modele wsparcia OZE na wybranych rynkach

1. R
yzyko inwestycji jest podstawo-
wym parametrem do zbadania
dla inwestora, który musi zdecydo-
wać, czy chce zainwestować własny kapitał
i czy warunki finansowania z banku będą
dla niego korzystne.
Podstawowe elementy ryzyka to m.in.:
ryzyko lokalnego rynku energii – regula-
cje, prognoza ścieżki cen, ograniczenia w za-
wieranych umowach zakupu energii i bilan-
sowania, konkurencja, procedury prze-
targów i subsydia dla węgla oraz polityka
długoterminowa państwa,
ryzyko uzyskania prawomocnego pozwo-
lenia – protesty i odwołania, procedura oraz
harmonogram uzyskania decyzji środowi-
skowej czy zmiany planu zagospodarowania,
prawo do gruntu, zmiany w prawie, wyroki
sądów w sprawie odwołań, prekwalifikacje,
ryzyko poparcia społecznego dla inwesty-
cji – brak świadomości i wiedzy, protesty,
ruchy polityczne,
ryzyko przyłączenia i sieciowe – zmiany
w instrukcji ruchu sieci, słabo utrzymana
infrastruktura, nieznany zakres i harmono-
gram modernizacji, wypowiadanie umów
przyłączeniowych, wyłączenia,
•
•
•
•
ryzyko odbioru i płatności za energię elek-
tryczną,
ryzyko polityczne i finansowe – w tym
zmiana waluty i podatków oraz ryzyko
makroekonomiczne – zmiana inflacji, odse-
tek i ratingu,
Ceny oferowane na lokalnych rynkach,
na których funkcjonują aukcje na energię
elektryczną z OZE, odzwierciedlają warunki
i kryteria udziału w przetargu oraz ryzyko
inwestycji.
RPA
W 2012 roku ponad 90% energii wytwa-
rzano z paliw stałych, a OZE stanowi-
ło ok. 2%.
W ramach 4 aukcji (REIPPP) alokowano
ok. 5443 MW mocy do wybudowania głów-
nie w energetyce wiatrowej i słonecznej.
Program umożliwił rządowi zaoszczędze-
nie na inwestycjach ponad 60 mln dol.
oraz zapobieżenie emisji ponad 2 mln ton
CO2
, dzięki produkcji energii w nowych
elektrowniach wiatrowych o mocy 600 MW
i fotowoltaicznych o mocy 1000 MW
w 2014 r. Pozwoliło to również inwesto-
•
•
PRAWO
Przykłady
modeli wsparcia OZE
wybranych rynków
Model wsparcia jest przygotowywany przez rząd,
który stawia sobie za cel wybudowanie nowych mocy w OZE
przy wysokim udziale konkurencji oraz zapewnieniu
atrakcyjnych i realnych ceny energii.
rom podjąć strategiczne decyzje dotyczące
produkcji turbin i zabezpieczyło dostawę
ponad 50% wartości CAPEX na miejscu.
Na początku program REFIT (2009-
-2011) nie funkcjonował. Mechanizm zakła-
dał podpisywanie umów zakupu energii
przez lokalnego operatora ESKOM, który
nie był tym zainteresowany. W tym okresie
nie powstał żaden projekt.
Procedura przetargowa jest przygotowy-
wana przez zewnętrznych konsultantów
z rygorystycznymi kryteriami oceny bada-
nymi i czteroetapowo. Kryteria, takie
jak udział w kreowaniu lokalnego rynku
produkcji urządzeń i wykonawstwa, zabez-
pieczenia finansowe czy jakość pozwoleń
umożliwiających zrealizowanie inwestycji
we wskazanym czasie wyeliminowały ma-
łych graczy i pozostawiły rynek OZE dużym
firmom (ENEL, Acciona czy Gestami).
Na przygotowanie procedur i organizację
pierwszej modelowej aukcji rząd przezna-
czył ponad 10 mln dol.
