Przejdź do treści

PFR Green Hub odpowiada na wyzwania transformacji energetycznej

Sytuacja rynkowa i geopolityczna spowodowały, że po pandemii unijna strategia pt. Nowy Zielony Ład stała się kluczowym elementem nowego porządku. Wiele krajów, a przede wszystkim Unia Europejska upatruje w transformacji energetycznej szansy na nową jakość życia kolejnych pokoleń swoich obywateli oraz na przewrót technologiczny w wielu dziedzinach gospodarki.

To, że czas dziś biegnie szybko zapewne wszyscy spostrzegli. To, że zmiany są coraz dynamiczniejsze większość z nas zdołała się już przyzwyczaić. Poniższy wykres obrazuje jak szybko zmienia się rzeczywistość w polskiej energetyce oraz jak istotną rolę ma w niej do odegrania PFR.

Analizy wykonane przez PFR w pierwszym kwartale 2021r. pokazują, że w gałęziach gospodarki
opartych na paliwach kopalnych, cena energii elektrycznej na rynku hurtowym będzie rosnąć wprost proporcjonalnie do ceny uprawnień do emisji CO2. Czarne słupki wykresu pokazują koszt węgla zaś szare to koszt uprawnień do emisji CO2. Linia ciągła obrazuje przewidywaną cenę energii elektrycznej, a niebieska gwiazdka – gdzie jesteśmy dzisiaj.

Konkluzja jest dosyć oczywista – wytwórcy energii narażeni na coraz wyższe ceny CO2 będą przenosić swoje koszty na odbiorców swoich towarów i usług, a co za tym idzie – wywierać wpływ na konkurencyjność całej gospodarki. Zakładamy, że dopóki Polska znacząco nie skieruje się ku źródłom bezemisyjnym to cena energii będzie dalej szybko rosnąć. Taki trend może utrzymać się do roku 2030 ze względu na czas niezbędny na realizację nowych inwestycji zastępujących źródła węglowe. Po tym roku dużą rolę w miksie energetycznym naszego kraju odgrywać będą OZE i wtedy możemy spodziewać się stabilizacji cen energii, a być może nawet lekkiego ich spadku.

Poniżej przedstawiamy wpływ przeprowadzanych aukcji na rynek energii z odnawialnych źródeł.

Obecnie rynek energii wytworzonej z instalacji OZE, które wygrały aukcje i są objęte wsparciem, nie jest wystarczający do wypełnienia celów wynikających z Polityki Energetycznej Polski do roku 2040. Pamiętajmy też, że aktualne cele są ambitniejsze ponieważ UE prezentując pakiet „Fit For 55” zakłada intensyfikację wysiłków w kierunku redukcji emisji CO2 o 55% do roku 2030 r.

Rynek nie znosi jednak próżni. Jeżeli energia ze źródeł kopalnych jest droga, zaś ta wytworzona z aukcji OZE niewystarczająca to należy spodziewać się luki, którą należy zagospodarować. Oczywiście rynek odszuka najkorzystniejsze rozwiązania – w niektórych przypadkach będą to transakcje oparte na umowach dwustronnych (PPA – Power Purchase Agreement), na rynku spot czyli polegające na sprzedaży energii na giełdzie lub „na fakturę”.

Koncepcją dalszego rozwoju rynku jest wypracowanie różnego rodzaju rozwiązań wspierających rozwój kontraktów PPA. Pomysłem jest wprowadzenie usługi gwarancji skarbu państwa
– w takich przypadkach kapitałodawca finansujący inwestycję OZE posiadałaby cesję z kontraktu na sprzedaż energii elektrycznej gwarantowanego przez instytucję państwową. Takie rozwiązanie może spotkać się z bardzo pozytywnym odbiorem przez rynek, pod warunkiem jego zatwierdzenia przez organy UE pod kątem zgodności z zasadami udzielania pomocy publicznej. Koncepcja ta jest jednak mniej konkurencyjna rynkowo od obecnie istniejących aukcji ponieważ cena jest ustalana arbitralnie przez dwie strony kontraktu. Sposobem na urynkowienie tego pomysłu może być odniesienie cen zawieranego kontraktu do indeksu giełdowego, oraz wprowadzenie obowiązku aby strony ubezpieczające taki kontrakt musiały przekazywać jego parametry np. do TGE.

Inną koncepcją jest rozwijanie rynku kontraktów terminowych na fizyczne dostawy i na rozliczenie finansowe. W Polsce ten obszar rynku działa na małą skalę. Kontrakty typu futures są mało rozpowszechnione a ich okres nie przekracza zasadniczo 3 lat. Plusem tej koncepcji jest, że kontrakt taki jest gwarantowany przez kaucję deponowaną w instytucji wyznaczonej w drodze przepisów.

