Kilde: solarplaza.com
Forfatter: Christian Schnell, Partner - Energi og naturressourcer, Dentons
1. Introduktion
Polen er nu et af de 5 bedste solcelle-investeringsmarkeder i Europa. Alene i 2021 tilføjede landet omkring 3,2 GW solcelleanlæg. Med en kumulativ installeret solcelle-PV-kapacitet på 7,1 GW ved udgangen af 2021 er Polen nu et stort europæisk solenergimarked, hvor mange investorer udvikler store projekter, der langt overstiger projektskalaen på 100 MW. Men en sådan pludselig vækst kommer ikke uden udfordringer, og dens sociale og politiske virkning er tydeligt synlig. At få nye solcelleprojekter tilsluttet det nationale net er en nøgleudfordring for udviklere. Derudover konkurrerer store installationer i direkte konkurrence om jord med landbrugssektoren, især da priserne på landbrugsråvarer skyder i vejret, hvilket fører til lovforslag til at bremse den fremtidige udvikling i landdistrikterne.
I det nuværende energimarkedsmiljø er solcelleanlæg blevet meget konkurrencedygtig. I Europa er høje elmarkedspriser primært drevet af høje naturgaspriser, som har været kraftigt stigende siden anden halvdel af 2021. Dette skyldes primært det økonomiske opsving efter COVID-19-krisen og en mindre omfang til reduktion af gasforsyninger fra Rusland. I øjeblikket er elpriserne i Polen relativt lave, fordi termisk kul stadig er det brændstof, der dikterer prisniveauet. Når først de 6 GW-værdier af gasenheder, der er tildelt ved udbud på det polske kapacitetsmarked, kommer online mellem 2024 og 2026, vil gaskraftværker højst sandsynligt definere priserne i Polen. Den generelle påvirkning af priserne på CO2-emissionskvoter vil dog også stadig være meget høj. Krigen i Ukraine har endnu ikke haft direkte indflydelse på elmarkedspriserne i Europa, men når Tyskland i løbet af de næste to år sætter fire nye LNG-terminaler i drift, vil risikoen for, at Gazprom vil manipulere det europæiske naturgasmarked kraftigere stige. Industrielle forbrugere i Polen søger derfor at sikre kulstoffri strømforsyninger, da der er risiko for, at høje elpriser stiger yderligere i dette årti. Dette driver virksomhedens PPA-marked, hvorimod baseload PPA'er klart foretrækkes frem for pay-as-producerede PPA'er. Men med høje elpriser har baseload PPA'er en anden risikoprofil.
2. Supportsystem og PPA'er
Den pludselige stigning i solcelleanlæg i de seneste år skyldtes hovedsageligt Polens incitamentsprogram til solcelleanlæg på tagterrassen og dets nettomåleordninger, som sluttede den 1. april 2022, men også på grund af en "contract for difference" (CfD) udbudsordning for 1 MWp solenergi farme implementeret i slutningen af 2016. Bortset fra disse systemer er der også et betydeligt potentiale for storskala PV-udvikling i Polen. Især siden 2019 - i CfD-udbuddene for store RES-installationer - solcelleanlæg var i stand til at konkurrere med vindmølleparker på land. Det skal nævnes, at nybyggeri af landvindmølleparker generelt er gået i stå i 2016 på grund af en regel om den krævede minimumsafstand til nærmeste boligbebyggelse på 10 gange tiphøjden. Som følge heraf blev vindmølleparker på land, der konkurrerede i udbud, udviklet med vindmøllegeneratorer af en præ{10}} teknisk markedsstandard. I 2021 annoncerede regeringen, at "10-h"-afstandsreglen ville blive blødgjort, hvilket genåbner markedet for ny udvikling af vindmølleparker på land. Ikke desto mindre er de respektive lovændringer endnu ikke indført, og de første færdigudviklede projekter kommer tidligst på markedet i 2024/2025.