Podczas trzech aukcji (REIPP 1-3
) udało
się zwiększyć udział konkurencji i tym sa-
mym uzyskać finalnie niższe ceny energii
przy szacowanym spadku IRR projektu
z 20% do ponad 10% w ciągu kilku lat.
Ceny energii dla farmy wiatrowej i PV były
odpowiednio o 17% i 40% niższe i ceny
referencyjnej (REIPP 2). Zwycięskie firmy
bazowały raczej na kredytach korporacyj-
nych.
Oto najważniejsze przyczyny powodzenia
aukcji REIPP:
bardzo dobrze opracowane procedury
i kryteria przetargu przez zewnętrznych,
doświadczonych konsultantów,
elastyczność podczas drugiego przetargu
REIPP2 dot. zmiany przyznanej mocy i cen
referencyjnych,
przyciągnięcie znaczącej konkurencji,
sztywne wymogi udziału produkcji lokal-
nej, zwiększenie zatrudnienia,
stworzenia dogodnych warunków dla lo-
kalnego rynku kapitałowego,
program motywacyjny dla deweloperów,
1% przychodów z REIPP jest opodatkowa-
nych i przeznaczanych na finansowanie ko-
lejnych programów,
długoterminowa polityka energetyczna
państwa.
Były też słabe punkty przeprowadzonej
aukcji, takie jak:
skomplikowana i rozbudowana procedu-
ra aukcji wyeliminowała małych graczy,
wysokie koszty przygotowania oferty,
długi okres przygotowania do aukcji,
częste zmiany instrukcji ruchu, słaby do-
stęp do sieci, opóźnienia w budowie skutkują
wyższymi kosztami przyłączenia,
wszystkie projekty otrzymały finansowa-
nie, lecz nie wszystkie zrealizowane w uzgod-
nionym czasie.
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
CZYSTA ENERGIA 11/2015 • strona 16
Wyszczególnienie REFIT 2009 r.
ZAR/MWh
REFIT 2011 r.
ZAR/MWh
Spadek [%]
Wiatr 1250 938 -24.9
Fotowoltaika (>1 MW) 3940 2311 -41.3
Gaz wysypiskowy 900 539 -40.1
Mała energetyka wodna 940 671 -28.6
Technologia CSP skoncentrowana moc PV
z magazynowaniem
2100 1836 -12.6
CSP bez magazynowania 3140 1938 -38.8
CSP z wieżą magazynowanie 2310 1399 -39.4
Biomasa 1180 106 -10.1
Biogaz 960 837 -12.9
Tab. 1. Zmiany w cenach na aukcji w latach 2009-2011 wg rodzajów energii
Źródło: REIPPP - A New Dawn forSouth African Renewables - Kai Simon Eikli Yuen

2. technologiePRAWO
CZYSTA ENERGIA 11/2015 • strona 17
Na rysunku 1 przedstawiono ceny na au-
kcji w RPA dla nowych mocy w energetyce
wiatrowej i fotowoltaice.
Brazylia
W 2010 roku ponad 80% energii wytwa-
rzano w elektrowniach wodnych, a OZE
stanowiło ok. 5% całego rynku, głównie
za sprawą biomasy. Do 2014 roku zainstalo-
wano ponad 5000 MW w elektrowniach
wiatrowych.
W ramach aukcji przeprowadzonych
w latach 2009-2014 zakontraktowano ponad
28 GW, w tym 14 GW w energetyce wiatro-
wej przy średnim rocznym udziale energii
wiatrowej w wygranych aukcjach na pozio-
mie 2 GW. Do 2017 roku w Brazylii zostanie
zainstalowanych ponad 8000 MW w energe-
tyce wiatrowej.
W 2013 roku (A-5) jedna z firm zdobyła
cztery kontrakty na 116 MW przy średniej
cenie z całej aukcji na poziomie 51 euro/
MWh. Na rysunku 2 pokazano ceny i za-
kontraktowane moce.
