Stanowisko PIGEOR do projektu rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie ceny referencyjnej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii

Polska Izba Gospodarcza Energetyki Odnawialnej i Rozproszonej (PIGEOR) nieustannie przyczynia się do kształtowania przyszłości energetyki odnawialnej w Polsce. Ostatnio, jako reprezentant branży odnawialnych źródeł energii, PIGEOR włączył się aktywnie w proces konsultacji publicznych, przekazując swoje stanowisko oraz istotne uwagi do Ministerstwa Klimatu i Środowiska. W centrum tych konsultacji znajduje się projekt rozporządzenia dotyczący ceny referencyjnej energii elektrycznej pochodzącej z odnawialnych źródeł energii, okresów obowiązujących wytwórców, którzy odnieśli sukces w aukcjach, a także referencyjnych wolumenów sprzedaży energii elektrycznej.

Polska Izba Gospodarcza Energetyki Odnawialnej i Rozproszonej, w ramach konsultacji publicznych projektu rozporządzenia w sprawie ceny referencyjnej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, okresów obowiązujących wytwórców, którzy wygrali aukcje oraz referencyjnych wolumenów sprzedaży energii elektrycznej, wyraża poniższe zastrzeżenia dotyczące cen referencyjnych proponowanych w projekcie rozporządzenia. Nasze główne obawy dotyczą prawidłowości ustalenia wysokości cen referencyjnych, zwłaszcza w odniesieniu do instalacji wykorzystujących biogaz rolniczy oraz wiatr.

Projekt zakłada podniesienie cen referencyjnych o ok. 6%.  Uzasadniane to jest prognozowaną inflacją na rok 2024, oszacowaną na poziomie 6,6%. Zauważyć jednakże należy, że inflacyjny wzrost cen, który miał miejsce w latach 2022-2023 i według oficjalnych szacunków GUS jeszcze w lutym br. sięgał 18,4% r:r, skutkujący istotnym rzeczywistym wzrostem kosztów realizacji inwestycji oze, nie został dotychczas w żaden sposób uwzględniony w kalkulacjach cen referencyjnych, na co wskazywaliśmy m.in. w piśmie z kwietnia 2023 roku. Dotyczy to także oszacowania uwzględnionego w projekcie wskazanego na wstępie rozporządzenia, które wydaje się nie uwzględniać wzrostu kosztów w IV kw. 2022 r, a następnie w kolejnych 3 kw. 2023 r.

Fakt, iż od kwietnia tego roku wskaźnik inflacji rocznej spadł z 14,7% do 8,2% we wrześniu nie oznacza przy tym, że koszty inwestycji zaczęły spadać, a jedynie tyle, że one nadal rosną, tylko trochę wolniej niż rok wcześniej.

Podkreślić należy, że dla utrzymania konkurencyjności i rentowności projektów w sektorze odnawialnych źródeł energii, ceny referencyjne muszą uwzględniać faktyczny poziom kosztów CAPEX i OPEX, a także inne czynniki wpływające na bilans kosztów i przychodów w instalacjach OZE.

Stoimy na stanowisku, że rzetelnie skalkulowana cena referencyjna, jeżeli ma generować efekty zachęty, musi uwzględnić aktualną sytuację gospodarczą, faktyczny wpływ inflacji na koszty i konkurencyjność branży. Nasze uwagi służyć w związku z tym mają przyśpieszeniu zrównoważonej transformacji energetycznej oraz na wspieraniu rozwoju odnawialnych źródeł energii w Polsce.

Poniżej przedstawiamy argumenty dotyczące cen referencyjnych biogazu rolniczego oraz energii elektrycznej wytwarzanej z wiatru.

1.      Biogaz rolniczy

W kontekście biogazu rolniczego, przedstawiamy dane historyczne odnoszące się do stawek cen referencyjnych. Ceny referencyjne, obowiązujące w przypadku biogazowni rolniczych od roku 2018, charakteryzowały się niewielkimi zmianami. W zestawieniu z danymi z roku 2019, zaobserwowano wzrost cen o 4% w przypadku biogazowni wyposażonych w kogenerację o wysokiej sprawności, jednocześnie notując spadek cen o 3% dla biogazowni, które nie korzystały z kogeneracji.

W dwóch ostatnich wierszach tabeli poniżej zestawiliśmy propozycje zawarte w projekcie Rozporządzenia i propozycje PIGEOR.

