Strategic and Financial Implications of Climate Risk for Power Companies

Climate risk has emerged as a defining factor influencing the strategic and operational landscape of the power sector. As the transition toward a climate-neutral economy accelerates, energy companies must contend with the dual pressures of asset devaluation and exposure to extreme weather phenomena. Climate-related changes are not only altering the physical environment but also reshaping the economic conditions under which power companies operate. Financial institutions—such as banks, insurers, and pension funds—are increasingly integrating climate considerations into their investment and lending decisions. This reflects a growing awareness of the financial implications of rising global temperatures and climate risk. Advanced climate mitigation scenarios suggest that OECD countries should fully eliminate greenhouse gas (GHG) emissions by 2035, with the rest of the world following by 2040. Simultaneously, data on renewable energy growth underscores that fossil fuels must be phased out of the power system by 2030. Power companies are thus under pressure to adapt their operational models to a market where the profitability of traditional, fossil-based energy generation is rapidly declining. The development and maturing of renewable energy technologies—such as wind and solar—are lowering investment costs and shifting the competitive dynamics within the sector. Established patterns of conducting operational activities are increasingly obsolete. For example, wind farms, with their near-zero variable costs and access to green subsidies, can now outperform fossil fuel-based plants in competitiveness. This profound shift introduces strategic risk for power companies, forcing them to re-evaluate their investment decisions and the composition of their production assets. These companies must allocate capital toward renewable energy generation and infrastructure, while simultaneously phasing out legacy systems incompatible with a carbon-neutral future. Climate risk, therefore, becomes a key determinant in the transformation of a power company’s core activities. Investment choices must take into account not only profitability, but also the broader 3P framework—Planet, Profit, People—and the impact of sustainability on long-term operational efficiency.

The long investment horizons typical of the power sector, often spanning 20 to 30 years, heighten the importance of accurate risk forecasting. Poorly timed decisions in this context can result in stranded assets, which are those that lose value or become obsolete due to regulatory, technological, or market changes. Fossil fuel-related assets face a particularly high risk of early devaluation, which can significantly erode a power company’s balance sheet, credit rating, and access to capital. Against this backdrop, climate risk management becomes a critical success factor. Power companies must adopt strategies that address both transition risk—arising from regulatory changes and green technology disruption—and physical risk—linked to extreme weather events. Regulatory pressure, investor expectations, and technological innovation are converging to make fossil fuel investments increasingly unattractive. Delaying the adaptation process exacerbates costs and exposes companies to compounding financial and reputational risks. Customer expectations are also evolving. Societal demand for decarbonization, green transport, sustainable heating, and electrification is transforming the power market. Companies must respond by developing the capacity to power mobility, industry, and residential heating with renewable electricity. Hydrogen production is also emerging as a strategic growth area. Meeting these new expectations requires a fundamental shift in how power companies define and deliver value.

Climate risk introduces heightened strategic uncertainty. Many of the changes affecting the power sector originate outside of it—through technology companies, social movements, or environmental policy—and disrupt the traditional business model. To remain competitive, energy providers must shift from rigid, legacy systems toward a more agile, innovation-driven culture. Embracing start-up methodologies and digital transformation is increasingly essential. Opportunities for profitability will depend on the ability to develop and deliver smart, sustainable solutions. Forward-looking strategies will include the development of prosumer ecosystems, the promotion of green electric mobility, the electrification of industrial and residential processes, and the deployment of renewable energy heating systems. In parallel, demand-side management and flexible energy usage will become standard components of business portfolios. These emerging areas will define the new directions for capital investment.

Strategic decisions around asset development must increasingly reflect the need for decarbonization. This includes investments in power storage systems, pumped-storage hydropower, advanced nuclear technologies, and green hydrogen. Several power companies have committed to carbon neutrality by 2025, requiring similar commitments from their supply chains and implementing carbon footprint minimization schedules. Climate risk is thus not merely an external threat—it is a decisive force reshaping the core of the power industry. Companies that embrace this transformation proactively will be better positioned to ensure profitability, secure investor trust, and meet evolving regulatory and customer expectations. In contrast, those that fail to adapt risk financial instability and obsolescence in a sector that is no longer forgiving of delay.

Power companies' exposition to climate risk

Power companies are particularly exposed to climate risk. The severity of this risk has been growing continuously due to increase frequency of extreme temperatures, storms or floods. The most important risk factors are wind and water. Power companies started the climate risk response building reinforced energy infrastructure - strengthening the overhead transmission and distribution grids, installation of flood-proof equipment at power plants and transformer stations, rivers’ temperature forecasting systems, equipping power plants with production control systems. The necessity of financing risk response investments transfers the climate risk of power industry to portfolios of financial institution.

The climate risk of power companies consists from two elements:

1) risk of transition period – risk that results from changes in the business and regulatory environment of energy industry towards green economy. This risk just caused loss in operations of coal power plants. There appears a problem of security of supply under conditions of decommissioning of coal power plants what can take place by end of this decade;

2) physical risk – risk that results from undesirable impact of physical factors’ extreme dynamic (mainly weather phenomena) on energy market conditions, fixed assets and operations of power companies. This element of climate risk causes price movements in the commodities and financial markets.

Climate risk varies in terms of geographic factors, sectors of the economy, and regulatory and legal conditions. The problem is also the small amount of data in terms of its impact on various companies in the power markets. However, most factors of climate risk are characterized by low probability and high cost of materialization - therefore, the extreme conditions resulting from the advancing climate change have a specific financial dimension for the power industry due to its characteristics, as it concerns the power and financial markets (revenues, business profitability), physical assets (damage as a result of extreme weather events), regulatory and social areas.

Green transition & strategic challenges in power market

The green transition influences power market, which is in the shift from fossil-fuel dominated system into based on renewable energy sources and carbon-free solutions. By 2050 renewables will produce more than 90% of energy being dominant power producer in the global power system. Biomass and the waste will surpass fossil fuels as energy sources. Storage of green power and electricity production based on green hydrogen will operate as pick-power producers replacing gas power plants. Power companies have to rethink the role of non-emitting technologies in their portfolio: nuclear, geothermal, hydro. Next important issue is demand flexibility. Power companies used to operate previously in market characterized by predictable and inflexible demand. The application of RES, electric vehicles, power storage systems and e.g. heat pumps starts to change the demand’s pattern. On other hand these new elements of power system can offer some flexibility in demand side management. Electric vehicles and heat pumps are manageable concerning time of power consumption. Therefore, electric vehicle can be treated as power storage system element as well (vehicle-to-grid). It seems that the required direction of strategy development is set - the necessity of adjustment to green transitions demands, right infrastructure investments and business model changes, securing decrease of costs on the other hand. Constantly updated regulations create new dimensions for strategy directions backed by new technological models. Power companies have to find strategic answer to the appearance of new complex business environment of energy system created during green transition. Power companies should develop new business models being climate neutral, adjusting operational activity to challenges of green transition. Strategic response should define what has to be changed and to what extent in order to protect future profitability. Changes of regulatory standards and technological solutions creates new risks that have to be managed.

Renewable energy sources, as mentioned before in the blog, shall be basic power producers until year 2050, what requires not only to finance necessary investments, but to provide security and flexibility of power supply – e.g. large scale power storage, decentralized power supply, peer-to-peer power trading, high flexible power plants. The acceleration of windfarms’ construction in Europe became in 2022 the determinant of the future security of supply. Hence, power companies face the radical changes of profits drivers. Technology maturation of RES and market innovations require changes both in business strategy and business model of power companies. The main factors influencing power companies’ strategy are green transition, customers expectation and regulatory changes. 

