne (BESS) stają się kluczowe dla bilansowania systemu i arbitrażu cenowego – mówi Wiśniewski i wskazuje jednak, że udział magazynów bateryjnych w hybrydach z farmami PV jest ciągle niski. Firmy planujące rozwój wskazują na ryzyka związane z brakiem dostępnych mocy przyłączeniowych, niskimi i ujemnymi cenami energii, nierynkowymi ograniczeniami generacji oraz niejasnością przepisów.

Czy fotowoltaika da jeszcze zarobić?

Na rosnące wyzwania z opłacalnością wskazuje Irena Gajewska, wiceprezeska Polskiego Stowarzyszenia Fotowoltaiki i Magazynowania Energii. – Obecne problemy z ujemnymi cenami i wyłączeniami nadmiernie dotykają niektóre projekty, a przejściowo nowsze jednostki będą bardziej narażone na negatywne ceny, co może odstraszyć inwestorów – mówi. Taka sytuacja może prowadzić do trudności finansowych dla poszczególnych podmiotów, co w dłuższej perspektywie może sprzyjać konsolidacji rynku. Większość działających farm PV sprzedaje energię bez uwzględnienia negatywnych cen energii. Zarówno kontrakty aukcyjne, jak i umowy PPA (długoterminowe umowy sprzedaży energii) są rozliczane przy cenach ujemnych. – Decyzja o tym, kogo wyłączyć, spoczywa na Operatorze Systemu Przesyłowego i Operatorach Systemów Dystrybucyjnych, co sprawia, że niektóre projekty (te spoza systemu aukcyjnego, z prawem do mniejszej rekompensaty) są nadmiernie dotknięte wyłączeniami – mówi Gajewska i podkreśla, że przejściowo nowsze jednostki będą znacznie bardziej narażone na negatywne ceny i potrzebę wyłączeń, co może zniechęcić inwestorów. Gajewska wskazuje, że najbliższe lata przyniosą bardzo szybki rozwój magazynów energii oraz w mniejszym stopniu elektrowni gazowych, co zmniejszy rolę węgla w systemie. – Wynikająca z tego elastyczność w dużej mierze powinna zredukować ilość wyłączeń i tym samym umożliwić dalsze inwestycje w PV – mówi z nadzieją wiceprezeska.

W zmieniającym się otoczeniu firmy szukają optymalizacji. Orlen wskazuje na dostępne rozwiązania techniczne, takie jak magazyny energii czy systemy zarządzania popytem ograniczające negatywny wpływ cen ujemnych i poprawiające opłacalność inwestycji w PV. Należąca do Orlenu Energa podkreśla, że pomimo występującego co jakiś czas zjawiska ujemnych cen energii instalacje fotowoltaiczne pozostają atrakcyjnym kierunkiem inwestycyjnym (np. w kontekście projektów zabezpieczonych długoterminowymi kontraktami takimi jak cPPA lub objętych mechanizmami wsparcia, jak aukcje OZE). – Kluczowe staje się, aby oprócz OZE dynamicznie rozwijać również magazyny energii, które odbiorą energię wytwarzaną podczas okresów występowania cen ujemnych, aby oddać ją do sieci w późniejszym terminie – informuje spółka, która zapewnia, że będzie realizować takie projekty. Aby jednak dostać kredyt na taką inwestycję warunkiem koniecznym jest zabezpieczenie w postaci długoterminowej umowy sprzedaży energii (PPA) lub innego rozwiązania gwarantującego przewidywalny przychód, który może zostać przedstawiony bankom jako podstawa do oceny projektu.

Enea, która w tym roku intensywnie postawiła na akwizycje w sektorze OZE, przyznaje, że ceny ujemne oraz ograniczenia produkcji PV nie ułatwiają prowadzenia biznesu. Dla nowych projektów, przy kalkulacji opłacalności danej inwestycji Enea uwzględnia redysponowanie. – W dłuższej perspektywie, do większości instalacji PV Enea planuje dobudować magazyny energii, które pozwolą wygenerować marżę na energii, która dzisiaj jest tracona. Dla istniejących instalacji, spółka sprzedaje energię przede wszystkim w kontraktach długoterminowych w ramach portfela odbiorców – informuje spółka.

