Aukcje OZE: zasady, wyniki i wpływ na rynek energii

Aukcje OZE 2024/2025: Mechanizm kontraktów różnicowych (CfD) i dominacja instalacji fotowoltaicznych

System aukcyjny dla odnawialnych źródeł energii (system aukcyjny OZE) działa w Polsce nieprzerwanie od 2016 roku. Mechanizm ten opiera się na 15-letnich kontraktach różnicowych (kontrakt różnicowy CfD). Gwarantuje on stabilność przychodów dla wytwórców energii odnawialnej. CfD zabezpiecza inwestorów przed zbyt niskimi cenami rynkowymi. Wytwórca otrzymuje wyrównanie, gdy rynkowa cena jest niższa od aukcyjnej. Wyrównanie to jest znane jako ujemne saldo. Natomiast wytwórca musi zwrócić nadwyżkę, jeśli cena rynkowa jest wyższa. Taki zwrot określa się mianem dodatniego salda. Instytucją odpowiedzialną za ten proces jest Zarządca Rozliczeń. Zarządca Rozliczeń wyrównuje przychody dla beneficjentów systemu. Cały mechanizm ma fundamentalne znaczenie dla pozyskania finansowania. System aukcyjny zapewnia stabilność przychodów. Aukcje realizowane są przez URE. Ostatnie aukcje OZE potwierdziły wyraźną dominację jednej technologii. W tegorocznych przetargach wsparcie uzyskało 126 instalacji PV. Tylko 3 projekty lądowych farm wiatrowych otrzymały kontrakt. Instalacje fotowoltaiczne odpowiadały za zdecydowaną większość zwycięskich ofert. Zakontraktowano zaledwie 21% wystawionego wolumenu energii. Niskie zainteresowanie dotyczyło szczególnie aukcji dla mniejszych instalacji. W koszyku dla projektów powyżej 1 MW zakontraktowano około 49% wolumenu. Wielkość ta odpowiada nieco ponad 1623 MW mocy w fotowoltaice. Dodatkowo zakontraktowano 82,7 MW w lądowych farmach wiatrowych. Łącznie sprzedano ponad 15,8 TWh energii elektrycznej. Całkowity wolumen aukcji OZE wynosił 75,9 TWh. Aukcje dla technologii droższych zakończyły się całkowitym fiaskiem. Instalacje fotowoltaiczne dominują w wynikach aukcji. W rozstrzygniętych aukcjach zastosowano regułę wymuszenia konkurencji. Reguła ta jest kluczowa dla obniżenia kosztów wsparcia. W aukcji dla dużych projektów PV i wiatrowych sprzedano 49% wolumenu. Minimalna cena OZE dla lądowych farm wiatrowych wyniosła 100 zł/MWh. Dla instalacji fotowoltaicznych minimalna cena osiągnęła 216,90 zł/MWh. Ceny te są znacznie niższe niż ceny referencyjne regulatora. Wytwórca musi zwrócić różnicę, jeśli cena rynkowa jest wyższa. Zarządca Rozliczeń monitoruje saldo dodatnie w cyklach trzyletnich. Mechanizm ten chroni rynek aukcyjny energii przed nadmiernym wsparciem.

Kluczowe technologie OZE wspierane w systemie aukcyjnym

Krajowy system aukcyjny obejmuje różne technologie OZE. Oto pięć kluczowych technologii w kontekście ostatnich wyniki aukcji OZE 2025:

• Instalacje fotowoltaiczne – dominują w systemie wsparcia ze względu na szybki proces realizacji.
• Lądowe farmy wiatrowe – uzyskują kontrakty przy niskich cenach, jednak ich liczba jest mała.
• Morska energetyka wiatrowa – przyszły beneficjent systemu CfD, z planowanymi aukcjami na grudzień.
• Biomasa i biogaz – technologie, które odnotowały fiasko aukcji z powodu nieadekwatnych cen.
• Hydroenergetyka – sektor, który nie uzyskał wymaganego wsparcia w ostatnich przetargach.

Podsumowanie wyników aukcji OZE 2024

Koszyk aukcyjny	Zakontraktowana moc [MW]	Cena minimalna [zł/MWh]
PV/Wiatr > 1 MW	1705.7 (1623 PV + 82.7 W)	100.00 (Wiatr); 216.90 (PV)
PV/Wiatr < 1 MW	47.7 (Tylko PV)	314.77
Biogaz/Biomasa	0	Fiasko aukcji
Hydroenergia	0	Fiasko aukcji

Wyniki Aukcji OZE: Liczba zwycięskich instalacji (2025).

Aukcje dla technologii droższych, takich jak biogazownie, hydroelektrownie i instalacje na biomasę, zakończyły się fiaskiem. Powodem był brak wymaganej liczby ważnych ofert. To zjawisko powtarza się kolejny rok z rzędu. Wskazuje to na nieadekwatność cen referencyjnych. Należy zrewidować te ceny, aby przywrócić rentowność projektów w systemie.