2.1 Contract for difference' (CfD) tilbud
I Polen auktionerer tilsynskontoret energivolumen i megawatt-timer (MWh). Disse mængder auktioneres i form af indekserede 15-års 'contracts for difference' (CfD). Afhængigt af en budgivers tildelte budpris og basisindeksmarkedsprisen kan budgiveren få udbetalt forskellen ("negativ saldo") på månedsbasis. Alternativt, hvis basisindekset overstiger budprisen ("positiv saldo") vil dette blive afregnet mod en fremtidig negativ saldo; eller i sidste ende skal budgiveren betale det tilbage senere ved udgangen af en treårig afregningsperiode. Det er op til regeringen at fastsætte en årlig loftpris baseret på LCOE for hver teknologi, den såkaldte "referencepris", som ikke kan overskrides af tilbudsgiverne. Det nuværende udbudssystem opdeler vedvarende energiprojekter i to kategorier: (i) projekter op til og inklusive 1 MW og (ii) projekter over 1 MW. Udover kapacitetskategorierne findes der også forskellige teknologikurve. For at deltage i auktionen skal projektet have fuld tilladelse, og budgiveren skal stille en budgaranti på PLN 60,000 pr. MWp. Budgarantien tilbagebetales efter indtræden i CfD-støttesystemet. En produktionstilladelse er en forudsætning for CfD-adgang for alle anlæg med en kapacitet på over 1,0 MW. Solar PV-projekter konkurrerer i samme kurv som vindmølleanlæg på land. I det nuværende elmarkedsmiljø er CfD-udbud blevet kommercielt uattraktivt, og mange investorer, der blev tildelt CfD'er, overvejer ikke at indgå i CfD-støttesystemet og giver afkald på deres budbinding.
2.2 elkøbsaftaler
Det polske PPA-marked boomer i øjeblikket, men markedsaktørernes erfaringer med PPA'er er stadig usammenhængende. Internationale (og bankable) handlende dominerer markedet for tiden, men med industrielle aktører og virksomheder er der sket en kraftig stigning i antallet af transaktioner siden 2021. Der er efterspørgsel efter både fysiske og virtuelle/finansielle PPA'er. Men aktørerne er ofte uerfarne i at allokere risici korrekt mellem pay-as-produced/forecastede PPA'er og baseload PPA'er.
3. Projektudvikling
Nedenfor finder du en generisk oversigt over udviklings- og idriftsættelsesprocessen for storskala solcelleanlæg.
3.1. Sikring af jord
Jord til udvikling kan sikres ved (i) en jordlejeaftale, (ii) en brugsret, (iii) en lejeaftale eller (iv) køb af jord. Hver titel står over for visse juridiske begrænsninger og bør vurderes individuelt for passende under de særlige omstændigheder. Afhængigt af ejendommens ejendom opstår der forskellige juridiske risici, hvis grundejeren erklæres konkurs eller tvangsfuldbyrdelsessager påbegyndes på grundlag af pant i grunden. En anden vigtig begrænsning er den 30-årige maksimale frist for en tidsbegrænset jordlejeaftale. Ikke desto mindre er den mest almindelige juridiske titel til at sikre jord jordlejeaftalen.
3.2 Planbestemmelser
Solcelleanlæg kan udvikles på baggrund af en arealanvendelsesudpegning, herunder beskyttelseszoner i undersøgelsen ("Undersøgelsen") og den lokale helhedsplan ("Plan") eller alternativt ved en lokaliseringstilladelse ("WZ") i områder, der ikke er omfattet af en plan, herunder landbrugsjord af jordklasse IV til VI. En diskussion er i gang om at udelukke jordklasse IV - der udgør omkring 40 procent af landbrugsjorden - fra solcelleanlæg.
3.3 Miljøbeslutning
Udvikling af en storskala solcelleanlæg kræver ofte en miljøkonsekvensvurdering, før den kan opnå en beslutning om miljøforhold ("ED"). Kommunechefen kan på baggrund af miljø-, sanitets- og vandmyndighedernes underbyggende udtalelser udstede en afgørelse om, at der skal foretages en miljøkonsekvensvurdering, og investor er i så fald forpligtet til at udarbejde rapporten om vurdering af virkningerne på miljøet. inden for det af myndigheden foreskrevne område. Alternativt kan kommunen oplyse, at en miljøkonsekvensvurdering ikke er påkrævet og kan fastsætte andre løsninger til at begrænse miljøbelastningen. Miljøkonsekvensvurderingsprocedurer er komplekse og involverer offentlig deltagelse og høringer med andre miljømyndigheder. En række interesserede parter kan udfordre ED, herunder lokalsamfund og ngo'er. Med udgangspunkt i ED skal byggetilladelse udstedes inden for 6 år, eller - ved et etapevis projekt - inden for 10 år. Hvis der tages WZ-beslutningstilgang til byggetilladelse, er en ED en forudsætning for at opnå WZ-beslutningen.