Najważniejsze czynniki wpływające na po-
wodzenie aukcji:
rozwój technologii i budowa elektrowni
wiatrowych dopasowane do zasobów wiatru,
pozwalających na zwiększenie produktyw-
ności,
globalny kryzys ekonomiczny przyciąg-
nął konkurencje i uatrakcyjnił ceny na au-
kcjach,
zagwarantowana umowa zakupu energii
na 20 lat
zastosowano sankcje za niedostarczenie
zakontraktowanej energii, zatem udział
w aukcji wzięli tylko poważni gracze,
wietrzność (produktywność roczna wyno-
siła ponad 45%),
•
•
•
•
•
finansowanie lokalne BNDES i zachęty
podatkowe,
zwiększenie produkcji lokalnej elementów
turbin i zatrudnienia.
Słabymi punktami aukcji były:
wysoka bariera wejścia na rynek lokalny –
wyeliminowała pośredników i małych graczy,
zmiany w regulaminie przetargu,
wymogi dla P-90,
stan sieci i modernizacja,
zmiany w udziale lokalnym CAPEX jako
wymóg do uzyskania finansowania.
Na rysunku 3 zobrazowano zmianę z tary-
fy feed-in na system aukcyjny w Brazylii
i RPA (moce w MW i ceny w dol.).
Włochy
W 2014 roku we Włoszech zainstalowa-
nych byłó ponad 8 600 MW w energetyce
wiatrowej, a w ramach aukcji zakontrakto-
wano jedynie 107 MW.
W dwóch pierwszych aukcjach w 2012-
-2013 r. zakontraktowano ponad 900 MW
i projekty te nie zostały jeszcze zrealizowane.
W 2014 roku oferowano ceny o 25% niższe
od ceny referencyjnej na poziomie 88 euro/
MWh.
Nowy model wsparcia nie funkcjonował
dobrze przy niskim zakontraktowanym
rocznym wolumenie mocy na aukcjach.
Za niski był minimalny poziom mocy pro-
jektu, wynoszący 5 MW dla farm wiatro-
wych.
W 2014 roku w aukcji wzięło udział pro-
jektów wiatrowe obejmujące 1260 MW,
z czego zakontraktowano 356 MW przy ce-
nach o 26% niższych od ceny referencyjnej,
która wynosiła 110 euro/MW – najwyższa
możliwa 106 euro/MWh (cap), najniższa
możliwa 77 euro/MWh (floor).
•
•
•
•
•
•
•
Na rysunku 4 przedstawiono ceny refe-
rencyjne dla wybranych instalacji.
W latach 2010-2012 operator TERNA
wprowadził ograniczenia w wyprowadza-
niu mocy dla wybranych farm z poziomu
odpowiednio 5% do 1%. Regulator AEEG
poprosił o ocenę skutków i umożliwił uzys-
kanie odpowiedniego odszkodowania dla
wytwórców.
Zmiana systemu
wsparcia zielonych
certyfikatów
Podobnie jak w Polsce, system wsparcia
zielonych certyfikatów wygasa we Włoszech
z końcem 2015 r. Zielone certyfikaty uzyski-
wali wskazani właściciele instalacji OZE, któ-
re powstały w okresie miedzy 1999 a 2007 r.,
Rys. 1. Uzyskane ceny na aukcji dla nowych mocy (energia
wiatru i fotowoltaiki) (Źródło: SA Department of Energy and
Minerals 2013, Pegels 2012) Rys. 2. Ceny i zakontraktowane na aukcjach moce (Źrodło: ABEEólica/ccee)
Rys. 3. Zmiana z taryfy feed-in na system aukcyjny
w Brazylii i RPA (moce w MW i ceny w dol.) (Źródło: Mourer
2011, Pegels 2012, Barroso 2012, Bloomberg 2013)

3. PRAWO
CZYSTA ENERGIA 11/2015 • strona 18
oraz zmodernizowane po 2008 r. Ostatnie
zielone certyfikaty uzyskiwały źródła, które
rozpoczęły produkcję przed kwietniem
2013 r. Po 2016 roku rynek zielonych certy-
fikatów zostanie zamknięty i zastąpiony tary-
fą feed-in (Incentive). Wszystkie źródła, któ-
re uzyskały koncesje przed 11 lipca 2012 r.
