Quelle: solarplaza.com
Autor: Christian Schnell, Partner - Energy & Natural Resources, Dentons
1. Einleitung
Polen ist jetzt einer der Top 5 Solar-PV-Investitionsmärkte in Europa. Allein im Jahr 2021 hat das Land rund 3,2 GW an Solar-PV-Anlagen hinzugefügt. Mit einer kumulierten installierten Solar-PV-Kapazität von 7,1 GW Ende 2021 ist Polen heute ein wichtiger europäischer Solarenergiemarkt, in dem viele Investoren Großprojekte entwickeln, die die 100-MW-Projektgröße weit überschreiten. Ein solch plötzliches Wachstum ist jedoch nicht ohne Herausforderungen und seine sozialen und politischen Auswirkungen sind deutlich sichtbar. Der Anschluss neuer PV-Projekte an das nationale Stromnetz ist eine zentrale Herausforderung für Entwickler. Darüber hinaus stehen Großanlagen in direktem Wettbewerb um Land mit dem Agrarsektor, insbesondere da die Preise für landwirtschaftliche Rohstoffe in die Höhe schießen, was zu Gesetzesvorschlägen führt, um die zukünftige Entwicklung in ländlichen Gebieten zu verlangsamen.
Im aktuellen Strommarktumfeld ist Solar-PV sehr wettbewerbsfähig geworden. In Europa werden die hohen Strommarktpreise in erster Linie von den hohen Erdgaspreisen getrieben, die seit der zweiten Hälfte des Jahres 2021 stark gestiegen sind. Dies ist hauptsächlich auf die wirtschaftliche Erholung nach der COVID-19-Krise und in geringerem Maße zurückzuführen Umfang bis hin zur Reduzierung der Gaslieferungen aus Russland. Derzeit sind die Strompreise in Polen relativ niedrig, da Kraftwerkskohle nach wie vor der preisbestimmende Brennstoff ist. Sobald die Gaseinheiten im Wert von 6 GW, die bei Ausschreibungen auf dem polnischen Kapazitätsmarkt vergeben wurden, zwischen 2024 und 2026 ans Netz gehen, werden höchstwahrscheinlich Gaskraftwerke die Preise in Polen bestimmen. Aber auch der generelle Einfluss der Preise für CO2-Emissionsberechtigungen wird weiterhin sehr hoch bleiben. Der Krieg in der Ukraine hat sich noch nicht direkt auf die Strommarktpreise in Europa ausgewirkt, aber wenn Deutschland in den nächsten zwei Jahren vier neue LNG-Terminals in Betrieb nimmt, steigt das Risiko, dass Gazprom den europäischen Erdgasmarkt stärker manipuliert. Industrielle Verbraucher in Polen suchen daher nach einer kohlenstofffreien Stromversorgung, da die Gefahr besteht, dass die hohen Strompreise in diesem Jahrzehnt weiter steigen. Dies treibt den Corporate-PPA-Markt an, während Baseload-PPAs eindeutig gegenüber Pay-as-produced-PPAs bevorzugt werden. Bei hohen Strompreisen haben Baseload-PPAs jedoch ein anderes Risikoprofil.
2. Unterstützungssystem und PPAs
Der plötzliche Anstieg der Solarinstallationen in den letzten Jahren war hauptsächlich auf Polens Anreizprogramm für PV-Aufdachanlagen und seine Net-Metering-Systeme zurückzuführen, die am 1 Farmen, die Ende 2016 implementiert wurden. Abgesehen von diesen Systemen gibt es in Polen auch ein erhebliches Potenzial für die großflächige PV-Entwicklung. Vor allem seit 2019 - in den CfD-Ausschreibungen für große EE-Anlagen - Solar-PV konnte erfolgreich mit Onshore-Windparks konkurrieren. Zu erwähnen ist, dass die Neuentwicklung von Onshore-Windparks im Jahr 2016 aufgrund einer Vorschrift für den erforderlichen Mindestabstand zur nächsten Wohnbebauung von der 10-fachen Spitzenhöhe in der Regel zum Erliegen kam. Folglich wurden Onshore-Windparks bei Ausschreibungen mit Windkraftanlagen eines vor-2016-technischen Marktstandards entwickelt. Im Jahr 2021 kündigte die Regierung an, dass die Abstandsregel „10- h“ gelockert würde, wodurch der Markt wieder für die Entwicklung neuer Onshore-Windparks geöffnet würde. Dennoch wurden entsprechende Gesetzesänderungen noch nicht eingeführt und die ersten ausgereiften Projekte werden frühestens 2024/2025 auf den Markt kommen.
