Aukcje OZE – jak działają i kto może z nich skorzystać?

Reguły gry: jak wygrać kontrakt różnicowy

Mechanizm aukcyjny opiera się na zasadzie konkurencji, gdzie podmioty zamierzające wytwarzać energię elektryczną w nowej instalacji odnawialnego źródła energii składają oferty cenowe do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE). Zgodnie z harmonogramem, najbliższe aukcje odbędą się w dniach 1-9 lipca 2025 roku. Podstawą prawną określającą parametry tych postępowań jest rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie ceny referencyjnej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii (Dz.U. z 9 listopada 2023 r., poz. 2085). Kluczowym warunkiem uczestnictwa jest złożenie oferty, której wartość nie przekracza ogłoszonej dla danego koszyka ceny referencyjnej.

Proces wyłaniania zwycięzców jest precyzyjny: aukcję wygrywają uczestnicy, którzy zaoferowali najniższą cenę sprzedaży energii i których oferty łącznie nie przekroczyły 100 proc. wartości lub ilości energii określonej w ogłoszeniu o aukcji i 80 proc. ilości energii elektrycznej objętej wszystkimi złożonymi ofertami. Przed przystąpieniem do sesji aukcyjnej, inwestor jest zobowiązany do wniesienia zabezpieczenia aukcyjnego w wysokości 60 zł za każdy planowany kilowat (kW) mocy zainstalowanej. Inwestorzy powinni zweryfikować, czy ich jednostka wytwórcza mieści się w przewidzianych limitach mocy, ponieważ minimalna moc farmy fotowoltaicznej kwalifikującej się do tego typu wsparcia wynosi zazwyczaj 500 kWp.

Po ogłoszeniu wyników przez Prezesa URE, zwycięskie podmioty obejmowane są 15-letnim okresem wsparcia w formie kontraktu różnicowego (Contract for Difference). Na podstawie art. 70 ustawy o odnawialnych źródłach energii, jeżeli cena rynkowa energii elektrycznej na Towarowej Giełdzie Energii jest niższa niż cena zadeklarowana w aukcji, inwestorowi przysługuje prawo do wyrównania różnicy, którą wypłaca Zarządca Rozliczeń S.A. Statystyki pokazują, że w 2025 roku wsparcie uzyskało 126 instalacji fotowoltaicznych, podczas gdy w sektorze wiatrowym odnotowano jedynie 3 nowe instalacje lądowe. System ten zapewnia gwarancję stałego przychodu, co jest kluczowe dla instytucji finansujących, mimo że opłata OZE doliczana do rachunków odbiorców końcowych wynosi obecnie 3,50 zł/MWh, generując roczny koszt dla gospodarstwa domowego na poziomie 5-7 zł.

Net-Zero Industry Act: nowe kryteria już w grudniu 2025

Unijna polityka energetyczna przechodzi fundamentalną transformację wraz z wdrożeniem rozporządzenia Net-Zero Industry Act (NZIA), co bezpośrednio wpłynie na krajowy system aukcyjny. Zgodnie z komunikatem Komisji Europejskiej, od 30 grudnia 2025 r. państwa członkowskie będą zobowiązane do uwzględniania kryteriów pozacenowych w co najmniej 30% wolumenu aukcji lub dla 6 GW mocy rocznie na każdy kraj. Nowe przepisy mają na celu wzmocnienie europejskiego łańcucha dostaw technologii zeroemisyjnych, takich jak panele fotowoltaiczne, bateryjne magazyny energii oraz pompy ciepła, poprzez faworyzowanie projektów o wysokim stopniu lokalnego wkładu przemysłowego.

Wprowadzenie kryteriów odporności i zrównoważonego rozwoju oznacza, że sama cena nie będzie już jedynym czynnikiem decydującym o wygranej. Inwestorzy muszą liczyć się z faktem, że projekty opierające się wyłącznie na komponentach importowanych z krajów trzecich mogą zostać wykluczone z części puli aukcyjnej. Jak podkreśla Komisja Europejska: „Odpowiednio zaprojektowane aukcje wspierające rozwój odnawialnych źródeł energii są kluczowym krokiem, który zwiększa szanse europejskich producentów na konkurencję na rynku UE oraz pomaga osiągnąć nasze cele dotyczące odporności i dekarbonizacji”. W związku z tym, zaleca się zamawianie modułów PV z europejskich linii produkcyjnych już na etapie planowania inwestycji.

Nowe ramy prawne zmuszają inwestorów do rewizji strategii zakupowych. Relacja na linii inwestor-dostawca staje się bardziej złożona, a niedostosowanie się do wymogów Net-Zero Industry Act może sprawić, że inwestor traci czas i szansę na zabezpieczenie wsparcia w najbardziej atrakcyjnych koszykach. Polska, planując zakontraktowanie 9 GW fotowoltaiki w cyklu aukcyjnym 2022-2027, musi zintegrować te wytyczne z krajowymi procedurami rozliczania energii, aby uniknąć ryzyka utraty części funduszy przeznaczonych na transformację energetyczną.