These factors create following strategic challenges, facing the power companies:

1) Renewable energy sources are already competitive to coal and gas power plants, becoming target power sources.
2) Necessity to determine the right definition of pace at which the green transition will progress.
3) The development of green finance and green taxonomy stopped to finance investment related to fossil fuels.
4) The reallocation of capital to green industry will spur booming demand for climate-friendly products and services, produced using green power.
5) New competitors outside the energy sector entered the power market, taking over customers of power companies based on innovative offer, supporting reduction of coal footprint. These competitors are well prepared to new conditions of functioning in green transition and digitalized energy market.
6) Customers aim to decarbonize industrial processes, minimalize carbon footprint and climate change. The energy intensity is the determinant of a positive image of power companies’ image that is backed by reduction of GHG emission. Hence, the power companies shall respond the needs of industry.
7) Renewables will create challenges in balancing power system, supporting development of power storage and new sources of power production.
8) Dominant role of renewable energy sources in power system will force to change the characteristics of transmission and distribution grids towards more bidirectional.
9) New value chains shall be considered based on development of renewables, green power storage, green hydrogen, recycling and waste utilization both in products perspective and geographical, e.g. import of green hydrogen from regions with surplus of cheap renewable power.
10) High volatility and significant market risk following the changes in production volumes of renewable power (local) or flows of green hydrogen (global).
11) Necessity to rethink the elements of value chain in power market as a result of erosion of the traditional barriers between energy sectors and development of new products and services. Customers become the value chain partner, helping to work out products better serving their needs.

Green transition & power market operations

Previous schemes of power capacity developments are useless. RES become more competitive than existing power capacity using fossil fuels. Moreover, use of fossil fuels is related to the high pollution’s emission. That is why power companies operating fossil power plants started the radical reconstruction of business model towards RES and customers’ green needs. Development of RES is the global trend in power industry with main drivers wind and solar power plants. The important issue becomes the necessity of maintaining the reserve capacity in power system in case of low power supply from RES being dependent of the weather conditions. The gas power plants will be replaced by power storage systems and demand side management. The surplus of renewable production shall be also consumed by heating systems and green hydrogen production. The decarbonization of the power sector will be achieved in this way.

The green transition of power industry bases on connection of financial instruments, changes of the market conditions and investments in the fixed assets. The result of the green transition is the decoupling of global economic growth from greenhouse gas emissions. This situation creates strategic risk for power companies that requires reaction in all perspectives of power utilities business that shall be developed by new green products and services meeting new needs and expectations of industrial customers and societies. Green transition generates changes in the power market functioning in the reality of green transition, challenges for power companies, necessary developments in the strategy and business models of the leading power companies in the green strategic shift and strategy developments of power utilities to become successful in the coming green transition business future. Necessary adjustments must take place in the area of funding the operational activity and investments, cooperation with customers, production technologies and power grid upgrade.

Zielona transformacja rynku energii elektrycznej

Rynek energii elektrycznej przeżywa obecnie zmianę czynników mikroekonomicznych, opisujących jego funkcjonowanie zarówno po stronie podaży, jak i popytu:

• podaż – zmiana sposobu wytwarzania energii elektrycznej i wzrost mocy OZE przy ograniczaniu roli paliw kopalnych i energii atomowej;
• popyt – rozproszona generacja w miejscu popytu oraz rozwój magazynowania energii elektrycznej, które w coraz większym stopniu stają się także elementem podaży.

Sytuacja ta zmienia model funkcjonowania elektroenergetyki wypracowany i działający w ostatnich dekadach[1].

Jedną z obserwowanych zmian jest zmiana kształtu krzywej popytu – następuje ograniczenie zapotrzebowania w godzinach szczytowych (ryzyko dla elektrowni gazowych) w efekcie instalacji fotowoltaiki przez gospodarstwa domowe, biurowce, hotele, przemysł czy centra handlowe. Szczególnie istotne dla popytu na energię jest wzrastające dążenie przemysłu do pokrywania popytu na energię dzięki wykorzystaniu OZE, instalowanego lokalnie w zakładach produkcyjnych. Od strony podaży wzrastająca efektywność OZE przyczynia się do obniżenia kosztów i poprawy niezawodności produkcji, co przekłada się na konkurowanie z elektrowniami pracującymi w podstawie, jako najtańsze źródła, produkujące w tzw. bazie systemu elektroenergetycznego. Dodatkowo wzrost cen EUA sprawia, że elektrownie opalane paliwami kopalnymi tracą coraz bardziej na konkurencyjności i sprzedaży. Zaś redukcja cen energii elektrycznej w dotychczasowych godzinach szczytowych (efekt wzrostu podaży z elektrowni fotowoltaicznych) sprawia, że elektrownie gazowe, których celem jest sprzedaż w najdroższych godzinach, ograniczają swą produkcję. Istotną zmianą, będącą wynikiem rozwoju OZE, jest wzrost znaczenia handlu na rynku dnia bieżącego, na który przenoszona jest część transakcji z rynku spot, co wiąże się z większą przewidywalnością produkcji OZE już w dniu dostawy niż dzień wcześniej[2] (ryzyko wolumenu). Ponadto część zmagazynowanej energii w rezultacie net-meteringu i powstania wirtualnego magazynu może zostać odebrana w godzinach nocnych i w zimie (ogrzewanie elektryczne), co zasadniczo zmienia wymogi dla zapewnienia bezpieczeństwa zasilania.

Europejskie koncerny elektroenergetyczne stoją przed wyzwaniem dostosowania swoich struktur biznesowych do nowych warunków funkcjonowania w otoczeniu, gdzie gwałtownie zwiększa się ilość OZE, co zasadniczo zmienia efektywność ich modeli biznesowych. Redukcja ceny energii elektrycznej wywołana wzrostem dostaw z OZE i wzrost cen UEA ograniczały zyskowność tradycyjnych elektrowni. Największe koncerny elektroenergetyczne (RWE, E.ON, Vattefall, EnBW[3]) z opóźnieniem zareagowały na rozwój OZE – przykładowo w 2015 r. posiadały tylko ok. 1% mocy zainstalowanych w OZE w Niemczech, europejskim liderze inwestycji w elektrownie wiatrowe i słoneczne. 

[1] Chociaż obserwowane zmiany nie zachodzą tak gwałtownie jak w innych branżach, bazujących na zaawansowanych technologiach, czy IT.
[2] Przykładowo w 2017 r. obroty na niemiecko-austriackim rynku dnia bieżącego wzrosły aż o 54%.
[3] ENBW przejął w 2019 r. francuskiego producenta energii wiatrowej i słonecznej Valeco, który posiadał 332 MW mocy zainstalowanej (276 MW w morskich elektrowniach wiatrowych, 56 MW w elektrowniach słonecznych), co pozwoliło zwiększyć portfel OZE ENBW o 31%.

Energetyczne problemy przemysłu w Europie

Studenci ATH informują:

• Rosnące ceny gazu pociągnęły za sobą wzrost cen energii elektrycznej. W tym roku ceny energii elektrycznej w Hiszpanii wzrosły o 300% i aktualnie wynoszą 260 euro za 1 megawatogodzinę. Firmy energetyczne musiały zacząć wykorzystywać gaz ziemny, aby wyprodukować energię elektryczną, a to wiąże się z wysoki nadpłatami. Firma Sinenor to jeden z największych producentów stali w Hiszpanii. Z powodu rosnących cen prądu i gazu zmuszeni zostali do wstrzymania produkcji do końca roku. Przez podwyżkę energii elektrycznej i gazu wzrosły ceny stali o 200 euro, a co za tym idzie również koszty produkcji wzrosły o 25%. Taka sytuacja spowodowała znaczące straty i uniemożliwiła zachowanie dotychczasowego tempa produkcji stali. Sinenor wychodzą z założenia, że czasowe zatrzymanie produkcji ograniczy wpływ rosnących kosztów energii.
• Amoniak jest potrzebny w przemyśle chemicznym do produkowania nawozu azotowego, kwasu azotowego, a także węglanu sodu. Z tego powodu koncern norweski „Yara” zmniejszył produkcję amoniaku – aż o 40 procent, a to za sprawą sporych podwyżek gazu ziemnego, który jest niezbędnym elementem do produkcji nawozu azotowego. Taki obrót sytuacji jest bardzo niebezpieczny dla rolnictwa. Branże nawozowe stoją przed wielkim dylematem, czy ograniczyć produkcję nawozów, czy może podnieść ceny w górę, opłacalność produkcji stanęła pod wielkim znakiem zapytania. Spora część producentów nawozów mocno ograniczyła swoje produkcje, jednak pomimo rekordowo wysokich cen, na dobrym poziomie utrzymuje się Grupa Azoty, która za wszelką cenę utrzymuje produkcję nawozów oraz dba w tym czasie w szczególności o polskich klientów ograniczając wysyłki do klientów zagranicznych oraz dostarczając niezbędne nawozy szczególnie do klienta krajowego. Jest to jeden z nielicznych koncernów Europie, który nie zamknął, ani nie ograniczył znacznie produkcji w kryzysowym czasie na rynku gazowym. Mimo wszelkich starań polskie rolnictwo zaczyna upadać, pojawiają się protesty, ceny nawozów kosmicznie rosną. Taki obrót wydarzeń odbije się także na konsumentach i gospodarstwach domowych, ponieważ ceny produktów w najbliższym czasie znacznie wzrosną.