Tabela: Ceny referencyjne dla energii wyprodukowanej w biogazowniach rolniczych w ostatnich latach

Konieczne jest podkreślenie, że już od dwóch lat nie są organizowane aukcje dla instalacji o mocy poniżej 1 MW, zatem potencjalni inwestorzy mogą rozważać tylko stosowanie systemu FiT/FiP, w którym stawka jest obniżona o dodatkowe 5% dla instalacji poniżej 0,5 MW oraz o 10% dla instalacji o mocy zainstalowanej do 1MW. Mówimy więc o kontynuacji procesu obniżania taryfy, co wpływa na opłacalność przyszłych inwestycji.

Ponadto, ceny uzyskane w dotychczas rozstrzygniętych aukcjach oraz taryfach FiT i FiP podlegają corocznej waloryzacji wskaźnikiem wzrostu cen towarów i usług z poprzedniego roku podawanym przez GUS. Dla aukcji rozstrzygniętych w końcówce 2016 r oznacza to wzrost ceny aukcyjnej o ok. 15% w okresie 5 lat, a wygranych z 2018 r o 13% (w okresie 3 lat). Są to wzrosty znacznie niższe niż notowany w tym samym okresie rzeczywisty wzrost kosztów eksploatacyjnych i obsługi zaciągniętych kredytów. Oznacza to, że rentowność tych instalacji maleje, co oczywiście nie pozostaje bez wpływu na plany inwestorów i decyzji instytucji finansowych, które mogłyby wspierać rozwój sektora.

Rentowność instalacji oraz warunki finansowania ich bieżącej działalności dodatkowo pogarsza obowiązujący mechanizm rocznej indeksacji ceny referencyjnej oraz aukcyjnej. W warunkach wysokiej inflacji, z jaką aktualnie borykamy się w kraju, mechanizm ten nie daje podmiotom wymaganej zdolności do pokrywania wzrastających kosztów operacyjnych. W tych okolicznościach niezbędnym do wprowadzenia rozwiązaniem jest zastosowanie powszechnego w wielu innych sektorach, mechanizmu indeksacji kwartalnej. Pozwoliłoby to na istotną poprawę płynności finansowej podmiotów wrażliwych na niezależne od nich okoliczności zewnętrzne.

Od początku 2022 roku apelowaliśmy o podniesienie cen referencyjnych dla biogazowni rolniczych i wykazywaliśmy wzrost kosztów ich budowy i eksploatacji. Od początku 2021 roku do maja 2022, koszty te wzrosły o około 30%, co już spowodowało zatrzymanie procesów inwestycyjnych, które w dalszym ciągu stoją pod znakiem zapytania. Zgodnie z informacjami otrzymywanymi od członków Izby, nie jest to koniec podwyżek cen materiałów budowlanych, substratów itp. Od maja 2022 r. nastąpił dalszy wzrost o co najmniej kolejne 45%. Według szacunków PIGEOR, aby zachęcić inwestorów do angażowania się w sektor biogazowy, ceny referencyjne powinny wzrosnąć o co najmniej 50% w stosunku do ceny z 2022 roku. W ostatnim wierszu powyższej tabeli przedstawiamy propozycje konkretnych cen dla biogazowni rolniczych. Proponujemy również kwartalną indeksację ceny referencyjnej.

W Ocenie Skutków Regulacji dołączonej do projektu Rozporządzenia, przedstawione zostały dane, które zgodnie z naszą wiedzą i doświadczeniem nie są zgodne z rzeczywistością w przynajmniej w odniesieniu do biogazowni rolniczych. Zebraliśmy wśród członków i przedstawiamy poniżej dane dotyczące rzeczywistych kosztów biogazowni rolniczych opracowane na podstawie informacji dotyczących instalacji o mocy 1 MW z wysokosprawną kogeneracją, wytwarzających biogaz rolniczy. Jest to kategoria instalacji, dla których mamy wystarczająco dużo danych dla oszacowania średniej.:

Dane wraz ze wskazaniem poziomu wzrostu w latach 2021-2023 dla biogazowni rolniczej kształtują się następująco:

·      nakłady inwestycyjne w przeliczeniu na 1 MW mocy zainstalowanej:

ü  dla instalacji budowanych w latach 2015 - 2016, średni koszt inwestycyjny wynosił od 15,0 do 15,8 mln PLN/MW mocy zainstalowanej;