2.1 Contract for Difference (CfD)-Ausschreibungen
In Polen versteigert die Regulierungsbehörde die Energiemenge in Megawattstunden (MWh). Diese Mengen werden in Form von indexierten 15--Jahres-Differenzkontrakten (CfD) versteigert. Abhängig von dem zugeschlagenen Gebotspreis eines Bieters und dem Marktpreis des Basisindex kann dem Bieter monatlich die Differenz ("negativer Saldo") ausgezahlt werden. Wenn der Basisindex alternativ den Geldkurs übersteigt ("positiver Saldo"), wird dies mit einem zukünftigen negativen Saldo ausgeglichen; oder letztendlich muss der Bieter es später am Ende einer dreijährigen Abrechnungsfrist zurückzahlen. Es obliegt der Regierung, auf der Grundlage der Stromgestehungskosten für jede Technologie einen jährlichen Höchstpreis festzulegen, den sogenannten „Referenzpreis“, der von den Bietern nicht überschritten werden darf. Das derzeitige Ausschreibungssystem unterteilt erneuerbare Energieprojekte in zwei Kategorien: (i) Projekte bis einschließlich 1 MW und (ii) Projekte über 1 MW. Neben den Kapazitätskategorien gibt es auch verschiedene Technologiekörbe. Um an der Auktion teilnehmen zu können, muss das Projekt vollständig genehmigt werden und der Bieter muss eine Bietungsgarantie in Höhe von PLN 60,000 pro MWp hinterlegen. Die Bietungsgarantie wird nach Aufnahme in das CfD-Fördersystem zurückgezahlt. Für alle Anlagen über 1,0 MW Leistung ist eine Erzeugungslizenz Voraussetzung für den CfD-Eintrag. Solar-PV-Projekte konkurrieren im selben Korb wie Onshore-Windanlagen. Im aktuellen Strommarktumfeld sind CfD-Ausschreibungen wirtschaftlich unattraktiv geworden, und viele Investoren, denen CfDs zugesprochen wurden, erwägen, nicht in das CfD-Unterstützungssystem einzutreten und auf ihre Bietungsgarantie zu verzichten.
2.2 PPAs
Der polnische PPA-Markt boomt derzeit, aber die Erfahrungen der Marktteilnehmer mit PPAs sind noch lückenhaft. Internationale (und bankfähige) Händler dominieren vorerst den Markt, aber bei Industrieunternehmen und Unternehmen ist die Anzahl der Transaktionen seit 2021 stark gestiegen. Es besteht eine Nachfrage sowohl nach physischen als auch nach virtuellen/finanziellen PPAs. Die Akteure sind jedoch oft unerfahren darin, Risiken richtig zwischen Pay-as-produced/forecasted-PPAs und Baseload-PPAs aufzuteilen.
3. Projektentwicklung
Nachfolgend finden Sie einen allgemeinen Überblick über den Entwicklungs- und Inbetriebnahmeprozess für große Solar-PV-Anlagen.
3.1. Land sichern
Bauland kann durch (i) einen Pachtvertrag, (ii) einen Nießbrauch, (iii) einen Pachtvertrag oder (iv) einen Grundstückskauf gesichert werden. Jeder Titel unterliegt bestimmten rechtlichen Beschränkungen und sollte individuell auf Angemessenheit unter den jeweiligen Umständen geprüft werden. Je nach Grundstückstitel ergeben sich unterschiedliche rechtliche Risiken, wenn der Grundstückseigentümer für insolvent erklärt wird oder ein Zwangsvollstreckungsverfahren aufgrund von auf dem Grundstück errichteten Grundpfandrechten eingeleitet wird. Eine weitere wichtige Einschränkung ist die maximale Laufzeit von 30- Jahren für einen befristeten Landpachtvertrag. Der häufigste Rechtstitel zur Sicherung von Grundstücken ist jedoch der Pachtvertrag.