Sztuczne słońce

 

Sztuczne słońce

Początkiem grudnia chiny uruchomiły własny reaktor nuklearny. Naukowcy w dalszym ciągu próbują zapanować nad fuzją termojądrową zachodzącą na słońcu, gdyż obecnie nie ma wystarczającej ilości energii aby doprowadzić do fuzji natomiast są olbrzymie koszty przekraczające zyski. Naukowcy szacują, że osiągnięcie fuzji jest kwestią czasu i będzie to możliwe przypuszczalnie w latach czterdziestych. Reaktor został zbudowany w Chengdu w Chinach i został nazwany HL-2M. Wykorzystuje on potężne pole magnetyczne, aby móc wytworzyć wewnątrz słup gorącej plazmy. Takie zjawisko pozwala na wytworzeniu dużo więcej energii niż w przypadku elektrowni jądrowej. Reaktor odtwarza reakcje zachodzące w jądrze ziemi. Temperatura jaką możemy uzyskać wynosi 150 mln stopni Celsjusza.

Reaktor jest częścią projektu, w którym uczestniczy 35 krajów pod nazwą Międzynarodowy Eksperyment Reaktora Termojądrowego (ITER) z siedzibą w Francji. Budżet tego przedsięwzięcia to 20 mld Euro. Planowana data zakończenia projektu szacowana jest na koniec 2025r.

Przeprowadzone próby kontrolowanej syntezy okazały się zbyt kosztowne. Dzięki wykorzystywanej mocy w wyniku fuzji termojądrowej, można uzyskać praktycznie nieograniczoną ilość czystej energii. Budowa reaktora została zakończona w 2019r. a badania nad fuzją rozpoczęły się w 2006r.

Fuzja jądrowa polega na łączeniu jąder lżejszego atomu z jądrem jednego cięższego. Taki proces powoduje wydzielanie się ogromnych ilości energii bez uwalniania się jakichkolwiek gazów cieplarnianych. Na obecną chwilę technologia jest zbyt droga gdyż pochłania więcej energii niż wytwarza

 

Skala Kardaszowa czyli skala zaawansowania technologicznego cywilizacji wskazująca na ilość wykorzystywanej energii. Nasza cywilizacja w dalszym ciągu wskazuje typ 0 natomiast cały czas dążymy do typu 1. Osiągnięcie typu pierwszego będzie jednoznaczne z przynajmniej częściową kontrolą zasobów energii takich jak powstrzymywanie huraganów czy też trzęsień ziemi.
Skala przewiduje również kontrolowanie i wykorzystywanie reakcji termojądrowych nad czym pracujemy od ponad 100 lat i nie wykorzystujemy potencjału jeszcze w stu procentach. Zapoczątkowały ten etap elektrownie atomowe a obecnie przypuszczalnie będą wykorzystywane reaktory fuzji jądrowej.

Źródła:

https://www.o2.pl/informacje/chiny-zbudowaly-sztuczne-slonce-jest-10-razy-mocniejsze-od-prawdziwego-6583076360522368a

https://businessinsider.com.pl/technologie/chinczycy-odpalili-sztuczne-slonce-tokamak-osiaga-temperature-wieksza-niz-prawdziwe/mksmp1v

https://next.gazeta.pl/next/7,172690,26598102,chiny-uruchomily-reaktor-fuzji-jadrowej-sztuczne-slonce-goretsze.html

 

 

 

Rekordowa produkcja wiatraków

Studenci ATH proponują:

Zgodnie z informacjami podanymi przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne z uwagi na silne wiatry 7 grudnia odnotowany został tymczasowy rekord produkcji prądu z wiatraków, wynoszący 5,7 GW. Warto podkreślić, że dzień wcześniej zanotowano również rekordową średnią produkcję godzinową. Polskie Sieci Elektroenergetyczne skalkulowało, że polskie farmy tylko i wyłącznie w miniony poniedziałek wyprodukowały w sumie 113,4 GWh energii elektrycznej. Rekord, który padł 7 grudnia wprowadził Polskę na trzecie miejsce w Europie pod względem wielkości produkcji energii wytworzonej z wiatru. Przed Polską w rankingu znajdowała się jedynie Hiszpania i Niemcy. Warto zaznaczyć, że na takie rekordowe wyniki możemy liczyć tylko przy silnych wiatrach, co nie zmienia faktu, że energetyka wiatrowa zajmuje coraz istotniejsze miejsce w krajowym systemie energetycznym.

Ekonomia wspiera transformację energetyczną

Chociaż w Stanach Zjednoczonych administracja federalna wspierała przemysł węglowy, to OZE wypierają w coraz większym stopniu elektrownie węglowe z produkcji: koncerny elektroenergetyczne ograniczają pracę elektrowni węglowych i planują ich zastępowanie elektrowniami słonecznymi, które stają się najtańszym źródłem energii elektrycznej. Podobna sytuacja dotyczy także elektrowni gazowych, które nie są konkurencyjne w momencie produkcji w stosunku do elektrowni słonecznych. Potwierdza to prognozę Międzynarodowej Agencji Energii, która wskazała, że do 2022 r. liderami rozwoju OZE na świecie będą Chiny[1], Stany Zjednoczone i Indie[2]. Jednym z największych potencjałów do wzrostu mocy zainstalowanej w OZE ma Japonia, gdzie w 2019 r. elektrownie wiatrowe na morzu posiadały 68 MW mocy produkcyjnych, jednak cztery planowane projekty powinny dodać 770 MW mocy produkcyjnych. Zainteresowanie japońskim rynkiem OZE zgłosiły Orsted[3], Equinor, RWE, WPD i CIP otwierając swe oddziały w Japonii. Szacuje się, że do 2030 r. moc elektrowni wiatrowych ma wodach terytorialnych Japonii może osiągnąć nawet 3,8 GW (ok. 33% całości mocy elektrowni wiatrowych w Japonii)[4]. Japonia będzie promować wykorzystanie morskiej energetyki wiatrowej i magazynowania baterii w swoich nowych działaniach na rzecz neutralizacji emisji dwutlenku węgla do 2050 r. Morska moc elektrowni wiatrowych w Japonii może wzrosnąć do 90 GW do 2050 r., co odpowiada 60% instalacji paliw kopalnych i jądrowych, które mają zostać zamknięte do tego czasu. Uzupełniająco wykorzystanie amoniaku i wodoru jako alternatywy dla paliw kopalnych będzie również częścią programu dekarbonizacji energetyki. W USA w 2019 r. moc w OZE zwiększyła się o 55 GW dla elektrowni wiatrowych osiągając moc 214 GW oraz o 110 GW dla elektrowni słonecznych, co dało moc 265 GW (dodatkowo dodano 54 GW mocy magazynów energii, co daje 97 GW. Nowe moce OZE są tańsze niż eksploatowane elektrownie węglowe. Już w 2018 r. Gubernator Kalifornii określił cel dla OZE na poziomie 60% w 2030 r., a od 2025 r. budynki komercyjne powinny mieć zainstalowane panele fotowoltaiczne. Jednak już w 2015 r. w Kalifornii przyjęto regulacje, które zobowiązały fundusze emerytalne do Calpers i CalSTRS do wyjścia z inwestycji w przedsiębiorstwach zaangażowanych w węgiel. Jest to odpowiedź na zidentyfikowaną pilną potrzebę przeciwdziałania zmianom klimatu, co znajduje wyraz w coraz częściej występujących ekstremalnych zjawiskach pogodowych. W Kalifornii przykładem materializacji ryzyka klimatycznego są pożary lasów w listopadzie 2018 r., które kosztowały 11,4 mld USD i doprowadziły do bankructwa koncernu elektroenergetycznego PG&E. W wyniku działań rządu stanu Kalifornia 123 przedsiębiorstwa ubezpieczeniowe rozpoczęły wycofywanie się z aktywów zaangażowanych w spalanie węgla zaś 621 kalifornijskich przedsiębiorstw ubezpieczeniowych ogłosiło, że nie posiada zaangażowania w przemyśle związanym ze spalaniem węgla[5]. W USA ośrodkiem rozwoju energetyki słonecznej staje się Teksas. W 2020 r. została podwojona moc zainstalowana w elektrowniach słonecznych zbliżając się do 5 GW. Przykładem ekspansji elektrowni słonecznych jest projekt Invenergy[6] budowy elektrowni o mocy 1,31 GW. Energię odbiorą okoliczne miasta oraz Samson Solar Energy Center, który sprzeda ją do koncernu telekomunikacyjnego ET&T (kontrakt dotyczy 500 MW), Hondy (200 MW), McDonalda (160 MW) i Google (100 MW). 

