Fonte: solarplaza.com
Autore: Christian Schnell, Partner - Energia e risorse naturali, Dentons
1. Introduzione
La Polonia è ora uno dei primi 5 mercati di investimento nel solare fotovoltaico in Europa. Solo nel 2021, il paese ha aggiunto circa 3,2 GW di impianti solari fotovoltaici. Con una capacità solare fotovoltaica installata cumulativa di 7,1 GW alla fine del 2021, la Polonia è ora un importante mercato europeo dell'energia solare, con molti investitori che sviluppano progetti su larga scala di gran lunga superiori alla scala del progetto di 100 MW. Tuttavia, una tale crescita improvvisa non è priva di sfide e il suo impatto sociale e politico è chiaramente visibile. Ottenere nuovi progetti fotovoltaici collegati alla rete nazionale è una sfida chiave per gli sviluppatori. Inoltre, le installazioni su larga scala sono in concorrenza diretta per la terra con il settore agricolo, soprattutto perché i prezzi delle materie prime agricole stanno salendo alle stelle, portando a proposte legislative per rallentare lo sviluppo futuro nelle aree rurali.
Nell'attuale contesto del mercato energetico, il solare fotovoltaico è diventato molto competitivo. In Europa, i prezzi elevati del mercato dell'energia elettrica sono principalmente determinati dai prezzi elevati del gas naturale, in forte aumento dalla seconda metà del 2021. Ciò è dovuto principalmente alla ripresa economica dopo la crisi del COVID-19 e a un calo misura alla riduzione delle forniture di gas dalla Russia. Attualmente, i prezzi dell'energia elettrica in Polonia sono relativamente bassi perché il carbone termico è ancora il combustibile che determina i livelli dei prezzi. Una volta che i 6 GW di unità di gas assegnate alle gare del mercato della capacità polacca saranno online tra il 2024 e il 2026, molto probabilmente le centrali a gas definiranno i prezzi in Polonia. Tuttavia, anche l'impatto generale dei prezzi delle quote di emissione di CO2 rimarrà molto elevato. La guerra in Ucraina non ha ancora avuto un impatto diretto sui prezzi del mercato elettrico in Europa, ma quando la Germania metterà in funzione quattro nuovi terminali GNL nei prossimi due anni, il rischio che Gazprom manipoli più fortemente il mercato europeo del gas naturale aumenterà. I consumatori industriali in Polonia stanno quindi cercando di assicurarsi forniture di energia a zero emissioni di carbonio, poiché esiste il rischio che i prezzi elevati dell'elettricità aumentino ulteriormente in questo decennio. Ciò guida il mercato dei PPA aziendali, mentre i PPA di baseload sono chiaramente favoriti rispetto ai PPA con pagamento in base alla produzione. Tuttavia, con prezzi energetici elevati, i PPA di carico di base hanno un profilo di rischio diverso.
2. Sistema di supporto e PPA
L'improvviso aumento delle installazioni solari negli ultimi anni è stato principalmente dovuto al programma di incentivi fotovoltaici sui tetti della Polonia e ai suoi schemi di misurazione della rete, terminato entro il 1 aprile 2022, ma anche a un programma di gara "contratto per differenza" (CfD) per 1 MWp di energia solare fattorie implementate alla fine del 2016. Oltre a questi sistemi, c'è anche un potenziale significativo per lo sviluppo FV su larga scala in Polonia. Soprattutto da quando 2019 - nelle gare CfD per installazioni FER su larga scala, il solare fotovoltaico è stato in grado di competere con successo con i parchi eolici onshore. Va menzionato che lo sviluppo di nuovi parchi eolici onshore si è generalmente interrotto nel 2016 a causa di una regola sulla distanza minima richiesta dall'edilizia residenziale più vicina di 10 volte l'altezza della punta. Di conseguenza, sono stati sviluppati parchi eolici onshore in competizione nelle gare d'appalto con generatori eolici di uno standard di mercato pre{10}} tecnico. Nel 2021, il governo ha annunciato che la regola della distanza "{12}}h" sarebbe stata ammorbidita, riaprendo il mercato allo sviluppo di nuovi parchi eolici onshore. Tuttavia, le rispettive modifiche legislative non sono state ancora introdotte e i primi progetti completamente sviluppati entreranno nel mercato non prima del 2024/2025.