3.2 Planungsvorschriften
Solar-PV kann auf der Grundlage einer Flächennutzungsfestlegung einschließlich Schutzzonen in der Studie („Studie“) und dem lokalen Masterplan („Plan“) oder alternativ durch eine Standortgenehmigung („WZ“) in Gebieten entwickelt werden, die dies nicht sind von einem Plan erfasst sind, einschließlich landwirtschaftlicher Flächen der Bodenklassen IV bis VI. Derzeit wird diskutiert, ob die Bodenklasse IV – die etwa 40 Prozent der landwirtschaftlichen Flächen ausmacht – von der Entwicklung von Solar-PV ausgeschlossen werden soll.
3.3 Umweltentscheidung
Die Entwicklung einer großen Solar-PV-Anlage erfordert häufig eine Umweltverträglichkeitsprüfung, bevor eine Entscheidung über die Umweltbedingungen („ED“) erwirkt werden kann. Auf der Grundlage der unterstützenden Stellungnahmen der Umwelt-, Sanitär- und Wasserbehörden kann der Gemeindevorsteher einen Beschluss erlassen, der besagt, dass eine Umweltverträglichkeitsprüfung erforderlich ist, und in diesem Fall ist der Investor verpflichtet, den Bericht über die Umweltverträglichkeitsprüfung zu erstellen im behördlich vorgeschriebenen Umfang. Alternativ kann die Gemeinde erklären, dass eine Umweltverträglichkeitsprüfung nicht erforderlich ist, und andere Lösungen zur Begrenzung der Umweltauswirkungen festlegen. Die Verfahren zur Umweltverträglichkeitsprüfung sind komplex und erfordern die Beteiligung der Öffentlichkeit und Konsultationen mit anderen Umweltbehörden. Eine Reihe interessierter Parteien kann den ED anfechten, einschließlich lokaler Gemeinschaften und NGOs. Auf der Grundlage des ED wird eine Baugenehmigung innerhalb von 6 Jahren oder - im Falle eines Phasenprojekts - innerhalb von 10 Jahren erteilt. Wird der WZ-Beschlussweg für die Baugenehmigung gewählt, ist ein ED Voraussetzung für die Erlangung des WZ-Beschlusses.
3.4 Bau- und Nutzungsgenehmigung
Nach den polnischen Bauvorschriften ist für den Bau und die Inbetriebnahme großer Solar-PV-Anlagen eine Baugenehmigung und nach Abschluss der Bauarbeiten eine Nutzungsgenehmigung erforderlich. Eine Baugenehmigung wird für ein Bauvorhaben als Ganzes erteilt, es können aber auch mehrere Genehmigungen für Teilprojekte und Netz- und Nebeninfrastrukturen erteilt werden. Die Baugenehmigung kann die Phasen der Bebauung vorsehen. Als Teil des Baugenehmigungsverfahrens muss der Antragsteller eine detaillierte Entwurfsdokumentation einreichen, die von einem qualifizierten Architekten oder Bauingenieur erstellt wurde. Eine Baugenehmigung ist 3 Jahre gültig und kann durch Baubeginn und entsprechenden Eintrag im Bautagebuch verlängert werden.
3.5 Netzanschluss
Um das Recht auf Zugang zum öffentlichen Stromnetz zu erhalten, muss die Solar-PV-Anlage (i) Netzanschlussbedingungen („GCC“) einholen, die von einem Verteilernetzbetreiber („DSO“) oder dem Übertragungsnetzbetreiber ausgestellt werden („ÜNB“) und den technischen Netzanschlusspunkt festzulegen und anschließend innerhalb von 2 Jahren (ii) einen Netzanschlussvertrag („GCA“) abzuschließen, der den Zeitplan für die Netzanschlussarbeiten und die Elektrifizierung festlegt. Für GCC ist eine Vorauszahlung von 30,000 PLN pro MW angeschlossener Kapazität erforderlich. Anschlussleistung und installierte Leistung können abweichen, dies erfordert jedoch individuelle Absprachen mit dem Netzbetreiber.