Przyszłość kosztów OZE

Przyszła jesień i zaczynamy widzieć czym oddychamy...

W roku 2020 elektrownie wiatrowe i słoneczne są najtańszymi źródłami energii elektrycznej w regionach, które wypracowały ponad 71% światowego PKB i wytwarzały 85% energii elektrycznej[1]. Średni koszt wytwarzania energii z lądowych farm wiatrowych w skali globalnej w ujęciu LCOE (Levelised Cost of Electricity) obniżył się przeciętnie o 9% w porównaniu do drugiej połowy 2019 r., stając się najtańszym źródłem energii elektrycznej m. in. w Kanadzie, USA, Brazylii, Argentynie, Turcji, Wielkiej Brytanii, Hiszpanii, Włoszech, Szwecji, Niemczech i Polsce. Koszt średni koszt produkcji energii z przemysłowych elektrowni fotowoltaicznych w skali globalnej zmalał odpowiednio średnio o 4%. W Chinach w 2020 r. koszt LCOE zrównał się z kosztem z elektrowni węglowych, a elektrownie słoneczne na konstrukcjach nadążnych (tzw. trackery) są najtańszym źródłem produkcji energii elektrycznej m.in. w Kolumbii, Chile, RPA i Australii. Oczekiwać należy, że do 2030 r. koszty elektrowni wiatrowych i słonecznych będą się dalej obniżać (w porównaniu do 2019 r. morskie elektrownie wiatrowe o 50%, elektrownie wiatrowe na lądzie o 45%, elektrownie słoneczne do 62%). Czynnikami wpływającymi na redukcję kosztów inwestycji są postęp technologiczny, efekt skali i wzrastające doświadczenie w OZE oraz dążenie kolejnych państw do rozwoju czystej energetyki, która jest obecnie konkurencyjna w stosunku do tradycyjnej energetyki, i zapewnienia konkurencyjności przemysłu. W 2019 r. 56% nowych, o skali przemysłowej OZE było bardziej konkurencyjne niż najtańsze nowe elektrownie opalane paliwami kopalnymi. W 2020 r. nowe projekty OZE są już tańsze niż elektrownie wiatrowe o najniższym koszcie zmiennym produkcji.

• elektrownie słoneczne – wzrost efektywności modułów fotowoltaicznych, redukcja kosztów osprzętu elektrowni i kosztów remontów i utrzymania ruchu (także prewencji utrzymania ruchu) oraz wzrost cyfryzacji instalacji;
• elektrownie wiatrowe – innowacje w procesie produkcji redukują koszty inwestycji przy wzroście wielkości samych turbin wiatrowych – zwiększenie produkcji z turbiny i powierzchni, i kosztów remontów i utrzymania ruchu (także prewencji utrzymania ruchu) oraz wzrost cyfryzacji instalacji;
• efekt skali – koszty są redukowane dzięki rozwoju regionalnych rynków OZE i minimalizacji kosztów transportu. Wzrost wielkości elektrowni wiatrowych i słonecznych oraz grupowanie projektów w przetargach pozwalają inwestorom redukować koszty;
• wzrost konkurencji – redukcja kosztów inwestycji i funkcjonowania instalacji OZE przyczynia się do zaostrzenia konkurencji na rynku energii elektrycznej i także pomiędzy projektami OZE o potencjalnych inwestorów, czy finansowanie. Sprawia to, że kolejne inwestycje proponują coraz nisze ceny energii elektrycznej ze swojej produkcji;
• doświadczenie inwestorów – coraz większe doświadczenie inwestorów pozwala prawidłowo określić zapotrzebowanie na kapitał finansujący potrzeby inwestycyjne i zredukować bufory kapitałowe na nieoczekiwane zdarzenia, redukuje zapotrzebowanie na kapitał pracujący, co jest także wynikiem poprawy zarządzania inwestycja i potem jej eksploatacją. Wszystko to wpływa na dalsze ograniczenie oczekiwań odnośnie ceny energii elektrycznej. 

Powyższe czynniki przyczynią się do dekarbonizacji energetyki oraz elektryfikacji czystą energią nowych regionów. Dalsza redukcja cen energii z OZE będzie kreować opcję wyłączenia nie tylko kolejnych elektrowni węglowych, ale i elektrowni gazowych. W ten sposób rozwój OZE wykreuje nie tylko korzyści środowiskowe, ale także wymierne oszczędności dla klientów elektroenergetyki oraz wzrost konkurencyjności przemysłu na terenach zasilanych przez tanie OZE.

algorithmic trading @Risk

Handel algorytmiczny (HA) jest szansą dla przedsiębiorstw elektroenergetycznych w warunkach wzrastającej zmienności rynku energii elektrycznej, gdzie coraz szybciej pojawiają się różne informacje rynkowe, co stwarza szczególnie na rynku dnia bieżącego, ale i rynku terminowym problemy dla traderów w nadążeniu za pojawiającymi się informacjami. Zminimalizowanie potrzeby interwencji tradera w ramach HA pozwala na generowanie zysków z dużą szybkością i częstotliwością, których osiągnięcie jest niemożliwe dla handlowca-człowieka i to praktycznie w każdej godzinie doby, siedem dni w tygodniu. Oczywiście HA kreuje także ryzyko, do którego należy zaliczyć awarię systemu HA, utratę połączenia internetowego, problemy z wydajnością przepływu danych (np. opóźnienia czasowe), błędy w algorytmach czy oprogramowaniu oraz negatywny wpływ HA na wydajność systemu ETRM. Innym ryzykiem jest wpływ HA na możliwość dodatkowego zwiększenia zmienności na rynku przez niewłaściwie skonstruowany algorytm.

Świat algorytmów na rynku energii

Globalne rynki energii, w pastwach zmniejszających zależność od węgla, gdzie wzrasta rola OZE oraz rośnie zapotrzebowanie na gaz i inne paliwa bardziej przyjazne dla środowiska niż węgiel, wymagają dynamicznego zarządzania pozycją. Prowadzi to do rozwoju handlu na rynkach spot i dnia bieżącego, które podlegają ciągłym zmianom. Ponieważ dane rynkowe stale się zmieniają, handlowcy nie mogą nadążyć. Podobnie wpływa na przedsiębiorstwa energetyczne wysoka niepewność sytuacji na rynku terminowym. Redukcja marż oraz coraz krótszy czas na reakcję na rynku energii powodują wzrost zainteresowania handlem algorytmicznym (HA). Postępująca integracja rynku energii w Europie oraz rozwój OZE przyczyniają się do wzrostu kompleksowości handlu, zmienności cen oraz szybkości zawierania transakcji. Stwarza to oczywiście zarówno ryzyko, jak i szanse dla przedsiębiorstw handlujących na tym rynku. 