i rozpoczęły produkcję przed 30 kwietnia
2013 r., przejdą na taryfę feed-in wg wzoru:
Incentive = k x (180-Re) x 0,78
k – wynosi 1 dla źródła, które rozpoczęło
produkcje przed 31.12.2007 r. Dla źródeł,
które rozpoczęły prace po tym terminie,
ustalono wielkości współczynnika wg rozpo-
rządzenia z 2007 roku,
Re – cena energii elektrycznej ustalona przez
regulatora AEEG.
Zakłada się, że cena uzyskana z taryfy
feed-in będzie zmieniać się wraz z ceną po-
daną przez AEEG. Wytwórcy nie będą
już uzależnieni od rynku zielonych certyfi-
katów, a płatności dokona giełda energii
GSE. Tak samo jak w metodzie wsparcia zie-
lonych certyfikatów, wytwórca sprzeda ener-
gię na giełdzie lub zawrze kontrakty bilate-
ralne.
Najważniejsze przyczyny powodzenia au-
kcji to:
rozwój technologii i budowa małych źró-
deł na lokalnym rynku,
rosnąca konkurencja przy okazji kolej-
nych aukcji.
Natomiast słabe punkty to:
wymogi dotyczące pozwoleń i kaucje,
jakość gwarancji i poręczeń finanso-
wych,
kary za opóźnienie w budowie,
eliminacja projektów, które nie odpowia-
dają warunkom przetargu,
brak elastyczności w dostosowaniu kry-
•
•
•
•
•
•
•
teriów przetargu do popytu wg technolo-
gii.
Rysunek 5 ukazuje moc zakontraktowaną
w 2012 i 2013 r. w energetyce wiatrowej
(465 MW i 442 MW) z podziałem na farmy
w eksploatacji, w budowie i nierozpoczęte
budowy.
Wielka Brytania
Angielski DECC przeprowadził aukcje
na kontrakty różnicowe CfD o wartości
315 milionów funtów, wybierając 27 projek-
tów OZE o mocy 2,1 GW.
Wcześniejszy przetarg na moce z PV oka-
zał się niewypałem, gdyż zakontraktowane
projekty za 50 funtów/MWh nigdy nie zosta-
ną zrealizowane. Ceny referencyjne (strike
price) w aukcji CfD były niższe niż oczeki-
wano.
Rys. 4. Ceny referencyjne dla wybranych instalacji (Źródło IRENA Workshop: Renewable Energy Auctions Design and Best Practice)
Rys. 5. Moc zakontraktowana energii wiatrowej w 2012 r. – 465 MW i w 2013 r. – 442 MW z podziałem
na farmy będące w eksploatacji, budowie i nierozpoczęte budowy ( %) (Żródło: ANEW) Rys. 6. Podział na projekty z aukcji CfD

4. technologiePRAWO
CZYSTA ENERGIA 11/2015 • strona 19
Na rysunku nr 6 przedstawiono podział
na projekty z aukcji CfD – z 27 projektów
OZE 15 to farmy lądowe, onshore kolor zie-
lony i w offshore kolor niebieski, pozostałe
to: 5 farm PV – żółty oraz 5 spalarni i gazyfi-
kacji – czarny i popielaty.
W tabeli 2 przedstawiono wyniki aukcji
CfD z podziałem na technologie, moc i cenę
od chwili rozpoczęcia produkcji w danym
roku (dane opublikowane przez DECC).
