Obserwowane spadki cen energii elektrycznej oraz brak decyzyjności po stronie energochłonnych spółek skarbu państwa studzą sentyment w branży OZE w Polsce na początku roku. Ceny energii w Polsce spadły do nieco ponad 400 PLN/mwh, co zmniejsza zapał przedsiębiorców do budowy instalacji fotowoltaicznych (dłuższy okres zwrotu z inwestycji). Instalacje fotowoltaiczne sprzedające energię do sieci jak na razie nie odczuwają spadków cen energii z uwagi na fakt, że ceny maksymalne były ustanowione na poziomach blisko 400 PLN/mwh. Czynnikiem, który odczuwają deweloperzy farm PV (patrz Novavis) jest brak decyzyjności w zakresie wydawania pozwoleń na przyłącza od 15 października ubiegłego roku (zmiana władzy w polskim parlamencie). W efekcie w krótkim i średnim okresie praca nad nowymi projektami PV spowolniła, a 2023 rok może zanotować rekord pod względem ilości odrzucanych wniosków o przyłącza dla OZE.
Z uwagi na powyższe przeciwności jesteśmy zmuszeni obniżyć nasze prognozy na 2023 i 2024 rok i przesunąć wartości oczekiwanych przychodów i wyników na późniejsze lata. W dłuższym terminie fundamenty dla branży naszym zdaniem pozostają dobre (odblokowanie 25mld EUR środków z Krajowego Programu Odbudowy w ramach RePowerEu). Nowy Rząd w Polsce również planuje wspierać rozwój OZE.
W Q4'23 zakładamy wyraźny spadek wyników r/r z uwagi na brak decyzyjności ze strony OSD.
Czynniki ryzyka
1. Problemy z nowymi przyłączeniami do systemu energetycznego są obecnie najwyraźniej spowalniającym czynnikiem dla rozwoju energetyki solarnej w Polsce. Obecnie na terenie kraju przyłączonych jest ponad 13GW mocy w fotowoltaice, a kolejne 11GW przyłączy jest zarezerwowane pod energetykę wiatrową na morzu. W ostatnich latach rośnie liczba odmów na przyłączenie wydawanych przez operatorów sieci energetycznych z uwagi na wieloletnie zaniedbania w zakresie inwestycji oraz konieczność przebudowy sieci pod wyższe wykorzystanie OZE oraz uwzględnienie nowych punktów konsumpcji, jak na przykład stacje ładowania samochodów EV. Warto zwrócić uwagę, że w przypadku instalacji magazynu energii, OSD musi wyrazić zgodę na dodatkowe przyłącze odpowiadające mocy źródła (czyli instalacja PV 20MW + magazyn 2MW = przyłącze na 22MW). Sytuację w najbliższych miesiącach może poprawić procedowana w sejmie i senacie nowelizacja ustawy dająca możliwość zastosowania bezpośredniego przyłącza do konsumenta (zakładu przemysłowego) z pominięciem OSD.
2. Zmiany w zakresie regulacji maksymalnych cen energii, zamrożenie cen energii dla gospodarstw domowych wprowadzają niepewność w branży w zakresie okresu zwrotu inwestycji w OZE oraz utrudniają zdobycie finansowania pod projekty. W ubiegłym roku KE wprowadziła maksymalną cenę sprzedaży energii elektrycznej na poziomie 180 EUR/MW dla źródeł OZE. Niektóre kraje, jak Rumunia zdecydowały się na jeszcze drastyczniejsze limity cen energii dla OZE. W Polsce w 2023 roku Rząd zamroził ceny energii w taryfie G (gospodarstwa domowe) na poziomie cen z 2022 roku.
3. Rosnące stopy procentowe negatywnie wpływają na atrakcyjność inwestycyjną OZE oraz utrudniają zdobycie kapitału pod budowę. Z naszych kalkulacji wynika, że na umowie z odbiorca przemysłowym (PPA) obecnie przy cenach 400-500 PLN/MWh projekty fotowoltaiczne spłacają się w 8-10 lat. Natomiast wyższe stopy procentowe i oprocentowanie w bankach zwiększa konkurencję o środki na budowę nowych projektów OZE.
4. Dostępność podzespołów do budowy farm fotowoltaicznych może być problemem dla branży w przyszłości. W 2021-2022 z uwagi na poprzerywane łańcuchy dostaw z Azji oraz galopujące ceny frachtu dalekomorskiego ceny podzespołów (inwertery, panele PV) wyraźnie drożały, a ich dostępność była utrudniona. Chiny obecnie dostarczają ponad 70% modułów PV na świecie. W ostatnim czasie Chiny również zagroziły wprowadzeniem barier celnych na eksport półprzewodników, które również są wykorzystywane w farmach PV.
5. Opóźnienie w przekazaniu aktywów energetyki węglowej do NABE wydłuża proces transformacji energetycznej w Polsce. Obecnie władze wspierają sektor górniczy i energetykę węglową niechętnie rozważając wyłączenie kłopotliwych bloków np. w Turowie. Mimo wyraźnych tendencji do dekarbonizacji w UE w ostatnich latach w Polsce zostało przeprowadzonych szereg inwestycji w bloki energetyczne jak Opole, czy Jaworzno. Grupa Azoty buduje prawdopodobnie ostatni nowy blok węglowy w Puławach. Łagodniejsze spojrzenie na energetykę odnawialną w Polsce prawdopodobnie przyśpieszyłoby proces transformacji sektora.
6. Wydłużenie procesów przygotowania gruntów pod farmy obok warunków przyłączenia do sieci są największym hamulcem w rozwoju branży. Aby przygotować projekt farmy fotowoltaicznej niezbędne są pozwolenia na budowę i warunki zabudowy. Praktycznie niemożliwe w Polsce staje się wznoszenie farm na gruntach rolnych. Perspektywiczne wydaje się wznoszenie farm na terenach poprzemysłowych, które z jednej strony mają już często zapewnione podłączenie do sieci, z drugiej zaś wymagają dodatkowych nakładów na rekultywacje (są źródła mówiące o 1mn ha terenów poprzemysłowych w Polsce możliwych do zagospodarowania przez energetykę solarną i wiatrową).
7. Ryzyko utraty kluczowego klienta. Obecnie Novavis prowadzi development farm o mocy ponad 400MW dla Iberdrola w formule płatności za każdy zrealizowany etap projektowy. Utrata kluczowego klienta mogłaby spowodować koniczność szukania alternatywnego kupującego na rynku, bądź formy finansowania dewelopmentu. Rynek obecnie jest bardziej po stronie sprzedających projekty, niż kupujących.
8. Ryzyko płynności. Przy bieżącej skali działalności Novavis musi w procesie pozyskiwania przyłączenia do sieci wpłacić kaucję do OSD (30 000 PLN/WM; w przybliżeniu oznacza zamrożenie 17mn PLN przy ponad 570MW mocy farm). Kaucja nie jest oprocentowana. Znaczne zwiększenie działalności może się wiązać ze znaczącym zapotrzebowaniem na wolne środki.
Zobacz także: „Kontrowersyjna” kampania UOKiK-u. Zniechęca do inwestowania?
Giełdowy Program Wsparcia Pokrycia Analitycznego 4.0
Nie przegap najciekawszych artykułów! Obserwuj nas w Wiadomościach Google (GOOGLE NEWS)! Obserwuj FXMAG>>