ü  dla inwestycji budowanych w latach 2020 – 2021, średni koszt instalacji wzrósł
i wynosi od 17,0 do 17,8 mln PLN/MW mocy zainstalowanej;

ü  dla inwestycji budowanych w latach 2022 – 2023*), średni koszt instalacji ponownie wzrasta i wynosi od 24 do 26 mln PLN/MW mocy zainstalowanej;

ü  dla planowanych inwestycji w 2024, średni koszt wyniesie 31-32 mln PLN/MW mocy zainstalowanej (ze spełnieniem wszystkich wymogów dotyczących magazynowania substratów);

ü  wzrost nakładów inwestycyjnych w latach 2021 – 2023 wynosi około 80%.

*) przedstawione koszty nie uwzględniają wymogów wynikających z Rozporządzenia
w sprawie szczegółowych wymagań dla magazynowania odpadów z dn. 11 września 2020 r., związane z tym inwestycje szacujemy na około 2,5 do 4 mln PLN dla biogazowni o mocy 1 MW w zależności od wolumenu i rodzaju substratów.

ü  koszty finansowe związane z koniecznymi do poniesienia nakładami inwestycyjnymi na budowę biogazowni, dla aktualnego poziomu stóp procentowych wynoszą około 10,5 % w skali roku (wzrost o 0,5% w odniesieniu do roku 2021);

·      przewidywana roczna produkcja energii elektrycznej oraz przewidywany wolumen sprzedaży energii elektrycznej w przeliczeniu na 1 MW mocy zainstalowanej:

ü  zakładane jest wykorzystanie 85-90% mocy zainstalowanej w ciągu roku, czyli produkcja energii elektrycznej wyniesie średnio 7600 - 7900 MWh/rok, i jest to również zakładany wolumen sprzedaży;

·      zapotrzebowanie energii elektrycznej na potrzeby własne w przeliczeniu na 1 MW mocy zainstalowanej wynosi około 1200 MWh/rok, przy średniej cenie zakupu energii elektrycznej w wysokości 910 zł/MWh – w porównaniu ze średnią ceną z roku 2021, wzrost wynosi ponad 100%.

·      przewidywana roczna produkcja oraz szacowany wolumen sprzedaży ciepła w przeliczeniu na 1 MW mocy zainstalowanej:

  zakładane jest wykorzystanie 30% wytwarzanego ciepła na potrzeby własne biogazowni; czyli około 2340 MWh/rok,

 zakładana jest sprzedaż kolejnych 40% wytwarzanego ciepła; czyli około
3120 MWh/rok, cena sprzedaży ciepła wynosi około 50 PLN/GJ (w zależności od lokalizacji) – wzrost ceny sprzedaży od 2021 roku wynosi około 50%;

·      roczne koszty paliwa, w tym w podziale na poszczególne grupy paliw/substratów (bez ich utylizacji) w przeliczeniu na 1 MW mocy zainstalowanej:

średnie roczne koszty paliwa w przeliczeniu na 1 MW wynoszą od 3,5 mln PLN do nawet 4,5 mln PLN w zależności od lokalizacji – wzrost kosztów paliwa od roku 2021 wynosi ponad 50%;

·      koszty operacyjne (z wyłączeniem kosztów paliwowych) w przeliczeniu na 1 MW mocy zainstalowanej wynoszą około 4,3 mln PLN, z czego:

amortyzacja – 1,9 mln PLN;

koszty stałe (obejmujące w szczególności remonty, utrzymanie eksploatacji, obsługę biogazowni, wynagrodzenia z narzutami oraz pozostałe) – 2,4 mln PLN;

wzrost kosztów operacyjnych od roku 2021 wynosi ponad 80%.

Jeszcze przed przyśpieszeniem inflacji, gdy ceny referencyjne przynajmniej częściowo odzwierciedlały koszty, co pozwalało na pozyskiwanie finansowania inwestycji, obserwowaliśmy mały przyrost mocy instalacji biogazowych, w roku 2019 powstało 7 instalacji, w 2020 - 10, w 2021 – 11 biogazowni rolniczych, a w 2023 – 14 jednostek. O niskim zainteresowaniu inwestorów świadczy też relatywnie niewielka ilość projektów, które zgłoszono w aukcjach oze w minionych latach. Przykładowo w 2020 r. na aukcjach przyznano wsparcie dla zaledwie 6 projektów i wykorzystano mniej niż 20% wsparcia przewidzianego dla tego sektora. W 2021 r i 2022r, aukcje zostały nierozstrzygnięte z powodu braku ofert. W latach 2022 i 2023, w ogóle nie planuje się aukcji dla instalacji o mocy poniżej 1 MW.

