docTYTUŁ REFERATU (rozmiar czcionki 16)
download 
Reklamacja Transkrypt
TYTUŁ REFERATU (rozmiar czcionki 16)
Nr II (IV) - 2013 Rynek Energii Str. 1 PRÓBA PODSUMOWANIA WYBRANYCH ELEMENTÓW SYSTEMU WSPARCIA WYSOKOSPRAWNEJ KOGENERACJI W POLSCE Jacek Sadowski, Bogumił Kamiński, Wit Jakuczun Słowa kluczowe: rynek certyfikatów, kogeneracja, czerwone certyfikaty, świadectwa pochodzenia energii Streszczenie. Mechanizm wsparcia rozwoju i promocji źródeł kogeneracyjnych, miał swoje podłoże ustawodawcze w zapisach dyrektywy 2004/8/WE. Rozwiązania implementowane do prawodawstwa krajowego bazowały z jednej strony na systemie certyfikacji energii i tym samym na handlu prawami majątkowymi wynikającymi ze świadectw pochodzenia, z drugiej zaś strony nałożeniu na sprzedawców energii obowiązku zakupu i umorzenia odpowiedniej ilości praw majątkowych. Oba te elementy kreowały wzajemne relacje podażowo-popytowe. Przez kilka lat system funkcjonował zgodnie z założeniami ustawodawcy, jednakże uwidocznione z opóźnieniem błędy w jego konstrukcji doprowadziły do istotnego zaburzenia bilansu praw majątkowych w systemie. Występująca i stale powiększająca się nadpodaż stała się głównym determinantem spadków cen praw majątkowych z wysokosprawnej kogeneracji. W referacie przeprowadzona zostanie analiza przyczyn załamania się cen praw majątkowych i możliwego wpływu tego zjawiska na rynku kształtowanie się cen energii oraz przedstawione zostaną rekomendacje odnośnie metod konstrukcji systemu wsparcia ograniczających wystąpienie nadpodaży na rynku i jednocześnie zapewniających realizację polityki efektywnego wspierania wybranych źródeł energii. 1. WSTĘP Promowanie wytwarzania energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji podlegało wsparciu już pod koniec lat 90-tych kiedy cena odzwierciedlająca uzasadnione poziomy kosztów wyznaczana przez wytwórcę, podlegała zatwierdzeniu przez Prezesa URE. Począwszy od 2004 r. pojawił się mechanizm wskazujący na konieczność zapewnienia w bilansie sprzedawanej energii określonego w drodze rozporządzenia obowiązkowego udziału energii wytworzonej w wysokosprawnym skojarzeniu z ciepłem. Ze względu na brak właściwego usankcjonowania, mechanizm umożliwiał w przypadku braku podaży energii skojarzonej, bezkarne zaniechanie realizacji nałożonego obowiązku, co było powodem problemów z transparentnością i generowaniem impulsów inwestycyjnych. Zgodnie ze znowelizowaną w styczniu 2007 r. ustawą Prawo energetyczne, z dniem 1 lipca 2007 r. zaimplementowany został nowy mechanizm bazujący na certyfikacji energii. System mający swoje podłoże w wytycznych Dyrektywy 2004/8/WE [1] gwarantował koncesjonowanym wytwórcom wsparcie w postaci zbywalnych praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia energii wyprodukowanej w wysokosprawnych, kogeneracyjnych źródłach energii. Pomimo, iż mechanizm pomocowy miał stwarzać, zgodnie z pkt 30 preambuły, „stabilne środowisko ekonomiczne i administracyjne dla inwestycji w nowe instalacje”, już na etapie wdrażania budził szereg wątpliwości w zakresie jego przydatności w osiągnięciu założonych celów. Warto w tym kontekście zacytować słowa przedstawiciela ustawodawcy, które padły z mównicy sejmowej [11] „… obserwujemy w tej chwili niedobór mocy, w związku z powyższym nie obawiamy się sytuacji, że producenci energii elektrycznej w kogeneracji będą mieli problemy z odbiorem swojej wyprodukowanej energii na rynku. (…) w szykowanych rozporządzeniach będziemy mieli możliwość takiego dobierania progów obowiązku kogeneracyjnego, który należy wypełnić w danym roku, aby nie było mowy o niebezpieczeństwie (…)że będziemy mieli za dużo energii elektrycznej w skojarzeniu.”