3.4 Bygge- og beboelsestilladelse
I henhold til polske byggeregler kræver opførelse og idriftsættelse af store solcelleanlæg en byggetilladelse og, når byggeriet er færdigt, en indflytningstilladelse. Der gives byggetilladelse til hele en byggevirksomhed, men det er også muligt at opnå flere tilladelser til delprojekter og net- og hjælpeinfrastruktur. Byggetilladelsen kan give mulighed for etapeinddeling af bebyggelsen. Som led i byggetilladelsesprocessen skal ansøger indsende detaljeret projekteringsdokumentation udarbejdet af en kvalificeret arkitekt eller bygningsingeniør. En byggetilladelse er gyldig i 3 år og kan forlænges ved påbegyndelse af byggearbejder og passende indtastning i byggejournalen.
3.5 Nettilslutning
For at opnå adgangsretten til det offentlige elnet skal solcelleanlægget (i) opnå nettilslutningsbetingelser ("GCC"), som er udstedt af en distributionssystemoperatør ("DSO") eller transmissionssystemoperatøren ("TSO") og definere det tekniske nettilslutningspunkt, og efterfølgende inden for en periode på 2 år (ii) indgå en nettilslutningsaftale ("GCA"), som fastlægger tidslinjen for nettilslutningsarbejder og elektrificering. Der kræves en forudbetaling på PLN 30,000 pr. MW tilsluttet kapacitet for GCC. Den tilsluttede kapacitet og den installerede kapacitet kan variere, men det kræver individuelle drøftelser med netoperatøren.
3.6 Idriftsættelsesproces
Når anlægsarbejdet er afsluttet og dokumenteret i bygningsjournalen, kan man ansøge om idriftsættelse af et VE-anlæg hos netoperatøren ("EON"). Inden for 2-4 uger efter ansøgningen vil den lokale DSO (eller TSO) visuelt kontrollere opførelsen af installationen og starte aktiveringsproceduren for eksport af den første kWh til det offentlige net ("ION"). Forud for eksport af den første kWh genereret af VE-anlægget og elektrificeringen af anlægget skal projektselskabet indgå en distributionsserviceaftale med DSO'en eller en transmissionsserviceaftale med TSO'en ("DSA" eller "TSA") ; det skal også underskrive en "strømkøbsaftale i testperioden" ("Test-PPA") for at dække tiden, indtil det opnår en elproduktionslicens og udpege den balancerende ansvarlige part ("BRP"). Både Test-PPA og BRP er normalt underskrevet med den lokale leverandør af sidste udvej, som er et koncernselskab under den lokale DSO. Formelt er VE-anlægget ikke berettiget til at sælge energi, før det opnår en produktionstilladelse. Derfor sælger Test-PPA-aftageren i praksis normalt energien på det tekniske balanceringsmarked, og projektselskabet fakturerer den solgte energi til den lokale forsyning efter opnåelse af produktionstilladelsen. Efterfølgende, inden for 2 til 4 uger efter underskrivelse af distributionsserviceaftalen og Test-PPA, sker ION. Med udgangspunkt i ION opnås en endelig indflytningstilladelse, som er en forudsætning for at opnå energiproduktionstilladelse fra energitilsynskontoret URE. Dette tager normalt omkring 2 måneder. Den elkøbsaftale, som projektselskabet tidligere har indgået med en handelsvirksomhed (og en kommerciel balanceringsaftale), træder i kraft efter opnåelse af energiproduktionstilladelsen. Også efter at energiproduktionstilladelsen er opnået og inden for den frist, der er fastsat på auktionen, kan projektselskabet, der driver RES-anlægget, ansøge Zarzadca Rozliczen SA og URE om den første månedlige afregning af den negative eller positive saldo (differencekontrakt).
Konklusion
Efterhånden som det polske marked er på vej ind i en mere moden fase, sker der et stigende skift fra CfD-ordningen til en PPA-udviklingsmodel, som muliggør en hurtigere pipelineudvikling og salg af strøm direkte til højt vurderede virksomheder, der aftager. Men efterhånden som baseload PPA'er vokser i popularitet, er VE-producenter også udsat for prisvolatilitetsrisiko på grund af de ekstremt usikre og fluktuerende energipriser, der forventes for de kommende år. På trods af udfordringerne i forbindelse med flaskehalse til nettilslutning og lovgivningsmæssig usikkerhed om brugen af jord til PV-projekter, er det polske PV-marked et yderst interessant segment for internationale aktører.