2.1 Appalti per differenza' (CfD).
In Polonia, l'ufficio di regolamentazione mette all'asta il volume di energia in megawattora (MWh). Questi volumi sono messi all'asta sotto forma di "contratti per differenza" (CfD) di 15-anni indicizzati. A seconda del prezzo bid assegnato dall'offerente e del prezzo di mercato dell'indice di base, all'offerente potrebbe essere pagata la differenza ("saldo negativo") su base mensile. In alternativa, se l'indice di base supera il prezzo denaro ("saldo positivo"), questo verrà regolato a fronte di un saldo negativo futuro; o in definitiva l'offerente deve restituirlo più tardi alla fine di un periodo di regolamento di tre anni. Spetta al governo fissare un prezzo massimo annuale basato sull'LCOE per ciascuna tecnologia, il cosiddetto "prezzo di riferimento" che non può essere superato dagli offerenti. L'attuale sistema di gara suddivide i progetti di energia rinnovabile in due categorie: (i) progetti fino a 1 MW incluso e (ii) progetti superiori a 1 MW. Oltre alle categorie di capacità, ci sono anche diversi cestini tecnologici. Per partecipare all'asta, il progetto deve essere pienamente autorizzato e l'offerente deve inviare un bid bond di PLN 60,{7}} per MWp. Il bid bond sarà rimborsato dopo l'ingresso nel sistema di supporto CfD. Una licenza di generazione è un prerequisito per l'ingresso CfD per tutte le installazioni che superano 1,0 MW di capacità. I progetti solari fotovoltaici competono nello stesso paniere degli impianti eolici onshore. Nell'attuale contesto del mercato energetico, le gare d'appalto CfD sono diventate commercialmente poco attraenti e molti investitori a cui sono stati assegnati CfD stanno valutando la possibilità di non entrare nel sistema di supporto CfD, rinunciando al loro bid bond.
2.2 PPA
Il mercato polacco dei PPA è attualmente in piena espansione, ma l'esperienza degli operatori del mercato con i PPA è ancora irregolare. I trader internazionali (e bancabili) dominano il mercato per il momento, ma con operatori industriali e società c'è stato un forte aumento del numero di transazioni dal 2021. C'è domanda di PPA sia fisici che virtuali/finanziari. Tuttavia, i giocatori spesso non hanno esperienza nell'allocare correttamente i rischi tra PPA paga come prodotto/previsto e PPA di carico di base.
3. Sviluppo del progetto
Di seguito è riportata una panoramica generica del processo di sviluppo e messa in servizio per impianti solari fotovoltaici su larga scala.
3.1. Mettere in sicurezza la terra
I terreni edificabili possono essere garantiti da (i) un contratto di locazione di terreni, (ii) un usufrutto, (iii) un contratto di locazione o (iv) l'acquisto di terreni. Ogni titolo è soggetto a determinate restrizioni legali e dovrebbe essere valutato individualmente per l'adeguatezza nelle circostanze particolari. A seconda del titolo fondiario, sorgono diversi rischi legali se il proprietario del terreno viene dichiarato fallito o vengono avviate procedure esecutive sulla base di ipoteche stabilite sul terreno. Un'altra restrizione importante è il 30-limite di tempo massimo di un anno per un contratto di locazione di terreni a tempo determinato. Tuttavia, il titolo legale più comune per garantire la terra è il contratto di locazione fondiaria.
3.2 Regolamento di pianificazione
Il solare fotovoltaico può essere sviluppato sulla base di una designazione dell'uso del suolo che includa le zone di protezione nello studio ("Studio") e il piano generale locale ("Piano") o in alternativa tramite un permesso di ubicazione ("WZ") in aree che non sono oggetto di Piano, comprensivo di terreni agricoli di classi di suolo da IV a VI. È in corso una discussione sull'opportunità di escludere la classe di suolo IV - che costituisce circa il 40 percento dei terreni agricoli - dallo sviluppo del solare fotovoltaico.
3.3 Decisione ambientale
Lo sviluppo di un impianto solare fotovoltaico su larga scala richiede spesso una valutazione dell'impatto ambientale prima di poter prendere una decisione sulle condizioni ambientali ("ED"). Sulla base dei pareri a sostegno delle autorità ambientali, sanitarie e idriche, il capo del comune può emettere una decisione in cui si afferma che è necessaria una valutazione di impatto ambientale e, in tal caso, l'investitore è obbligato a redigere la relazione sulla valutazione di impatto ambientale nell'ambito prescritto dall'autorità. In alternativa, il comune può dichiarare che non è richiesta una valutazione di impatto ambientale e può determinare altre soluzioni per limitare l'impatto ambientale. Le procedure di valutazione dell'impatto ambientale sono complesse e implicano la partecipazione del pubblico e le consultazioni con altre autorità ambientali. Diverse parti interessate possono contestare l'ED, comprese le comunità locali e le ONG. In base alla DE, un permesso di costruire deve essere rilasciato entro 6 anni, o - nel caso di un progetto a fasi - entro 10 anni. Se l'approccio decisionale WZ viene adottato per il permesso di pianificazione, un ED è un prerequisito per ottenere la decisione WZ.