• HA wspiera wykorzystanie powstających szans, pozwalając handlować praktycznie stale w godzinach funkcjonowania rynków, rozpatrując wiele różnych wariantów decyzyjnych w tym samym czasie, znacznie szybciej niż są w stanie traderzy. 
• HA umożliwia także równocześnie zarządzanie wysoką liczbą transakcji równocześnie. Stąd na rynkach energii HA jest stosowany głównie w handlu krótkoterminowym, aby sprostać wyzwaniom, takim jak nieprzewidywalne ruchy cen i krótkie terminy rozliczenia transakcji. 
• HA umożliwia efektywniejsze zarządzanie pozycjami, ponieważ komputery mogą szybko analizować wszystkie dostępne dane w czasie rzeczywistym, biorąc pod uwagę sytuację na wszystkich dostępnych dla HA rynkach, rozpatrując możliwości, trendy i potencjalne ryzyko na rynkach energii na całym świecie w ciągu kilku sekund. Komputer może natychmiast generować transakcje w oparciu o te analizy, generując zyski z prędkością i częstotliwością niemożliwą do osiągnięcia przez traderów.

Derywaty pogodowe - rys historyczny?

Na rozwój rynku derywatów pogodowych zasadniczy wpływ ma przedsiębiorstw do neutralizacji niepożądanego wpływu zmian temperatury na ich wyniki ekonomiczne. Przedsiębiorstwa neutralizują dotkliwość niepożądanych zmian temperatur zarówno w zimie, jak i w lecie (bardziej dotkliwe finansowo są obecnie gwałtowne wzrosty temperatury w lecie niż w zimie – można np. mówić o szczycie letnim poboru energii elektrycznej na Wschodnim Wybrzeżu USA, który znajduje swój wyraz w ekstremalnych wzrostach cen energii elektrycznej na rynku w New England, czy w Nowym Jorku[1]), firmy europejskie zabezpieczają się głównie przed ekstremalnymi zmianami temperatury [2]. Derywaty pogodowe powinny być także wykorzystywane do neutralizacji ryzyka na rynku emisji dwutlenku węgla – zmiany pogody mogą w znaczący sposób wpływać na poziom emisji CO2 przez producentów energii elektrycznej i oddziaływać na ceny tego nośnika energii.

[1] Przykładem nagłego wzrostu cen na rynku hurtowym może być sytuacja na wschodnim wybrzeżu USA w latach 1997-1999, kiedy zwiększenie poboru energii elektrycznej (spowodowane letnimi szczytami zapotrzebowania) doprowadziło w niektórych godzinach do wzrostu cen do ponad 5.000 USD/MWh. Wiele przedsiębiorstw elektroenergetycznych utraciło wtedy setki milionów dolarów. Jednym z takich okresów był czerwiec 1998 r. W tym czasie, na północnym wschodzie Stanów Zjednoczonych zanotowano wyjątkowo wysokie temperatury (około 380C). Znaczny wzrost zapotrzebowania na energię wywołany intensywnym wykorzystywaniem klimatyzacji w tym okresie, spowodował skok cen do około 1.000 USD/MWh w stosunku do przeciętnych cen na poziomie 30-60 USD/MWh. Analogiczna sytuacja w tym okresie miała również miejsce na środkowym Zachodzie Stanów Zjednoczonych, z tą różnicą, że wzrostowi zapotrzebowania na energię elektryczną towarzyszyły wyłączenia po stronie wytwórców. Korelacja tych czynników sprawiła, że ceny wzrosły do poziomu 7.000-8.000 USD/MWh. Zob.: P. Lelątko, D. Michalski, B. Krysta: Nagłe zmiany poziomu cen energii elektrycznej na rynkach światowych, w „Rynek Terminowy” 2003, nr 4
[2] Można jednak wskazać przypadki wzrostu cen energii elektrycznej na giełdach EEX, czy APX, które są efektem fali upałów w 2001 r., czy 2002 r.. Także fala upałów w lecie 2003 r. w całej Europie powinna znaleźć odbicie w strategii zarządzania ryzykiem dostawców energii elektrycznej. Zob.: Development of the European Weather Market, materiały z Konferencji WRMA „Weather Derivatives in a Changing European Business Environment”, Londyn 2004.

Nieoczekiwany efekt transformacji energetycznej

Chociaż w transformacji energetycznej na pierwszym miejscu jest zawsze energia, to istotne jest podkreślenie, że transformacja ta to nie tylko zmiana na rynku energii, ale wręcz sposobu funkcjonowania elektroenergetyki – odejście od sztywnej i skostniałej elektroenergetyki koncernowej na rzecz podejścia charakteryzowanego bardziej przez kulturę start-upów[1]: młodych inżynierów, informatyków i przedsiębiorców, których celem jest przebudowa elektroenergetyki w kierunku przyjaznego dla środowiska zaopatrzenia w energię elektryczną. Podejście to zaczyna być przejmowane przez wszystkie podmioty zaangażowane w dostarczanie energii i kształtowanie rynku energii elektrycznej – także dotychczasowe koncerny elektroenergetyczne[2]. Koncerny elektroenergetyczne poniosły wielkie straty na rynku energii elektrycznej, na którym liderami zmian są właśnie nowe, elastyczne podmioty[3]. Zatem można stwierdzić, że transformacja energetyczna wyszła poza ramy, które zostały dla niej zaplanowane zarówno w zakresie kosztów (które niestety w niektórych aspektach zostały przekroczone), jak i wpływu jakościowego na rynek energii i podmioty na nim funkcjonujące. Zmiana modelu biznesowego tradycyjnej elektroenergetyki w kierunku podejścia start-upowego może zatem stać się także elementem znacząco wpływającym na sukces transformacji energetycznej. 

[1] Stanowi to kolejną perspektywę rewolucji w elektroenergetyce, gdyż do tej pory kojarzono ją raczej z pewną formą sztywnej korporacyjności, a nie luzem z kampusu Google’a.
[2] Przykładem jest przejmowanie najlepszych informatyków przez koncerny, które w coraz większym stopniu digitalizują elektroenergetykę i realizują programy inteligentnych domów, czy miast.
[3] Zasadność kosztów związanych z tą zmianą jest kwestionowana - nie tylko koszty subsydiów, ale i koszty niewykorzystanego majątku dotychczasowych elektrowni. Przed kilkoma laty koncepcja transformacji energetycznej wydawała się bezkosztowym sposobem zmiany elektroenergetyki.