Najważniejsze przyczyny powodzenia:
bardzo dobrze przygotowana procedura
przetargu i jasne kryteria,
duża konkurencja,
agresywny i realny poziom cen dla farm
wiatrowych,
•
•
•
pozytywny trend dla branży OZE vs.
energetyka jądrowa i gazowa w odniesieniu
do kosztów wytwarzania.
Słabe punkty to:
sektor PV skrytykował aukcje i wskazał
na błędy w założeniach odnośnie ceny i wo-
lumenu,
w aukcji rząd wsparł mniej rozwinięte
technologie – offshore i gazyfikacja dostały
259 z 315 milionów funtów (82% budżetu),
co stanowi 1227 MW (57% wygranej mocy
w aukcji).
Ryzyka i doświadczenia
w kontekście polskiego
systemu wsparcia
1. Obecna Ustawa z 20 lutego 2015 r.
o OZE wraz z przygotowywanymi rozpo-
rządzeniami Ministra Gospodarki jest pod-
stawą do analizy warunków i kryteriów
aukcji w Polsce. Czekamy na regulamin
aukcji URE. Rząd słusznie przyjął po 10 la-
tach wprowadzenia na rynek nowych tech-
nologii OZE zasadę budowania, ale tylko
•
•
•
Wyszczególnienie Jednostka 2015/2016 2016/2017 2017/2018 2018/2019 Moc całkowita
[MW]
Zaawansowane
technologie konwersji
funt/MWh – – 119.89 114.39 –
MW – – 36 26 62
Energia z odpadów
w kogeneracji
funt/MWh – – – 80 –
MW – – – 94.75 94.75
Morska energetyka
wiatrowa
funt/MWh – – 119.89 114.39 –
MW – – 714 448 1162
Energetyka wiatrowa
na lądzie
funt/MWh – 79.23 79.99 82.5 –
MW – 45 77.5 626.05 748.55
Fotowoltaika funt/MWh 50 79.23 – – –
MW 32.88 38.67 – – 71.55
Tab. 2 Wyniki aukcji CfD z podziałem na technologie, moc i cenę od momentu rozpoczęcia produkcji
w danym roku
reklama
Źródło: Department of Energy & Climate Change, opublikowane na stronie DECC 26 luty 2015 7 rano

5. PRAWO
CZYSTA ENERGIA 11/2015 • strona 20
najtaniej w warunkach zachowania konku-
rencyjności w przetargu. Rządowi w przy-
gotowaniu cen referencyjnych i planowa-
niu finansowych oszczędności pomaga
obecna sytuacja na rynku zielonych certyfi-
katów i rynku kapitałowym. Podmioty,
głównie właściciele farm wiatrowych, posta-
nowiły zaryzykować i w ostatnim roku funk-
cjonowania systemu wsparcia zielonych cer-
tyfikatów wybudować nowe moce na starych
zasadach, finansując projekty w większości
z własnego kapitału korporacyjnego z per-
spektywą przyszłego refinansowania.
2. Rząd w oparciu o obecne przepisy
może wykorzystać sytuację i ustalić takie pa-
rametry aukcji dla OZE, aby przyciągnąć
konkurencję do każdego koszyka aukcyj-
nego i uzyskać najlepsze ceny. Jednak skoro
dziś inwestorzy budują nowe moce i osią-
gają razem średnie przychody z energii
certyfikatów na poziomie 280 zł/MW,
to czy wskazane jest określenie cen referen-
cyjnych na poziomie znacząco wyższym?
Odpowiedz jest skomplikowana. Po analizie
technologii i firm, które stoją za projektami,
można wyłonić trzy grupy graczy. Polscy
operatorzy PGE, Tauron, Energa i Enea,
którzy teoretycznie mogą wejść na aukcje
z technologią biomasy, współspalania lub far-
mami wiatrowymi, wykorzystując swoją po-
zycję na rynku i przenosząc koszty na taryfy
w taki sposób, że żaden inny podmiot nie bę-
dzie w stanie podobnie skalkulować ryzyka.