Dzieje się tak dlatego, że perspektywa uzyskiwania racjonalnych dochodów z takiej działalności jest cały czas co najmniej niepewna, a przemysł biogazowy napotyka dodatkowo szereg istotnych barier prawnych i administracyjnych. Z tych powodów, potencjalni inwestorzy bardzo ostrożnie podejmują decyzję o przystąpieniu do realizacji tego typu projektów. Tymczasem, wobec kryzysu energetycznego konieczne są zdecydowane działania rządu stymulujące rozwój rynku biogazu i zachęcające inwestorów do większego zainteresowania tym sektorem oraz likwidowanie istniejących barier.

Powtórzyć trzeba, że instalacje korzystające z systemu wsparcia FiP są w jeszcze trudniejszej sytuacji, ponieważ pułap poziomu wsparcia wynosi jedynie 90% ceny referencyjnej, a koszty ich budowy i eksploatacji są praktycznie takie same lub wyższe. Zgodnie z propozycjami zawartymi w projekcie Rozporządzenia Rady Ministrów w sprawie maksymalnych ilości i wartości energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, które mogą zostać sprzedane w drodze aukcji w poszczególnych następujących po sobie latach kalendarzowych 2022–2027, nie są planowane aukcje dla instalacji biogazu rolniczego o mocy zainstalowanej poniżej 1 MW.

Biorąc to pod uwagę, podtrzymujemy stanowisko, że nie ma uzasadnienia dla utrzymania obniżki ceny referencyjnej w przypadku tych instalacji o 5% dla FiT i 10% dla FiP, postulujemy w związku z tym rezygnację z mnożnika korekcyjnego ceny referencyjnej w systemie FiT/FiP w ramach procesu nowelizacji ustawy o oze, która ma być wkrótce procedowana w sejmie.

Według informacji zgromadzonych przez Izbę od potencjalnych inwestorów, aktualnie w Polsce buduje się i/lub przygotowuje się do budowy zaledwie kilkadziesiąt biogazowni rolniczych.  Część z tych projektów napotyka rosnące problemy z uzyskaniem finansowania i wymaga weryfikacji przyjętych modeli ekonomicznych. Trudniejsza do oszacowania jest ilość projektów na mniej zaawansowanym etapie planowania, ale można założyć, że ich liczba również nie przekracza kilkudziesięciu. Co więcej, zostały już podjęte decyzje o wstrzymaniu budowy części z przygotowanych projektów, ze względu na nieadekwatność systemu finansowania i brak perspektyw uzyskania trwałej rentowności.

Wskazywaliśmy już wielokrotnie, co ostatnie dwa lata dobitnie potwierdziły, jak istotna jest niezależność energetyczna i jak niebezpieczne jest uzależnienie Polski i krajów Unii Europejskiej od importu gazu z Federacji Rosyjskiej. Niestety z żalem należy skonstatować, że przedstawiany przez PIGEOR od ponad dekady postulat przyśpieszenia rozwoju sektora biogazowego, uzasadniany m.in. potrzebą zmniejszania zależności od importu tego nośnika, jak dotąd, poza słownymi deklaracjami, nie znalazł odzwierciedlenia w żadnej konkretnej strategii rządowej. Dlatego dziś zamiast co najmniej 2-3 mld m3 ekwiwalentu metanu w biogazie, wytwarza się w Polsce, w nieco ponad 200 instalacjach, niespełna 0,5 mld m3 ekwiwalentu gazu ziemnego. Jest to jednocześnie ponad 20 razy mniej niż w sąsiedniej Republice Federalnej Niemiec, które to państwo ma porównywalną z Polską produkcję rolną i tylko nieco większy areał upraw.
 

Bardziej dynamiczny rozwój sektora biogazowego jest konieczny ze względu na efektywne rozwiązanie części problemów transformacji energetycznej, ale także wdrażania zasad Gospodarki Obiegu Zamkniętego. Konieczne jest podjęcie bardziej efektywnych działań, aby tak się mogło stać.

W związku z powyższym, apelujemy o dodatkowe podniesienie ceny referencyjnej dla biogazu rolniczego w roku 2023 o co najmniej 40% w stosunku do propozycji w projekcie Rozporządzenia oraz o wprowadzenie kwartalnej indeksacji ceny referencyjnej.