Ryzyko klimatyczne i PPA

W Stanach Zjednoczonych PPA są instrumentem wsparcia rozwoju OZE, gdzie umowy PPA zawierają koncerny technologiczne Apple, Google, Microsoft, czy Facebook, dążące do przejścia na energię z OZE. Do firm technologicznych dołączyły nie tylko największe banki JP Morgan Chase, Citigroup, Goldman Sachs czy Bank of America, ale także Departament Obrony USA, sieć handlowa WalMart, czy koncern Dow Chemicals. W Europie wsparcie było zapewniane głownie przez państwa, które gwarantowały stabilność zwrotu z inwestycji. Obecnie umowy quasi PPA zawierane są w ramach systemów aukcyjnych – państwo gwarantuje inwestorowi, który wygrał aukcję, oferując atrakcyjną cenę sprzedaży, stabilność przychodów w długim okresie (np. 15 lat). Jednakże w sytuacji stopniowego wycofywania się państw członkowskich UE z gwarancji wsparcia inwestycji w OZE komercyjne PPA zapewniają perspektywy rozwoju OZE w UE, co staje się także odpowiedzią na zwiększenie świadomości ekologicznej europejskiego społeczeństwa[1]. Przykładem rozwiniętego rynku tych umów jest Holandia, gdzie energię z OZE kupiły już wykorzystując PPA koleje, czy operator lotnisk pasażerskich. Rozwój PPA w Holandii wynika z trendu przemysłu do stawania się coraz bardziej ekologicznym („zielonym”), co zaś jest odpowiedzią na oczekiwanie społeczeństwa holenderskiego. We Francji dobiega końca okres stabilnych cen, wynikających z wysokiego udziału elektrowni atomowych w mikście energetycznym. Zmiana udziału poszczególnych rodzajów źródeł produkcyjnych będzie przynajmniej na początku procesu prowadzić do zmian cen energii elektrycznej na rynku hurtowym. Zabezpieczaniem przed wzrostem zmienności cen energii elektrycznej są PPA, obecnie wykorzystywane przez elektrownie wiatrowe i słoneczne. PPA zawarły już takie przedsiębiorstwa jak Port Lotniczy w Paryżu i SNCF (koleje państwowe), które uznały, że warto zabezpieczyć część swego popytu na energię elektryczną za pomocą tego typu umów[2]. Inną umowę PPA zawarły Akuo Energy (producent OZE) i przedsiębiorstwo internetowe Qwant. Kolejne kraje w Europie otwierają się na PPA z OZE. Do Skandynawii, Wielkiej Brytanii i Holandii dołączają Włochy, Niemcy, czy Polska. Na rynek OZE i PPA wchodzą także przedsiębiorstwa tradingowe, które oferują producentom zarządzanie sprzedażą portfela ich produkcji oraz usługi bilansowania pozycji rynkowej. 

[1] Produkcja bazująca na energii z OZE może stać się w przyszłości warunkiem uwzględnianym w przetargach, czy decydującym o dopuszczeniu inwestycji w danych lokalizacjach. 

[2] Jednakże CEZ as. Największy koncern elektroenergetyczny Czech jest sceptyczny co do obecnego poziomu rozwoju rynku PPA we Francji i Niemczech oraz możliwości zastąpienia subsydiów długoterminowymi umowami PPA jako wsparcia dla rozwoju OZE.

Ryzyko klimatyczne i nowe kierunki inwestowania

Koszty ryzyka klimatycznego, szczególnie okresu przejściowego, mogą zostać ograniczone przez wejście przedsiębiorstw w „zielone” technologie i skorzystanie z innowacji, które są w tym obszarze gospodarki generowane, do wykreowania nowego kierunku generowania zysków (rozwój nowych technologii wspierających przejście do nisko emisyjnej gospodarki) i zmianę modelu biznesowego. 

W ten sposób powstaje nowy kierunek inwestowania kapitału. Inwestorzy analizując ryzyka i szanse związane z udziałem przedsiębiorstw i instytucji finansowych w procesie transformacji gospodarki w kierunku ograniczenia zmian klimatu. Konieczne jest zatem opracowanie strategii inwestowania odpowiadającej na powyższe wyzwania. Zarządzanie tym ryzykiem oraz wykorzystanie nowych szans staje się instrumentem ochrony wyników zarówno przedsiębiorstw, jak i instytucji finansowych. Podobnie, banki centralne i regulatorzy rynków finansowych podjęli działania wspierające transformację gospodarki w kierunku niskiej emisyjności i skutecznego zarządzania ryzykiem klimatycznym.

Ryzyko klimatyczne aktywów produkcyjnych

• W dłuższym okresie kombinacje nieosiągalne mogą stać się osiągalnymi. Dzieje się tak w rezultacie wprowadzania postępu techniczno-organizacyjnego do procesów gospodarowania. Równocześnie zwiększają się zasoby kapitału i siły roboczej. 
• Nowe technologie, wzrost zasobów kapitału rzeczowego i ludzkiego są głównymi czynnikami wzrostu gospodarczego. 
• W wyniku wzrostu następuje przesuwanie się w górę granicy możliwości produkcyjnych. 

W 2019 r. w USA wykorzystanie węgla w elektroenergetyce obniżyło się o ponad 13%, co jest m. in. wynikiem zamykania elektrowni – ok. 18 GW mocy wycofano w elektrowniach węglowych w 2019 r. Jest to efektem zasadniczej zmiany mikstu energetycznego w USA i redukcji konkurencyjności elektrowni węglowych w stosunku do elektrowni opalanych gazem i OZE. Węgiel także jest postrzegany jako najbardziej brudne paliwo, przyczyniające się do zmian klimatu. Stąd wiele stanów ogranicza jego wykorzystanie, stawiając na elektrownie wiatrowe i słoneczne oraz systemy magazynowania energii elektrycznej. Sytuacja ta kreuje zasadnicze ryzyko dla przedsiębiorstw elektroenergetycznych i ich inwestorów. Pojawia się ryzyko powstania kosztów osieroconych w energetyce w wysokości nawet 20 bln. USD w okresie transformacji energetycznej (szacowana na ok. 30 lat). Ale już dziś instytucje finansowe i inwestorzy musza zabezpieczyć się przed tym ryzykiem, gdyż ryzyko finansowe o wartości20 bln. USD może zakłócić funkcjonowanie systemu finansowego. Jednym z instrumentów reakcji na nie jest dodatkowe opodatkowanie emisji gazów cieplarnianych. Jako przykład wpływu OZE na elektroenergetykę można wskazać Australię. W południowej Australii w momencie pełnego nasłonecznienia odnotowuje się ujemne ceny energii elektrycznej, co redukuje marże wszystkich elektrowni, nie tylko opalanych paliwami kopalnymi, chyba że instalacje OZE podpisały kontrakty PPA, które sprawiają, że nie są wyeksponowane na ceny na rynku spot. Podobnie inne elektrownie. Jednak należy cały czas brać pod uwagę, że OZE zazwyczaj charakteryzuje zerowy koszt krańcowy produkcji, czyli od razu są bardziej konkurencyjne niż elektrownie opalane paliwami kopalnymi na rynku hurtowym, co doprowadziło do zamknięcia 10 elektrowni w ostatnich latach w Australii. Sytuacja ta kreuje jednak szansę dla zarządzających systemami magazynowania energii (baterie, elektrownie szczytowo-pompowe itp.), gdyż wysoka zmienność cen pozwala korzystać z opcji, jaką kreuje taka instalacja. Stąd tradycyjna elektroenergetyka inwestuje zarówno w OZE, jak i systemy elastycznie pozwalające zarządzać dostawami energii. Powstaje zatem paradoks, że transformację energetyczną przyśpiesza tradycyjna energetyka. A przykładem tego jest, że w lutym w USA produkcja OZE pierwszy raz w historii była większa niż w elektrowniach węglowych (oczywiście także dzięki zwiększeniu produkcji w elektrowniach gazowych w następstwie redukcji cen gazu na rynku światowym).            

Rozwój OZE bez wsparcia

Podobno OZE rozwija się głównie przez wsparcie - jest to prawda, ale prawdą też jest, że dojrzewanie technologii sprawia, że koszty się obniżają, co już zostało wcześniej wspomniane na tym blogu. Zatem kilka przykładów poniżej.... 