Kolejnym koncepcją jest rozwinięcie rynku swobodnych kontraktów typu PPA. W tym przypadku inwestycje są realizowane pod krótkoterminowe umowy bilateralne, które nie są w żaden sposób zabezpieczone. Jest to koncepcja wolnorynkowa, gdzie dwa podmioty zawierają umowę z pełną ekspozycją na rynkowe ceny energii. Obecnie taka ścieżka jest jednak trudna do rozwinięcia biorąc pod uwagę poziom awersji na ryzyko banków. Źródła wytwarzające energię z OZE, które mają gwarancję przychodów na krótki okres są bardzo trudno bankowalne. Wydaje się jednak, że jest to właściwy kierunek rozwoju rynku, który w przyszłości dzięki – potencjałowi i swobodzie zawierania umów, napotka mniej barier niż pozostałe opisane koncepcje. Instytucje finansowe, które akceptują ryzyko, starają się redukować je poprzez zwiększenie marginesu na nieprzewidywalność przyszłości co przekłada się na przyjmowanie bardzo ostrożnych prognoz cen energii elektrycznej oraz niższym udziałem kredytu w finansowaniu inwestycji w porównaniu do aukcji. Identyczna sytuacja występowała w przeszłości na rynku nieruchomości przychodowych w Polsce. Obecnie finansowanie tych nieruchomości odbywa się przy akceptacji przez banki długoterminowego ryzyka inwestycji, a należy pamiętać, iż w przypadku nieruchomości – okres ten jest znacznie dłuższy niż dla instalacji OZE tzn. średnio 20-25 lat. Aktualnie trudno przewidzieć czy rynek inwestycji OZE podąży tropem rynku nieruchomości. Jeśli jednak tak się stanie, to rynek wytwórczy stanie otworem nie tylko przed dużymi spółkami o dużym potencjale kapitałowo-organizacyjnym, ale także przed małymi i średnimi inwestorami stanowiącymi o sile polskiej gospodarki.

PFR Green Hub reacts to challenges of the energy transition

The market and geopolitical situation made the EU’s post-pandemic strategy, The New Green Deal, a key element of the new order. Many countries and – above all – the European Union see in the energy transition the opportunity for a new quality of life for the next generations of their citizens and for a technological revolution in many areas of the economy.

We have all probably noticed the fact that time is running fast today. The fact that changes accelerate is something most of us have already got used to. The chart below shows how fast the reality of the Polish energy sector is changing and how important a role PFR has to play in it.

Analyses carried out by PFR in the first quarter of 2021 show that in industries
based on fossil fuels, the price of electricity on the wholesale market will increase in direct proportion to the price of CO2emission allowances. The black bars of the graph show the cost of coal and the grey bars are the cost of CO2emission allowances. The solid line shows the predicted electricity price and the blue star shows our current location.

The conclusion is quite obvious – energy producers exposed to ever higher CO2 prices will pass on their costs to the consumers of their goods and services and thus have an impact on the competitiveness of the whole economy. We assume that as long as Poland does not move significantly towards carbon-free sources, the price of energy will continue to rise rapidly. Such trend may continue until 2030 due to the time required for new investments to replace coal sources. After this year renewable energy sources will play a major role in our country’s energy mix and then we can expect energy prices to stabilise, or perhaps even fall slightly. The impact of the conducted auctions on the renewable energy market is presented below.

At present, the market for energy generated from RES installations that have won auctions and are covered by support is not sufficient to meet the targets resulting from Poland’s Energy Policy until 2040. Let us also remember that the current targets are more ambitious because the EU, with its „Fit For 55” package, aims to intensify efforts to reduce CO2 emissions by 55% by 2030.

However, the market abhors a vacuum. If energy from fossil sources is expensive and that generated from RES auctions is insufficient, there is a gap to be filled. Of course, the market will find the most advantageous solutions – in some cases these will be transactions based on bilateral agreements (PPA – Power Purchase Agreement), on the spot market, i.e. selling energy on the exchange or „on invoice”.

The concept for further development of the market is to develop various types of solutions to support the development of PPAs. The idea is to introduce a state guarantee service
 – in such cases, the capital provider financing the RES investment would have an assignment from a contract on the sale of electricity guaranteed by a state institution. Such a solution could be very well received by the market, subject to approval by EU authorities for compliance with state aid rules. However, this concept is less market-competitive than current auctions because the price is set arbitrarily by the two contracting parties. One way to make this idea more marketable would be to relate the prices of a contract to an exchange index, and to make it mandatory for the parties insuring such a contract to submit its parameters to TGE, for example.

Another idea is to develop a futures market for physical delivery and for financial settlement. In Poland, this market area operates on a small scale. Futures contracts are not very common and their term does not generally exceed 3 years. The upside of this concept is that such a contract is guaranteed by a bond deposited with an institution designated by regulation.

Another idea is to develop a free PPA market. In this case, investments are made under short-term bilateral agreements that are not secured in any way. This is a free market concept where two entities enter into a contract with full exposure to market energy prices. However, such a path is currently difficult to develop given the level of risk aversion of banks. Renewable energy sources that have a revenue guarantee for a short period are very difficult to bank. However, it seems to be the right direction for the development of the market, which in the future, thanks to its potential and the freedom of contract, will encounter fewer barriers than the other concepts described. Financial institutions that accept risk try to reduce it by increasing their margin for future unpredictability, which translates into adopting very conservative electricity price forecasts and a lower share of credit in investment financing compared to auctions. The same situation has occurred in the past in the income property market in Poland. At present, the financing of these properties takes place with the acceptance by banks of the long-term investment risk, and it should be remembered that in the case of real estate, this period is much longer than for RES installations, i.e. 20-25 years on average. It is currently difficult to predict whether the RES investment market will follow the lead of the property market. If this is the case, however, the manufacturing market will open up not only to large companies with significant capital and organisational potential, but also to small and medium-sized investors who are the strength of the Polish economy.