Brak wymaganej liczby ofert doprowadził do fiaska aukcji dla biogazowni, hydroelektrowni i biomasy.

Koszty funkcjonowania systemu aukcyjnego OZE: Opłata OZE, ryzyko CfD i obciążenie morską energetyką wiatrową

System aukcyjny OZE przez lata był praktycznie bezkosztowy dla konsumentów. Okres ten obejmował lata 2019 do 2022. Rynkowe ceny hurtowe energii były wtedy bardzo wysokie. Ceny te przewyższały ceny gwarantowane w aukcjach. Wytwórcy zwracali nadwyżki, generując saldo dodatnie. Nie było potrzeby wypłacania wyrównań dla beneficjentów. System aukcyjny nie generował znaczących kosztów. Sytuacja ta uległa jednak zmianie wraz ze spadkiem cen. Obecnie Opłata OZE powróciła na rachunki odbiorców. Wysokość tej opłaty wynosi 3,50 zł za MWh. Opłata jest naliczana od 1 stycznia 2025 roku. Spadek cen rynkowych powoduje wzrost wydatków na wyrównania. Dopiero teraz system wchodzi w fazę dopłat.

Większe wolumeny energii zakontraktowano na aukcjach dopiero od 2019 r., a potem ok. 2022 r. na giełdowym rynku energii pojawiły się wysokie ceny. De facto więc system, jeśli chodzi o energetykę wiatrową i słoneczną, nie kosztował nas prawie nic – bo ceny rynkowe były wyższe niż te wynikające z aukcyjnego systemu wsparcia.

Wprowadzona Opłata OZE obciąża wszystkich odbiorców energii. Jej wpływ jest jednak zróżnicowany dla różnych grup. Dla gospodarstw domowych roczny koszt jest pomijalny. Opłata 3,50 zł za MWh przekłada się na 5–7 zł rocznie. Sytuacja wygląda inaczej dla przemysłu energochłonnego. Branże te zużywają setki tysięcy MWh rocznie. Dla nich koszty są znacznie bardziej dotkliwe finansowo. Roczne obciążenie może wynosić setki tysięcy złotych. Opłata OZE jest ustalana corocznie przez Prezesa URE. Ma ona pokryć prognozowane potrzeby Zarządcy Rozliczeń. Funkcjonują instrumenty redukcji kosztów dla firm przemysłowych. Mogą one korzystać z rekompensat w ramach EU ETS. Rekompensaty te częściowo łagodzą obciążenia systemowe. Morska energetyka wiatrowa (offshore) to przyszłe, duże obciążenie. Planowane aukcje offshore odbędą się w grudniu. Maksymalne stawki dla tych projektów są bardzo wysokie. Wynoszą one od 485,71 zł/MWh do 512,32 zł/MWh. Cena OZE offshore po zaindeksowaniu wyniesie około 450 zł/MWh. Wysokie ceny kontraktowe gwarantują stabilność inwestorom. Jednak zdecydowanie mocniej obciąży to system wsparcia. Wzrośnie prawdopodobieństwo wypłacania dużych wyrównań. Jest wysoce prawdopodobne, że ceny rynkowe będą niższe. Offshore ma ogromną moc, co zwiększa kwotę wsparcia. Inwestycje te są kluczowe dla bezpieczeństwa energetycznego Polski. Obciążenie rynek aukcyjny energii będzie znaczące.

Czynniki wpływające na wzrost kosztów systemu

Cztery główne czynniki wpływają na wzrost koszty systemu aukcyjnego:

• Spadek cen na Towarowej Giełdzie Energii (TGE Base).
• Wypłaty wyrównań (ujemne saldo) dla morskiej energetyki wiatrowej.
• Wysoka inflacja, która indeksuje ceny aukcyjne dla beneficjentów.
• Brak rozstrzygnięcia aukcji dla droższych technologii OZE.

Porównanie Opłaty OZE dla różnych odbiorców

Kategoria Odbiorcy	Roczny koszt Opłaty OZE [szacunkowo]	Wpływ na budżet
Gospodarstwo domowe	5–7 zł/rok	Pomijalny
Małe przedsiębiorstwo (30 MWh/rok)	~105 zł/rok	Umiarkowany
Przemysł energochłonny (200 000 MWh/rok)	700 000 zł/rok	Znacznie dotkliwy

Firmy przemysłowe mogą łagodzić obciążenie wynikające z Opłata OZE. Mogą one korzystać z instrumentów redukcji kosztów. Dostępne są rekompensaty z tytułu kosztów pośrednich. Otrzymuje się je w ramach unijnego systemu handlu emisjami (EU ETS). Rekompensaty te są istotnym wsparciem.

Porównanie historycznych i prognozowanych rocznych kosztów systemu aukcyjnego OZE (w mln zł).

Wzrost wydatków na wyrównania dla beneficjentów jest wysoce prawdopodobny w związku ze spadkiem rynkowych cen hurtowych.