. W grudniu 2007 r., a więc po blisko półrocznym okresie funkcjonowania mechanizmu, Polska realizując zapisy dyrektywy opublikowała Raport [7], w którym wskazane zostały pewne możliwe do materializacji ryzyka wystąpienia nadmiaru uprawnień. W kontekście obserwacji i analiz zachowania uczestników rynku dla blisko sześcioletniego okresu funkcjonowania mechanizmu, możliwe staje się przeprowadzenie wnioskowania o determinantach załamania się rynku praw majątkowych dla kogeneracji węglowej, czyli swoistych przyczynach materializacji wyrażonych w raporcie [7] ryzyk.W artykule przedstawiona zostanie metodologia badania wpływu załamania systemu wsparcia na ceny energii oraz rekomendacje co do konstrukcji systemu ograniczających odpornego na wystąpienie nadpodaży na rynku i jednocześnie zapewniającego realizację polityki efektywnego wspierania wybranych źródeł energii. Str. 2 Rynek Energii 2. ANALIZA PRZYCZYN ZAŁAMANIA SIĘ CEN CERTYFIKATÓW CZERWONYCH W niniejszym rozdziale opisany zostanie rynek świadectw pochodzenia energii wyprodukowanej w kogeneracji węglowej. Opisując rynek certyfikatów należy przeanalizować jego trzy obszary: podaż, popyt i ograniczenia cenowe. Ich wzajemne oddziaływanie determinuje to, jak kształtuje się cena certyfikatu na rynku. System certyfikatów działa tak, że za każdy 1 MWh energii wyprodukowanej w wysokosprawnej kogeneracji węglowej przyznawany jest producentowi, przez prezesa URE certyfikat pochodzenia energii. Z drugiej strony, na przedsiębiorstwa zajmujące się sprzedażą energii elektrycznej do odbiorców końcowych, nałożony został obowiązek przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia części energii z wysokosprawnej kogeneracji lub wniesienia opłaty zastępczej [12]. Zgodnie z tym mechanizmem, łączna podaż certyfikatów w całym okresie trwania systemu wsparcia jest kształtowana przez łączną ilość energii elektrycznej wyprodukowanej w kogeneracji. Procesy inwestycyjne prowadzące do budowy nowych elektrociepłowni są długotrwałe. Wiele inwestycji związanych jest z odtworzeniem mocy wytwórczych w elektrociepłowniach, a nie z tworzeniem nowych mocy. W tym kontekście należy stwierdzić, że ponieważ przewidywany początkowo czas trwania systemu wynosił 5,5 roku to w momencie tworzenia systemu można było dość dokładnie oszacować podaż czerwonych certyfikatów w trakcie trwania całego systemu. Szacunek ten wynosił około 122,5TWh1. Odchylenia od tego poziomu mogły być spowodowane powstawaniem nowych mocy oraz zmiennymi warunkami pogodowymi, co wynika ze specyfiki kogeneracji. Niepewność podaży związana z powstawaniem nowych mocy była niewielka, ponieważ pełen proces inwestycyjny dla dużych bloków elektrociepłowniczych jest zazwyczaj dłuższy niż 5 lat. Jednocześnie warunki pogodowe, co do wartości oczekiwanej w okresie 5-cio letnim miały wpływ nieznaczący. Popyt na certyfikaty w trakcie trwania całego systemu ukształtowany został przez dwa czynniki: (i) 1 Dane wykorzystane do analizy systemu zostały zebrane przez autorów ze Sprawozdań z