Właściwe podwyższenie cen referencyjnych jest warunkiem koniecznym, choć niewystraczającym do odmrożenia procesów rozwoju sektora biogazowego. Oprócz tego konieczne jest jak najszybsze doprecyzowanie strategii – dziś bardzo enigmatycznej – jaką ma Państwo w odniesieniu do branży biogazowej (w tym biometanowej) i powiązanie z tymi planami nowo ogłaszanych aukcji oze. Celem powinno być co najmniej potrojenie aktualnego potencjału sektora biogazowego do końca aktualnej dekady (przyrost rzędu 50 MW rocznie) i co najmniej podobny poziom inwestycji w dekadzie nadchodzącej. Brak zdecydowanych działań rządu mających na celu szersze otwarcie na biogaz i biometan wytwarzany w kraju, przy jednoczesnym braku oporu do pokrywania niezwykle wysokich kosztów importu gazu jest działaniem niezgodnym z interesem Państwa Polskiego.

1.      Energia z wiatru

Koszty kapitałowe, a w związku z tym także sama inflacja stanowią najbardziej istotne czynniki wpływające na koszt energii elektrycznej wytwarzanej z wiatru, a zatem mające kluczowe znaczenie również dla ustalania cen referencyjnych. Ignorowanie tych zmiennych doprowadziło do sytuacji, w której już obecna cena referencyjna jest zdecydowanie za niska i nie odzwierciedla rzeczywistych kosztów produkcji energii z wiatru. To z kolei może zniechęcać inwestorów do uczestnictwa w projektach oze i ograniczać rozwój tej ważnej dziedziny.

Wpływ inflacji na ceny referencyjne energii wiatrowej jest oczywisty, gdyż wpływa zarówno na ceny instalacji, jak też na koszty obsługi zadłużenia zaciąganego na realizację inwestycji. Branie pod uwagę jedynie prognozowanej inflacji na 2024 rok nie jest podejściem racjonalnym, gdyż dla wyliczania realnej ceny referencyjnej podstawowe znaczenie ma rzeczywista sytuacja inflacyjna z roku bieżącego i co najmniej poprzedniego.

Dość wskazać, że według dostępnych danych całkowity CPAEX nowych instalacji wiatrowych w mijającym roku wzrósł do ponad 8 mln PLN/MW, a średnioważone koszty obsługi długu oscylują w okolicy 10%. Rynki finansowe nie zareagowały jak dotychczas adekwatną obniżką kosztów kredytu na spadek we wrześniu br.  wskaźnika inflacji do około 8% (w IV kwartale 2022 r i  I kw. 2023 roku inflacja utrzymywała się na poziomie około 17-18%). 

W 2023 roku istotne zmienne, które wpływają na opłacalność inwestycji, kształtowały się następująco:

·      prognozy dotyczące inflacji na rok 2023 wskazują na średnioroczną wartość CPI między 11,5% a 12,3%, z prognozą centralną wynoszącą 11,9%;

·      wzrost cen usług budowalnych oraz materiałów budowalnych, który również ma bezpośredni wpływ na opłacalność projektów (Według "Wskaźników cen produkcji budowlano-montażowej w sierpniu 2023 roku" opublikowanych przez Główny Urząd Statystyczny (GUS), ceny produkcji budowlano-montażowej wzrosły o 9,8% w sierpniu 2023 roku w porównaniu z tym samym okresem w roku poprzednim;

·      według danych statystycznych GUS, ceny materiałów budowlanych wzrosły średnio o 6% w okresie od stycznia do września 2023 roku.

Ostateczna wartość inflacji może różnić się od prognoz, jednakże nie można lekceważyć tak znaczących odchyleń od założeń projektu rozporządzenia. To oznacza, że minimalna cena referencyjna energii wiatrowej powinna uwzględniać minimum inflację prognozowaną przez tzw. centralną ścieżkę projekcji inflacji, która wynosi 11,9%, co stanowi znaczący kontrast w stosunku do przyjętych założeń inflacyjnych autorów projektu rozporządzenia.