Ewolucja rynku OZE: Dlaczego inwestorzy odchodzą od aukcji OZE na rzecz umów PPA i Net-Zero Industry Act

Znaczenie aukcje OZE systematycznie maleje w Polsce. Inwestorzy krytykują nieadekwatne ceny referencyjne. Ceny te nie odzwierciedlają realnych kosztów rynkowych budowy. Problemem jest wzrost kosztów budowy i inflacja. Wyższe koszty kapitału również obniżają rentowność projektów. Istotnym czynnikiem jest rozliczanie salda ujemnego. Rozliczenie następuje względem średniej ceny dobowej (TGE Base). Powoduje to znaczący wzrost tzw. kosztu profilu. Brak uwzględnienia ryzyka walutowego pogarsza warunki inwestycyjne. Znacząca część nakładów jest ponoszona w euro. Regulator pominął kwestię ryzyka kursowego. Inwestorzy krytykują nieadekwatne ceny referencyjne. Rynek przechodzi w stronę pełnej komercjalizacji. Rosnąca rola przypada długoterminowym umowy PPA (Power Purchase Agreements). Popularne stają się także projekty w formule merchant. Formuła ta oznacza sprzedaż energii bezpośrednio na rynek. Ponad 20% nowych instalacji PV w 2023 roku zakontraktowało energię przez PPA. Umowy PPA oferują stabilność przychodów poza systemem wsparcia. Sprzyja temu dążenie firm do realizacji celów ESG. Wytwórcy mogą negocjować ceny i warunki dostosowane do potrzeb. Znamy przypadki wychodzenia wytwórców z systemu aukcyjnego. Robili to w celu zawarcia korzystniejszych umów PPA.

Aukcje OZE nie są już głównym bodźcem wsparcia dla polskiej fotowoltaiki – ich znaczenie wyraźnie maleje na tle wyzwań rynkowych i rozwoju alternatywnych form finansowania. – Polskie Stowarzyszenie Fotowoltaiki.

W przypadku fotowoltaiki obserwujemy przechodzenie rynku w stronę komercjalizacji. Unijny Net-Zero Industry Act (NZIA) fundamentalnie zmieni rynek. Przepisy wykonawcze do NZIA zostały już przyjęte przez Komisję. Nowe regulacje wprowadzają obowiązek stosowania kryteriów pozacenowych. NZIA wprowadzi kryteria pozacenowe do aukcji OZE. Zasady te będą obowiązywać od 30 grudnia 2025 roku. Kryteria pozacenowe mają dotyczyć co najmniej 30% wolumenu aukcji. Odpowiada to około 6 GW rocznie w każdym państwie członkowskim. Nowe kryteria obejmują cyberbezpieczeństwo i zrównoważony rozwój. Dotyczą też odporności łańcucha dostaw i odpowiedzialnego biznesu. Celem NZIA jest wsparcie unijnego przemysłu czystych technologii. Ma to zwiększyć niezależność UE od dostawców z krajów trzecich. Polski rynek aukcyjny energii musi się dostosować do tych zmian.

Postulaty regulacyjne dla systemu aukcyjnego OZE

Polskie Stowarzyszenie Fotowoltaiki (PSF) przedstawiło pięć kluczowych postulatów dotyczących system aukcyjny OZE:

1. Zmiana rozliczania kontraktów różnicowych (CfD) na ceny godzinowe.
2. Uwzględnienie ryzyka kursowego dla inwestorów ponoszących nakłady w euro.
3. Zapewnienie stabilności prawnej i przewidywalności regulacji.
4. Zrewidowanie cen referencyjnych dla lepszego odzwierciedlenia kosztów.
5. Uproszczenie procedur administracyjnych dla większych projektów.

Brak uwzględnienia ryzyka walutowego w kalkulacjach wsparcia pogarsza warunki inwestycyjne.

Aukcje OZE vs. Umowy PPA: Porównanie kluczowych kryteriów

Kryterium	Aukcje OZE (CfD)	Umowy PPA (Corporate/Virtual)
Czas trwania wsparcia	15 lat (gwarantowane)	Zazwyczaj 5–10 lat (elastyczne)
Gwarancja ceny	Gwarantowana cena OZE (aukcyjna)	Cena negocjowana (stała lub zmienna)
Rozliczenie	Względem średniej dobowej TGE Base (problem kosztu profilu)	Względem cen godzinowych lub stała stawka
Ryzyko rynkowe	Ograniczone (mechanizm wyrównań)	Wyższe (zależne od negocjacji i formuły merchant)

Formuła merchant oznacza pełną komercjalizację projektów OZE. Wytwórca sprzedaje energię bezpośrednio na rynku hurtowym. Nie korzysta z żadnego systemu wsparcia ani gwarantowanej ceny. Ryzyko rynkowe jest maksymalne. Potencjalne zyski są jednak wyższe przy korzystnych cenach rynkowych.