Grupa Tauron przyznaje także, że problemy z siecią, odłączanie instalacji, brak umów PPA i wzrost kosztów finansowania przekładają się na niższe marże inwestycyjne. W efekcie na rynku PV może nastąpić fala konsolidacji, w której więksi gracze będą przejmować mniejsze podmioty, które nie radzą sobie z obsługą zadłużenia lub sprzedażą energii.

– Farmy z gotową infrastrukturą i pozwoleniami mogą stać się atrakcyjnym aktywem dla funduszy lub grup energetycznych. Spółki celowe SPV, bez zaplecza finansowego, operujące pojedynczą farmą, mogą nie przetrwać niezaplanowanego spadku przychodów – uważa Grupa Tauron, która wskazuje jednocześnie na rozwiązania ograniczające te ryzyka. Poza zawieraniem długoterminowych umów PPA, rozwojem magazynów energii, Tauron wskazuje na udział rynku mocy/usług systemowych, co daje możliwość zarabiania na elastyczności, np. poprzez reagowanie na zapotrzebowanie. Spółka wskazuje także na zwiększenie autokonsumpcji, co pozwala unikać zakupu drogiej energii z sieci, co ma zastosowanie szczególnie w firmach produkcyjnych lub usługowych, posiadających duże zużycie w ciągu dnia.

Nieco inną perspektywę daje Grenevia, która zajmuje się także rozwojem takich projektów PV, a nie tylko ich zarządzaniem. Artur Kalicki, prezes PST z Grupy Grenevia przyznaje, że mamy nadpodaż energii w sieci, co powoduje, że ceny energii stają się ujemne, a operator jest zmuszony do czasowych wyłączeń farm PV. – Jednocześnie na rynku mamy do czynienia z historycznie najniższymi cenami wykonawstwa farm PV. Obecnie koszt budowy 1 MW farmy spadł o 50 proc. w stosunku do nakładów z lat 2021-2023, co częściowo rekompensuje ceny ujemne i wyłączenia – mówi. Zwraca uwagę, że część wytwórców – podobnie jak ponad 200 MW farm PST – funkcjonuje w systemach aukcyjnych, co zapewnia częściowo stabilność przychodów z aktywów. Nieco odmienną opinię o kosztach przedstawia Damian Bąbka, członek zarządu Qair Polska odpowiedzialny za finanse. Jego zdaniem nadal koszty realizacji czy finansowania pozostają relatywnie wysokie.

Przejęcia, fuzje oraz upadłości

Wracając do perspektyw rynkowych, Kalicki z Grenevi przyznaje, że jak w każdej dojrzałej fazie rynku, mamy i będziemy mieli do czynienia z koniunkturalnymi przejęciami, fuzjami oraz upadłościami. – Rynek finansowy dostrzega problem w załamaniu cen profilu PV oraz coraz rzadszą możliwość zawarcia indeksowanych wieloletnich kontraktów cPPA dających podstawę do zmniejszenia ryzyka finansowego. W segmencie magazynów główny strumień przychodów bazuje na ładowaniu magazynu w cenach niższych lub ujemnych i oddawaniu energii, kiedy sieć tego potrzebuje, a cena jest wyższa – to są tzw. spready cenowe – mówi nasz rozmówca.

Remigiusz Nowakowski, wiceprezes Qair Polska mówi wprost, że rynek energii z OZE promuje efekty skali – konsolidacja jest nieunikniona i wynika z większej dojrzałości rynku. Najbardziej oczywiste rozwiązania techniczne i komercyjne przestają przynosić efekty. – W roli konsolidatorów wystąpią podmioty, które postawiły na budowę silnie zdywersyfikowanych technologicznie portfeli – opartych o źródła wiatrowe, fotowoltaiczne i magazyny energii – podkreśla.