Jako interesujący instrument reakcji na ryzyko postrzegają PPA koncerny elektroenergetyczne. Przykładem jest Vattenfall, który wygrał aukcję na pierwszą w skali globu elektrownię wiatrową bez wsparcia dodatkowymi subsydiami o mocy 700 MW, która powstanie przy wybrzeżu Holandii do 2022 r. Koncern planuje zabezpieczyć się przed zmiennością cen energii elektrycznej wykorzystując właśnie PPA[1]. Ryzykiem dla przedsięwzięcia jest niska płynność rynku PPA w Europie. Tylko ok. 5% inwestycji w OZE jest zabezpieczane w ten sposób przed ryzykiem. Przykładem może być zawarcie PPA pomiędzy Microsoftem i Vattenfallem w Holandii w 2017 r. dotyczącego dziesięcioletnich dostaw energii elektrycznej z farmy wiatrowej Wieringermeer (moc 295 MW) oraz kilka mniejszych PPA zabezpieczających ryzyko rynkowe elektrowni fotowoltaicznych Vattenfalla w Holandii. Podobne kontrakty w Holandii zawarły Eneco i Innogy. Jednakże nie oferowano do tej pory PPA dla morskich elektrowni wiatrowych. Dodatkowo zabezpieczenie ryzyka elektrowni wiatrowej o mocy 700 MW może okazać się problematyczne właśnie z powodu niskiej płynności rynku i poszukiwania kilku podmiotów będących stronami PPA. Stąd sprzedaż energii poprzez PPA zapewne będzie realizowana w transzach dla wielu podmiotów będących klientami przemysłowymi i koncernami informatycznymi. Wyzwaniem zapewne będzie przekonanie potencjalnych klientów PPA, że taka transakcja obniży ich koszty zaopatrzenia w energię elektryczną oraz pomoże osiągnąć ich cele w zakresie ekologii. Vattenfall w 2018 r. zawarł umowę PPA z koncernami farmaceutycznymi Novozymes i Novo Nordisk dotycząc sprzedaży energii elektrycznej z elektrowni wiatrowej Kriegers Flak – PPA dotyczy ok. 20% produkcji elektrowni. W grudniu 2018 r. holenderski Eneco zawarł PPA z deweloperem[2] morskich elektrowni wiatrowych Seastar i Mermaid u wybrzeży Belgii o łącznej mocy 487 MW (wartość inwestycji 1,3 mld euro), które mają rozpocząć produkcję w 2020 r. Eneco będzie kupować cała produkcję obu farm[3]. W Finlandii deweloper WPD Finland inwestuje w trzecią elektrownię wiatrową bez wsparcia subsydiami. Jej moc to 60 MW. Zostanie wybudowana w centralnej Finlandii w Kannus. Finansowanie inwestycji jest zapewnione dzięki zawarciu PPA obejmującej 100% produkcji. Wcześniej PPA wsparły inwestycje deweloperów CPC Finland i Tuuliwatti. Także Google w Finlandii zawarł PPA z trzema elektrowniami wiatrowymi o łącznej mocy 190 MW (deweloperzy Neon, CPC, WPD). Kolejny przykład wykorzystania PPA to długoterminowa umowa sprzedaży energii elektrycznej z elektrowni fotowoltaicznych o mocy 660 MW zawarta przez Cox Energy dla inwestycji w Hiszpanii (495 MW) i Portugalii (165 MW)[4]. Stroną umowy (kupującym energię elektryczną) jest Audax Energia. Umowa PPA jest zabezpieczeniem kredytów finansujących inwestycję. Gwarancja ceny dotyczy 20 lat. Audax Renevobles podpisał ze Statkraftem PPA na okres 10 lat, która zobowiązuje Statkraft do dostawy corocznie 525 GWh. W Hiszpanii na koniec 2017 r. poza wsparciem rządowym rozwijano inwestycje w fotowoltaikę o łącznej mocy 19 GW, dla części których finansowanie zapewniono właśnie dzięki PPA. Przykładem wzrastającego znaczenia dla PPA w finansowaniu rozwoju OZE w Hiszpanii jest zabezpieczenie ryzyka farmy w Caceres o mocy 300 MW, którego stroną jest izraelski fundusz Ellomay Capital. Inne przedsiębiorstwo, które w Hiszpanii planuje finansować za pomocą PPA elektrownie słoneczne, to niemieckie BayWa, które docelowo planuje sfinansować w ten sposób 1 GW mocy zainstalowanej – obecnie PPA zabezpiecza funkcjonowanie elektrowni słonecznej Don Rodrigo o mocy 175 MW, kontrakt z Statkraft. Danske Commodities zawarł w czerwcu 2019 r. dwudziestoletnią umowę PPA z swoją spółką matką Enquiror dotycząca zakupu 30 MW z morskiej elektrowni wiatrowej Hywind Scotland. Koncern Holaluz planuje w Hiszpanii do 2023 r. zawrzeć umowy PPA na 1 GW mocy w elektrowniach słonecznych, gwarantując cenę 35-45 euro/MWh. 

W Wielkiej Brytanii w 2017 r. powstała pierwsza elektrownia słoneczna, która nie korzysta ze wsparcia rządu: Clayhill, która została połączona z magazynem energii. Greenpeace Energy zawarła PPA z niemiecką komunalną elektrownią wiatrową o mocy 16 MW na potrzeby klienta prywatnego. W 2018 r. rozpoczęła się inwestycja w parku biznesowym Westcott Venture Park, która także nie będzie korzystała z rządowego wsparcia, o mocy 15 MW. Należy zatem przyjąć założenie, że w Wielkiej Brytanii koszty produkcji energii elektrycznej w elektrowniach słonecznych są porównywalne z konwencjonalnymi elektrowniami. Energię elektryczną za pomocą PPA będą kupować przedsiębiorstwa działające w parku biznesowym. Innym przykładem PPA jest zakup energii elektrycznej przez koncern energetyczny Orsted[5] z morskiej elektrowni wiatrowej Innogy Trinton Knoll usytuowanej u wybrzeży Wielkiej Brytanii o mocy 860 MW. Umowa PPA została zawarta na 15 lat, a cena sprzedaży określona na aukcji w 2017 r. wyniosła 74,75 GBP/MWh. Wolumen energii kupionej przez Orsted to ok. 3,2 TWh (100% zdolności produkcyjnych elektrowni). Norweski koncern Statkraft przyjął cel zawarcie w Niemczech PPA na moc 4 GW z OZE. Pierwszy krok to umowy PPA z gminnymi elektrowniami wiatrowymi o mocy 46 MW w Dolnej Saksonii, dotyczące dostaw energii elektrycznej do klientów przemysłowych koncernu[6]. Ponieważ po roku 2021, zgodnie z niemieckim prawem, elektrownie te utracą wsparcie, PPA gwarantuje im zyskowność po tym czasie. Szacuje się, że rocznie wsparcie będzie tracić ok. 1.600 elektrowni wiatrowych o mocy zainstalowanych dla lat 2022-2026 2,5 GW. Podobne zabezpieczenie przyszłej rentowności elektrowni wiatrowych o mocy 10,6 MW zastosował w 2018 r. Enercon, zawierając umowę PPA z niemieckim stowarzyszeniem VDKL, które reprezentuje branżę logistyczną i chłodniczą. Pierwszym europejskim producentem samochodów, który zawarł PPA z norweskim Statkraftem na dostawy OZE z sześciu instalacji o mocy 46 MW, które obecnie są własnością gmin w Niemczech, jest Mercedes Benz – w ten sposób Mercedes Benz zapewnia zarówno energię elektryczną dla swoich fabryk w Niemczech, jak i zyskowność elektrowni wiatrowych, co przekłada się na realizację niemieckich celów klimatycznych[7]. We Francji prekursorem zawierania PPA jest belgijski koncern chemiczny Solvey, który planuje sfinalizować umowę w 2019 r. W grudniu 2018 r. na rynku włoskim brytyjskie przedsiębiorstwo inwestycyjne Octopus przedłużył do 2023 r. PPA z EOG Group na dostawę 63 MW z elektrowni słonecznej[8]. EOG Group zakontraktowała ogółem w Octupus 103 MW (z 173 MW posiadanych przez Octupus). Octupus zawarł w tym czasie kontrakt z Shell Energy Europe na pozostałe 70,5 MW energii z elektrowni słonecznych. Octupus zobowiązał się dostarczyć w ramach PPA energię elektryczną oraz gwarancje jej pochodzenia po ustalonej cenie w kontrakcie. W tym czasie także Canadian Solar Inc. zawarł dziesięcioletni PPA na dostawę 17 MW z TrailStone GmbH z elektrowni słonecznej na Sycylii. Kontrakt ten jest najdłuższym PPA w tym czasie zawartym we Włoszech. W Belgii koncern Engie w pobliżu Lommel uruchomił elektrownię słoneczną o mocy ponad 95 MW, szacunkowa roczna produkcja to 85 GWh. Energia elektryczna będzie sprzedawana w części za pomocą dedykowanej linii lokalnemu producentowi cynku (piętnastoletnia umowa PPA), zaś sprzedaż na rynek hurtowy będzie wspierana premią 47,9 euro/MWh przez Region Flamandzki[9]. W lipcu 2019 r. koncern Alpiq i niemiecki fundusz inwestycyjny zawarły w Hiszpanii dwa PPA dotyczące 166 MW mocy w elektrowniach słonecznych. Jest to kolejna PPA z 20 zawartych w Hiszpanii, które dotyczą 3,6 GW mocy zainstalowanych. W 2019 r. EDP Renewables zawarło 2 umowy PPA w Kolumbii na okres 15 lat dotyczące elektrowni wiatrowych o mocy 212 MW i 280 MW, które rozpoczną działalność w 2022 r. 