3.4 Permesso di costruire e di occupazione
Secondo le normative edilizie polacche, la costruzione e la messa in servizio di grandi impianti solari fotovoltaici richiede un permesso di costruzione e, una volta completata la costruzione, un permesso di occupazione. La licenza edilizia viene rilasciata per l'intera impresa di costruzione, ma è possibile anche ottenere più permessi per sottoprogetti e infrastrutture di rete e ausiliarie. La concessione edilizia può prevedere la gradualità dello sviluppo. Nell'ambito della procedura di richiesta del permesso di costruire, il richiedente deve presentare una dettagliata documentazione progettuale redatta da un architetto o ingegnere edile qualificato. Il permesso di costruire ha una validità di 3 anni e può essere prorogato dall'inizio dei lavori e da un'apposita registrazione nel registro dei lavori.
3.5 Collegamento alla rete
Per ottenere il diritto di accesso alla rete elettrica pubblica, l'impianto solare fotovoltaico deve (i) ottenere le condizioni di connessione alla rete ("GCC"), che sono emesse da un gestore del sistema di distribuzione ("DSO") o dal gestore del sistema di trasmissione ("TSO") e definire il punto tecnico di connessione alla rete, e successivamente entro un periodo di 2 anni (ii) concludere un contratto di connessione alla rete ("GCA") che stabilisca la tempistica dei lavori di connessione alla rete e di elettrificazione. Per GCC è richiesto un pagamento anticipato di 30 PLN,000 per MW di capacità connessa. La capacità connessa e la capacità installata possono differire, ma ciò richiede discussioni individuali con il gestore di rete.
3.6 Processo di messa in servizio
Una volta che i lavori di costruzione sono stati completati e documentati nel registro di costruzione, è possibile richiedere la messa in servizio di un impianto RES con il gestore di rete ("EON"). Entro 2-4 settimane dall'applicazione, il DSO (o TSO) locale verificherà visivamente l'installazione dell'impianto e avvierà la procedura di energizzazione per l'esportazione del primo kWh nella rete pubblica ("ION"). Prima dell'esportazione del primo kWh generato dall'impianto FER e dell'elettrificazione dell'impianto, la società di progetto deve concludere un contratto di servizi di distribuzione con il DSO o un contratto di servizio di trasmissione con il TSO ("DSA" o "TSA") ; deve inoltre firmare un "contratto di acquisto di energia durante il periodo di prova" ("Test-PPA") per coprire il tempo fino all'ottenimento di una licenza di produzione di energia elettrica e nominare il Balancing Responsible Party ("BRP"). Sia il Test-PPA che il BRP sono generalmente firmati con il fornitore locale di ultima istanza, che è una società del gruppo del DSO locale. Formalmente, l'impianto RES non ha il diritto di vendere energia prima di aver ottenuto una licenza di generazione. Pertanto, in pratica, l'acquirente di Test-PPA vende solitamente l'energia sul mercato del bilanciamento tecnico e la società di progetto fattura l'energia venduta all'utility locale dopo aver ottenuto la licenza di generazione. Successivamente, entro 2 o 4 settimane dalla firma del contratto di servizi di distribuzione e del Test-PPA, si verifica ION. Sulla base di ION, si ottiene un permesso di occupazione finale, che è una condizione preliminare per ottenere una licenza di generazione di energia dall'ufficio di regolamentazione dell'energia URE. Questo di solito richiede circa 2 mesi. Il contratto di acquisto di energia che la società di progetto ha concluso in precedenza con una società commerciale (e un accordo di bilanciamento commerciale) entra in vigore dopo l'ottenimento della licenza di generazione di energia. Anche dopo l'ottenimento della licenza di generazione di energia ed entro il termine fissato all'asta, la società di progetto che gestisce l'impianto FER può richiedere a Zarzadca Rozliczen SA e URE la prima liquidazione mensile del saldo negativo o positivo (contratto per differenza).
Conclusione
Poiché il mercato polacco sta entrando in una fase più matura, c'è un passaggio crescente dallo schema CfD verso un modello di sviluppo PPA, che consente uno sviluppo più rapido della pipeline e la vendita di energia direttamente a società off-taker con rating elevato. Tuttavia, poiché i PPA di baseload stanno diventando sempre più popolari, i produttori di RE sono anche esposti al rischio di volatilità dei prezzi, dati i prezzi dell'energia estremamente incerti e fluttuanti previsti per i prossimi anni. Nonostante le sfide legate ai colli di bottiglia della connessione alla rete e all'incertezza legislativa sull'uso del suolo per i progetti fotovoltaici, il mercato fotovoltaico polacco è un segmento estremamente interessante per gli attori internazionali.