W uzasadnieniu przedstawionym przez Ministerstwo znajduje się jedynie ogólnikowa informacja o przyjętej wysokości inflacji na 2024 rok, wynoszącej 6,6%. Brak jest natomiast prezentacji innych, bardziej szczegółowych założeń, jakimi posłużono się przy kalkulowaniu poziomu cen referencyjnych. Tymczasem koszt obsługi zadłużenia, ryzyko walutowe oraz wyraźny wzrost cen usług i materiałów budowlanych związanych z budową bezpośrednio wpływają na koszty inwestycji, a tym samym mają zasadniczy wpływ na opłacalność projektów w energetyce wiatrowej.

Reasumując należy stwierdzić, że zaproponowana cena referencyjna na poziomie 314 PLN/MWh nie uwzględnia realnych kosztów i jest zbyt niska i nawet jej korekta o średnioroczną wartość CPI, nie daje pewności, biorąc pod uwagę historię błędnych prognoz inflacyjnych w Polsce, że będzie ona wystarczająca dla zapewnienia minimalnej rentowności projektów wiatrowych.

Znaczące odchylenia od prognoz inflacyjnych w przeszłości pokazują, że istnieje ryzyko, iż faktyczna inflacja może przewyższyć założenia projektu rozporządzenia. W takim przypadku, wzrost ceny referencyjnej na poziomie 11,9% nadal może być niewystarczający do pokrycia kosztów i zapewnienia opłacalności projektów wiatrowych.

Dla zobrazowania realnych kosztów z jakim wiąże się eksploatacja nowoczesnej farmy wiatrowej poniżej przedstawiamy  wariant kalkulacji w pierwszym roku eksploatacji nowo wybudowanego obiektu, przy uwzględnieniu aktualnych poziomów cen rynkowych i warunków eksploatacyjnych (CPEX całkowity 7,2 mln/1 MW mocy zainstalowanej, WACC 10%, Capacity Factor 27%, 29% i 30%).

Jak z powyższego wynika, przy zaproponowanej cenie referencyjnej i obecnych warunkach rynkowych projekty o średniej i wyższej od średniej krajowej produktywności (CF>27%) byłyby trwale nierentowne, gdyż nie stać by ich byłoby nie tylko na spłatę rat kapitałowych, ale także na pokrycie zobowiązań podatkowych i części kosztów operacyjnych, nie wspominając już o jakiejkolwiek dywidendzie dla inwestorów.  Cena równowagi w pierwszym roku działalności musiałaby wynieść ok. 500 PLN/MWh.

Należy w tym miejscu zauważyć, że w projekcie rozporządzenia w § 3 założono w odniesieniu do projektów wiatrowych o mocy >1 MW wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej na poziomie 3300 h/MW. W przeliczeniu na wskaźnik CF byłoby to prawie 38%, a więc o prawie 40% więcej niż średnia produktywność sektora wiatrowego w Polsce w ostatnich latach i istotnie większej niż takie same wskaźniki dla najlepszych projektów wiatrowych. Jeżeli wskaźnik ten został wykorzystany do kalkulacji ceny referencyjnej, tłumaczyłoby to tak drastyczne jej zaniżenie, aczkolwiek trudno znaleźć merytoryczne uzasadnienie dla przyjęcia założenia, że wszystkie, czy choćby większość przygotowywanych dziś do realizacji projektów wiatrowych jest w stanie tak wyśrubowany w górę poziom uzyskać.

W związku z powyższym, Polska Izba Gospodarcza Energetyki Odnawialnej i Rozproszonej apeluje o skrupulatne rozważenie przedstawionych przez nas argumentów oraz ponowne przemyślenie i przeliczenie proponowanych cen referencyjnych zarówno dla biogazu rolniczego, jak i energii elektrycznej wytwarzanej z wiatru na lądzie. Naszym celem jest stworzenie atrakcyjnych warunków dla inwestorów, które pozwolą na rozwój odnawialnych źródeł energii w Polsce i przyczynią się do osiągnięcia celów związanych z redukcją emisji gazów cieplarnianych.

Wydaje się, że racjonalna cena referencyjna uwzględniająca projekcję zdarzeń rynkowych i opisane powyżej realistyczne założenia techniczne oraz godziwą stopę zwrotu z zainwestowanego kapitału powinna kształtować się na poziomie co najmniej 430-450 PLN/MWh!

Ze swej strony deklarujemy gotowość PIGEOR do przekazania wszelkich znajdujących się w naszym posiadaniu informacji szczegółowych, jak i dalszych wyjaśnień co do sytuacji w jakiej aktualnie znajdują się biogazownie w Polsce.