Działalności Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki [10]. Tam, gdzie nie było możliwe uzyskanie danych wykonano estymacje uwzględniające obserwowane trendy. Nr II (IV) - 2013 wielkości sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych oraz (ii) udział ilości energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji zgodnie z regulacją[12]. Wartość pierwszego czynnika jest wynikiem wielkości zapotrzebowania na energię elektryczną odbiorców końcowych, które jest silnie powiązane w średnim okresie z sytuacją gospodarczą. W momencie tworzenia systemu, można było przewidywać kontynuację wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną przez cały okres trwania systemu, związaną z rozwojem polskiej gospodarki. Mimo kryzysu finansowego w 2009 roku oraz zauważalnego niewielkiego spadku w 2010 roku nie została zaburzona zakładana równowaga pomiędzy popytem i podażą świadectw pochodzenia z kogeneracji. W ustawie Prawo Energetyczne stanowiącej podstawę prawną systemu wsparcia dla kogeneracji zapisano, że wysokość obowiązku zakupu energii z kogeneracji określa w drodze rozporządzenia Minister Gospodarki [12]. Obowiązek na lata 2007–2012 został ustalony w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 26 września 2007 roku. W każdym roku obowiązek był nieco wyższy niż w poprzednim, poczynając od 16,5% w II połowie 2007, a kończąc na 23,2% w 2012 [9]. Dnia 26 lipca 2012 roku, Minister Gospodarki wydał kolejne rozporządzenie ustalające m.in. obowiązek na lata 2011-2012. Rozporządzenie to pozostawiło obowiązek na poziomie poprzednio ogłoszonego [8]. Możliwość ustalania wysokości obowiązku zakupu energii z kogeneracji dawała twórcy systemu dość silne narzędzie do sterowania stanem systemu – narzędzie, z którego nie skorzystał, pozostawiając wysokość obowiązku na poziomie ogłoszonym w 2007 roku przez cały czas trwania systemu. Trzecim obszarem systemu wparcia produkcji energii w kogeneracji są ograniczenia cenowe dla świadectw pochodzenia. Certyfikaty miały być sprzedawane na rynku konkurencyjnym. Sprzedawcy energii elektrycznej otrzymali również alternatywny sposób wypełnienia obowiązku zakupu energii z kogeneracji poprzez wniesienie opłaty zastępczej [12]. W praktyce opłata zastępcza stanowiła zatem górną granicę ceny świadectw pochodzenia z kogeneracji. Wydaje się, że z punktu widzenia twórcy systemu, możliwość wnoszenia opłaty zastępczej miała umożliwić niewielkim sprzedawcom energii uniknięcie ponoszenia wysokich kosztów transakcyjnych związanych z zakupem świadectw pochodzenia na rynku. W praktyce stała się elementem decydującym o kształtowaniu się cen czerwonych certyfikatów i prowadzącym do ich gwałtownego załamania. W założeniu system wsparcia produkcji energii w Nr II (IV) - 2013 Rynek Energii kogeneracji był systemem krótkim, to znaczy takim, w którym łączny popyt na certyfikaty przewyższał ich podaż. Twórca systemu mógł przewidywać, że do końca roku 2012 popyt na certyfikaty wyniesie około 136TWh, przy dość stabilnej podaży wynoszącej 122,5TWh. Wskazywały na to predykcje zmian w zapotrzebowaniu na energię, ogłoszony procentowy obowiązek zakupu energii wyprodukowanej w kogeneracji oraz predykcje ilości energii wytwarzanej w elektrociepłowniach opalanych węglem kamiennym. Okazało się jednak, że przewidywania nie wzięły pod uwagę dodatkowego źródła „podaży”, jakim stała się