3.6 Inbetriebnahmeprozess
Sobald die Bauarbeiten abgeschlossen und im Baubuch dokumentiert sind, kann die Inbetriebnahme einer EE-Anlage beim Netzbetreiber ("EON") beantragt werden. Innerhalb von 2-4 Wochen nach Antragstellung wird der örtliche VNB (oder ÜNB) die Errichtung der Anlage einer Sichtprüfung unterziehen und das Einschaltverfahren für die Einspeisung der ersten kWh in das öffentliche Netz ("ION") einleiten. Vor dem Export der ersten von der RES-Anlage erzeugten kWh und der Elektrifizierung der Anlage muss die Projektgesellschaft einen Verteilungsdienstleistungsvertrag mit dem VNB oder einen Übertragungsdienstleistungsvertrag mit dem ÜNB ("DSA" oder "TSA") abschließen. ; Außerdem muss er einen „Stromabnahmevertrag während der Testphase“ („Test-PPA“) für die Zeit bis zum Erhalt einer Stromerzeugungslizenz unterzeichnen und den Balancing Responsible Party („BRP“) ernennen. Sowohl der Test-PPA als auch der BRP werden normalerweise mit dem lokalen Lieferanten der letzten Instanz unterzeichnet, der eine Konzerngesellschaft des lokalen VNB ist. Formal ist die RES-Anlage nicht berechtigt, Energie zu verkaufen, bevor sie eine Erzeugungslizenz erhält. Daher verkauft der Test-PPA-Abnehmer in der Praxis die Energie in der Regel am technischen Ausgleichsmarkt und die Projektgesellschaft stellt die verkaufte Energie nach Erhalt der Erzeugungslizenz dem lokalen Energieversorger in Rechnung. Anschließend, innerhalb von 2 bis 4 Wochen nach Unterzeichnung des Vertriebsdienstleistungsvertrags und des Test-PPA, tritt ION auf. Basierend auf ION wird eine endgültige Nutzungsgenehmigung eingeholt, die Voraussetzung für die Erlangung einer Energieerzeugungsgenehmigung durch das Energieregulierungsamt URE ist. Dies dauert in der Regel etwa 2 Monate. Der zuvor abgeschlossene Stromabnahmevertrag der Projektgesellschaft mit einem Handelsunternehmen (sowie ein Handelsbilanzierungsvertrag) tritt nach Erhalt der Energieerzeugungslizenz in Kraft. Auch nach Erteilung der Energieerzeugungslizenz und innerhalb der bei der Auktion festgelegten Frist kann die Projektgesellschaft, die die RES-Anlage betreibt, bei Zarzadca Rozliczen SA und URE den ersten monatlichen Ausgleich des negativen oder positiven Saldos beantragen (Contract for Difference).
Fazit
Da der polnische Markt in eine reifere Phase eintritt, gibt es eine zunehmende Verlagerung vom CfD-Programm hin zu einem PPA-Entwicklungsmodell, das eine schnellere Pipeline-Entwicklung und den Verkauf von Strom direkt an hoch bewertete Unternehmensabnehmer ermöglicht. Da Grundlast-PPAs jedoch immer beliebter werden, sind EE-Produzenten angesichts der für die kommenden Jahre prognostizierten äußerst unsicheren und schwankenden Energiepreise auch einem Preisvolatilitätsrisiko ausgesetzt. Trotz der Herausforderungen im Zusammenhang mit Netzanschlussengpässen und rechtlicher Unsicherheit bei der Nutzung von Grundstücken für PV-Projekte ist der polnische PV-Markt ein äußerst interessantes Segment für internationale Akteure.