Druga grupa to zagraniczni operatorzy
w Polsce, np. EDPR, EDF, RWE, CEZ
czy Fortum, którzy swoje projekty OZE
mogą tanio finansować z kapitału korpora-
cyjnego przy stopie zwrotu na poziomie
założonych 5% oraz są w stanie wykorzysty-
wać posiadane aktywa w grupie do różnych
rozliczeń miedzy wytwarzaniem a obrotem.
Trzecia grupa to fundusze i mali dewelope-
rzy, zdani na project finance i wyższą stopę
zwrotu z projektu. To oni będą walczyć o wy-
graną na aukcji zaniżając ceny, nie budując
szybko i starając się sprzedać projekt przed
rozpoczęciem budowy – w okresie do czte-
rech lat od rozpoczęcia pierwszej aukcji.
3. Obecna sytuacja polityczna w Polsce
oraz prawdopodobny stosunek nowego
rządu do OZE są pierwszymi sygnałami
dla inwestorów, wskazującymi na to,
jak przebiegnie pierwsza aukcja. Jeżeli
w jej trakcie zostanie wyłonionych i zbudo-
wanych w ciągu czterech lat ponad 500 MW
we wszystkich możliwych technologiach,
to będzie to wielki sukces. Kolejne aukcje
w 2017 i 2018 r. powinny zachować ela-
styczność w zakresie zmian cen referencyj-
nych, wolumenów i podziaów na technolo-
gie. Wielką niewiadomą jest los projek-
tów offshore do 2019 r. – czy poziom ceny
referencyjnej i budżet pozwolą na takie
inwestycje projektów na Bałtyku?
4. Dla inwestorów najważniejsza jest
przejrzystość procedury przetargowej oraz
przewidywalność. Największe zagrożenie
to zmiana przepisów urbanistycznych, śro-
dowiskowych oraz instrukcji sieci, a także po-
dejścia operatorów przyłączających źródła
na podstawie zawartych umów. Wydaje się,
ze po listopadzie tego roku nastąpi spora fil-
tracja w aneksowanych umowach przyłącze-
niowych na kolejne lata i sytuacja z roku
na rok zacznie się pogarszać – umowy z no-
wymi harmonogramami będą wypowiadane
zgodnie z ustawą i szanse na nowe moce
wciąż będą znikome.
5. System aukcyjny jest zupełnie nowym
etapem rozwoju nowych źródeł OZE w Pol-
sce. Nastąpi konsolidacja deweloperów
i w obrocie pozostaną projekty wiatrowe,
których produktywność będzie zbliżona
do 35%. Zniknie duża grupa graczy na ryn-
ku i ceny za dobre projekty nadal będą wyso-
kie, lecz tylko dla kilkunastu wybranych
lokalizacji. Pozostanie możliwość handlowa-
nia przyłączeniami lub prawami do projek-
tu, jeśli ktoś się zdecyduje na ryzyko łączenia
kilku lokalizacji w całość.
6. Wielka niewiadoma to rynek pro-
jektów do 1 MW z gwarancją wolumenu
z aukcji na poziomie 25% całości zakontrak-
towanej energii. Tutaj kandydatami do wy-
granej są projekty z kręgu biogazu i biomasy
oraz PV, a być może nowość – małe wiatraki.
Pytanie brzmi, czy pojawi się duża konku-
rencja i przy jakim poziomie cen?
7. Finansowanie z banku w oparciu o li-
mited recourse project finance może okazać
się wciąż relatywnie drogie (5% CAPEX
razem za opłaty z góry). Dopiero przy kolej-
nych aukcjach i zapewnieniu przejrzystości
procesu obliczenia ryzyka inwestycji będzie
można mówić o konkurencyjnych ofertach
finansowania.