[1] Vattenfall w 2019 r. wyemitował obligacje o wartości 440 mln funtów, które mają wspierać realizację inwestycji w OZE. 

[2] Konsorcjum, w którym Eneco posiada 12,5% udziałów, Otary 70%, a Engie Electrabel 17,5%. 

[3] Eneco uczestniczy także w projekcie morskiej farmy wiatrowej Norther o mocy 370 MW, która powstanie u wybrzeży Belgii. 

[4] Większość udziałów w tych inwestycjach przejął fundusz inwestycyjny Sonnedix zarządzany przez JP Morgan. Fundusz ten kontroluje ok. 1,4 GW inwestycji w projekty fotowoltaiczne w Europie. 

[5] Wcześniej Dong Energy. Jest to obecnie największy inwestor w morskiej elektroenergetyce wiatrowej na świecie. 

[6] Statkraft wskazał, że od 2021 r. prawo do wsparcia taryfą gwarantowaną straci ok 6 tys. turbin wiatrowych o mocy ok. 4,5 GW, a w kolejnych pięciu latach 14 tys. turbin wiatrowych o mocy ok. 17 GW, czyli ok. 33% mocy zainstalowanych w lądowych elektrowniach wiatrowych w Niemczech. Więcej w: Enercon: koniec taryf gwarantowanych, pora na PPA, www.cire.pl [Dostęp z 09.10.2018 r.] 

[7] Elektrownie objęte PPA utracą wsparcie w latach 2021-20122. 

[8] Elektrownia ta nie ma zapewnionego wsparcia w postaci subsydiów rządowych. 

[9] Władze Regionu Flamandzkiego założyły, że do 2020 r. na każdego mieszkańca będzie przypadać jeden moduł fotowoltaiczny, co oznacza moc zainstalowaną ok. 2 GW w fotowoltaice.

Ryzyko wyboru technologii wytwarzania energii elektrycznej

Rozwój technologii wytwarzania energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii sprawia, że już obecnie przewagę kosztową zyskują niektóre z nich w stosunku do tradycyjnych elektrowni. Cześć z OZE jest w stanie konkurować na rynku energii także bez otrzymywania dodatkowego wsparcia, czy subwencji. Nowe elektrownie fotowoltaiczne, czy siłownie wiatrowe, które są usytuowane w korzystnych lokalizacjach są charakteryzowane przez koszty niższe niż koszt zmienny w elektrowniach opalanych węglem[1]. Koszty w OZE są obniżane również przez poprawę sprawności tych instalacji i redukcję kosztu kapitału. Przykładowo w Niemczech najtańsze koszty wytwarzania (wliczając koszty kapitałowe)[2] dla hipotetycznych inwestycji zrealizowanych w 2018 r. odnotowuje fotowoltaika (37,1 euro/MWh-115,4 euro/MWh), drugą najbardziej opłacalną technologią są lądowe siłownie wiatrowe (39,9 euro/MWh-82,3 euro/MWh). Wysoki koszt samej elektrowni oraz jej eksploatacji sprawia, że morskie siłownie wiatrowe to koszt 74,9 euro/MWh-137,9 euro/MWh. Jednak koszt elektrowni opalanej węglem brunatnym w 2018 r. to 45,9 euro/MWh – 79,8 euro/MWh, zaś koszt energii elektrycznej z elektrowni gazowych to 110,3 euro/MWh-219,4 euro/MWh. Dodatkowo wzrost kosztów emisji dwutlenku węgla do ponad 20 euro/EUA sprawia, że wzrasta przewaga kosztowa OZE nad elektrowniami opalanymi paliwami kopalnymi. Do obniżenia kosztów instalacji fotowoltaicznych i siłowni wiatrowych przyczynia się także rozpowszechnianie magazynowania energii elektrycznej (magazyny, akumulatory), co zwiększa elastyczność dostaw energii elektrycznej z OZE – obniżają się koszty zarówno magazynów energii elektrycznej, jak i instalacji OZE. Powyższe dane wskazują, że najbardziej efektywne farmy wiatrowe i elektrownie słoneczne produkują energię elektryczną już taniej niż najbardziej efektywne elektrownie węglowe, co pozwala prognozować, że w niedalekiej przyszłości OZE będzie mieć średni koszt produkcji niższy niż elektrownie węglowe. Koniecznością w takiej sytuacji staje się inwestowanie na wielką skalę w magazynowanie energii elektrycznej, które staną się alternatywą dla mocy rezerwowych w systemie elektroenergetycznym. 

W Indiach, czy Australii fotowoltaika już jest tańszą technologią produkcji energii elektrycznej niż elektrownie gazowe. 

[1] Potwierdzeniem wzrastającej roli fotowoltaiki w globalnym rozwoju OZE jest zwiększenie dostaw paneli fotowoltaicznych już w roku 2015 do 43,5 GW z 22,7 GW w roku 2011. Katalizatorem tego wzrostu jest radykalne zwiększenie celów dla rozwoju elektrowni słonecznych w Chinach i Indiach, które praktycznie zostały podwojone. Wcześniej głównymi rynkami dla producentów fotowoltaiki były państwa europejskie – Niemcy, Czechy, Włochy i Hiszpania, gdzie trafiało nawet 80% wyprodukowanych paneli fotowoltaicznych, obecnie poniżej 40%. Jednakże zmiana polityki środowiskowej w niektórych państwach Azji oraz wzrost wsparcia dla rozwoju OZE stworzyły możliwości poszukiwania zwiększenia sprzedaży producentom elementów do elektrowni słonecznych na nowe rynki (szczególnie do Indii i Chin). W 2019 r. w Indiach elektrownie słoneczne (moc zainstalowana 38 MW w 2019 r.) po raz pierwszy były już bardziej konkurencyjne niż elektrownie opalane węglem, dzięki radykalnej redukcji kosztów inwestycji (uśredniony koszt energii elektrycznej LCOE, Levelized Cost Of Energy szacowany jest na 38 USD/MWh). Podobny proces obserwowany jest też w innych państwach regionu. W Australii koszty instalacji fotowoltaicznych obniżyły się o 42% w tym czasie – LCOE do 48 USD/MWh. 

[2] Brane są pod uwagę koszty inwestycyjne oraz łączne koszty operacyjne, a następnie zestawia się je z prognozowanym uzyskiem energii z danej instalacji w całym okresie jej funkcjonowania. 

Spojrzenie z innej strony

Polecam jako zaproszenie do refleksji, zastanowienia się, spojrzenia z innej strony na problemy energetyczne.

Are our supposedly 'smart' tools actually enslaving us? Justus Schütze takes us on a journey of how our relationship with energy has evolved, from the pyramids of Egypt to caretaker robots. He argues that humans have become hyper-consumers who need to return to a group-based energy system. Relying on 3 main convivial tools, he believes we can shake off our 'consumer' labels and return to being 'makers' once again.

TEDx Talks <=