Farmy fotowoltaiczne: czy 1 MWp jeszcze się opłaca?

Rentowność farmy fotowoltaicznej o mocy 1 MWp zależy od korelacji między nakładami inwestycyjnymi (CAPEX) a gwarantowaną ceną odkupu energii. Obecnie koszt budowy farmy o mocy 1 MWp wynosi około 2,5 mln zł netto, co obejmuje zakup modułów, inwerterów, konstrukcję wsporczą oraz koszt przyłącza do sieci elektroenergetycznej. Przy założeniu, że roczna produkcja energii z 1 MWp mieści się w przedziale 1000-1150 MWh, a cena aukcyjna wynosi 378 zł/MWh, przewidywany przychód roczny kształtuje się na poziomie od 378 tys. zł do 425 tys. zł. Eksperci z voltaicsystem.pl szacują, że wewnętrzna stopa zwrotu (IRR) dla takich projektów wynosi obecnie 12-14 %.

Należy jednak uwzględnić istotne ryzyka operacyjne, z których największym jest brak automatycznej waloryzacji cen referencyjnych o wskaźnik inflacji w samym rozporządzeniu cenowym, choć zakontraktowana cena w systemie aukcyjnym jest co roku indeksowana o średnioroczną inflację zgodnie z ustawą OZE. Wpływa to na stabilność przepływów pieniężnych w długim terminie. Jednocześnie presja na obniżanie cen rynkowych energii rośnie – koszt funkcjonowania systemu dla przemysłu energochłonnego może sięgać 700 tys. zł rocznie, co wymusza na wytwórcach poszukiwanie optymalizacji kosztowej. Inwestorzy powinni zabezpieczyć się poprzez długoterminowy kontrakt na dzierżawę gruntu, najlepiej o niskiej klasie bonitacyjnej gleby (IV-VI), zawierający precyzyjne klauzule waloryzacyjne dla czynszu.

Wybór lokalizacji charakteryzującej się wysokim nasłonecznieniem oraz bliskością infrastruktury energetycznej jest krytyczny dla minimalizacji kosztów przyłączenia. Firmy posiadające instalacje o mocy większej niż 50 kW muszą uzyskać koncesję na sprzedaż prądu wydawaną przez Prezesa URE. Warto zaznaczyć, że rola farm PV w energetyce będzie rosła – szybciej, niż się wydaje – a system aukcyjny pozostaje najpopularniejszym modelem wsparcia, gwarantującym stały przychód przez 15 lat, co znacząco ułatwia pozyskanie finansowania dłużnego w bankach komercyjnych.

Biogaz, wodór, geotermia – drogie technologie bez tłumu

Stabilne technologie OZE, takie jak biogazownie rolnicze czy małe elektrownie wodne, napotykają na bariery ekonomiczne, które sprawiają, że sesje aukcyjne często kończą się niewykorzystaniem dostępnego wolumenu. Przykładowo, dla biogazu rolniczego o mocy ≤500 kW cena referencyjna została ustalona na poziomie 837 zł/MWh, podczas gdy nakłady inwestycyjne CAPEX oscylują w granicach 6-7 mln zł za 1 MW mocy zainstalowanej. Wyniki aukcji z 2025 roku potwierdzają ten impas: dla technologii biogazowych zakontraktowano 0 MW energii, a w przypadku hydroelektrowni, mimo planu na 180 MW, nie wyłoniono żadnych zwycięzców. Jak wskazuje Urząd Regulacji Energetyki: „Ceny referencyjne nie pokrywają rosnących kosztów budowy i eksploatacji tych specyficznych jednostek”.

Aby przełamać tę stagnację, niezbędna jest korekta parametrów wsparcia. Proponowanym rozwiązaniem jest podniesienie cen referencyjnych o minimum 15 % lub szersze wprowadzenie bonusów za wysokosprawną kogenerację. W obecnym stanie prawnym, biogaz rolniczy spalany w skojarzeniu może liczyć na cenę rzędu 983 zł/MWh. Na podstawie art. 43 ustawy o odnawialnych źródłach energii, Minister Klimatu i Środowiska posiada uprawnienia do korygowania tych wartości co 12 miesięcy, co daje nadzieję na dostosowanie systemu do realiów rynkowych w kolejnych okresach rozliczeniowych. Inwestorzy są zachęcani do składania merytorycznych uwag do Ministerstwa Klimatu i Środowiska, zwłaszcza w okresach konsultacji społecznych projektów rozporządzeń.

Pomimo trudności, technologie te pozostają kluczowe dla stabilizacji krajowego systemu elektroenergetycznego ze względu na swoją dyspozycyjność. W ciągu najbliższych 15 lat państwo planuje przeznaczyć około 16 mld zł na wsparcie rozwoju energetyki odnawialnej, co obejmuje również innowacyjne projekty wodorowe i geotermalne. Skuteczna realizacja tych zamierzeń wymaga jednak precyzyjnego dopasowania mechanizmów CfD do profilu kosztowego poszczególnych źródeł OZE.