8. W 2016 roku prawdopodobnie rozpo-
czną się programy operacyjne funduszy
z UE. Oznacza to dla podmiotów z takimi
dotacjami obowiązek odliczenia dotacji
od ceny aukcyjnej i tym samym oferowanie
odpowiednio niższej ceny w aukcji. Nie prze-
widziano bowiem, np. jak we Włoszech, ceny
referencyjnej z cap i floor.
9. Dla projektów, w przypadku których
w umowach przyłączeniowych przewi-
dziano etapowość inwestycji, często z winy
operatora i wskutek stanu sieci nie jest
znana ścieżka postępowania. Jeśli ktoś
ukończył jeden etap i oddał obiekt do eks-
ploatacji trzy lata temu i chce wygrać
w ramach aukcji, aby zacząć drugi etap reali-
zacji projektu, to kwalifikuje się to jako pro-
jekt do modernizacji. W przyszłym roku bu-
dżet na takie inwestycje wynosi zero. To ol-
brzymie nieporozumienie. Rząd powinien
rozwiązać ten problem, gdyż chodzi o rela-
tywnie duży odsetek dobrych projektów.
10. Budżet dla istniejących instalacji,
w przypadku których po wygraniu aukcji pla-
nujesięprzejściezsystemuzielonychcertyfika-
tów na aukcyjny, jest znikomy, a apetyt związa-
ny z sugerowaną ceną referencyjną na pozio-
mie 380 zł/MWh (w stosunku do obecnego
przychodu na rynku wynoszącego 280 zł/MW)
jest wielki. Wydaje się, że w najbliższym czasie
rząd nie będzie zainteresowany taką zamianą,
zakładając, iż nadpodaż zielonych certyfikatów
nie zmieni poziomu ceny na giełdzie praw
majątkowych w ciągu dwóch lat. Brakuje dzia-
łań rządu w sprawie zwiększenia obowiązku
umorzenia certyfikatów z 15% do 20%.
Zaprezentowany model włoski wydaje się
najprostszy w zastosowaniu przy odejściu
od zielonych certyfikatów.
11. Doświadczenia z opisanych rynków
wskazują na duże ryzyko nieprofesjonalnego
przebiegu pierwszej aukcji i uchybień
w zastosowanych kryteriach, prekwalifikacji,
braku ceny floor oraz polityki definiującej
zapotrzebowanie na moc w danych latach.
Wydaje się, ze dopiero druga i trzecia aukcja
mogą być interesujące, a cały wysiłek dewe-
loperów będzie ukierunkowany na przedlu-
zeniu ważności pozwolen w okresie czterech
latach lub na uzyskanie nowych pozwoleń,
tak aby mieć szanse uczestniczenia w prze-
targach po 2017 r.
Źródła
1. Department of Energy. Renewable Ener-
gy Procurement Program.Bid window 1-4.
Republic of South Africa.
2. ABE Eolica Doing business in Brazil. Lau-
ro Fiuz.a Jr Vce President.
3. Solar Wind In 2014. Mridul Chadha Feb
17 2015
4. European renewable energy incentive
guide – Italy.
5. UK Department of Energy and Climate
Change.
Autor jest absolwentem ekonomii i organizacji
w Szkole Głównej Handlowej. Uzyskał licencję
ACCA. Pracował m.in. dla Instalexport Emira-
tes w Abu Dhabi. Kierował projektami przemy-
słowymi w Vattenfall i zasiadał w Radach Nad-
zorczych PEC Ustka, EWSA oraz GZE Infonet.
Były dyrektor rozwoju w firmie Gamesa Ener-
gia. Uczestniczył w pracach Polskiego Stowa-
rzyszenia Energii Wiatrowej, jako Vce Prezes.
Aktualnie senior project manager w duńskim
funduszu European Energy
Grzegorz Szymczak
D
la inwestorów
najważniejsza
jest przejrzystość
procedury przetargowej
oraz przewidywalność.