opłata zastępcza. Wnoszenie opłaty zastępczej i pozostawianie zakupionych certyfikatów na kontach było opłacalne dla sprzedawców energii, bowiem cena certyfikatów podążała za rosnącą z roku na rok opłatą zastępczą. Certyfikaty zakupione w roku t, były warte znaczne więcej w roku t+1. Z perspektywy spółki sprzedażowej opłacało się zachować certyfikaty na poczet wypełnienia obowiązku w kolejnych okresach. Opłata zastępcza, a wraz za nią ceny certyfikatów, rosła w kolejnych latach poczynając od 7,6% w 2009, o 20,7% w 2010 roku, aż do 26,8% w 2011. Spadła ona w 2012 i to nieznacznie, bo tylko o 1%. Średni wzrost procentowy opłaty zastępczej od 2008 do 2012 roku wyniósł około 13% rocznie [2]-[6]. Z perspektywy spółki sprzedażowej trudno było o lepszą lokatę kapitału niż świadectwa pochodzenia energii z kogeneracji, przynajmniej pozornie. Masowe wnoszenie opłaty zastępczej i zachowywanie certyfikatów pochodzenia energii na kolejny okres (tzw. bankowanie) doprowadziło do tego, że łączna „podaż” w systemie przez cały okres jego trwania wzrosła z zakładanych 122,5TWh do niemal 151TWh. System, który w założeniu był krótki na 13,5TWh, okazał się długi na 14,5TWh. Oznaczało to, że posiadacze tych 14,5TWh certyfikatów nie będą w stanie sprzedać ich na rynku do końca trwania systemu. W momencie, gdy gracze rynkowi to sobie uświadomili, rozpoczęła się spirala spadku cen. Nieoczekiwany kierunek zmian bilansu popytu i podaży certyfikatów spowodował gwałtowne zmiany cen świadectw pochodzenia. Na rysunku 1 pokazano, jak kształtował się bilans popytu i podaży do końca trwania systemu w kolejnych latach. W latach 2007 – 2008 popyt przewyższał podaż. Nadwyżka ta do końca trwania systemu wynosiła 13TWh w 2007 oraz 8TWh w 2008. W roku 2008 uczestnicy systemu wnieśli znaczący wolumen opłaty zastępczej i zachowywali zakupione certyfikaty na kolejne okresy. To zjawisko nasiliło się jeszcze w roku 2009. Doprowadziło to do takiego nagromadzenia się certyfikatów w systemie, że w połowie roku 2009 bilans popytu i podaży się odwrócił. Oznaczało to, że Str. 3 pewna grupa posiadaczy certyfikatów nie będzie w stanie ich w ogóle sprzedać. Obecnie nie dysponujemy jeszcze kompletem danych na temat roku 2011 i 2012. Założyliśmy, że w tych latach uczestnicy rynku wnieśli w bardzo niewielu przypadkach opłatę zastępczą (dla 10% obowiązku w 2011 i 5% obowiązku w 2012), bowiem reakcja cenowa wskazywała, że od czwartego kwartału 2011 roku zaczęli zdawać sobie sprawę z długości systemu. W związku z tym zakładana przez nas nadwyżka podaży certyfikatów na koniec roku 2012 była nieco wyższa niż ta po roku 2010 i mogła wynieść 14,5TWh. Rys 1. Bilans podaży i popytu na rynku czerwonych certyfikatów Rysunek 2 przedstawia przebieg ceny czerwonych certyfikatów w odniesieniu do opłaty zastępczej i momentu odwrócenia się bilansu systemu. Zauważmy, że do końca roku 2010 cena certyfikatów kształtowała się nieco poniżej corocznie rosnącej opłaty zastępczej. Na początku roku 2011 cena nie wzrosła do poziomu nowo ustalonej opłaty zastępczej na rok 2011. Świadczyło to o pojawieniu się na rynku pierwszej niepewności związanej ze stanem systemu. Jednak gwałtowny spadek ceny czerwonych certyfikatów nastąpił dopiero w drugiej połowie roku 2011. Następnie ceny zatrzymały się na stosunkowo stabilnym poziomie na pierwsze trzy kwartały 2012 roku i rozpoczęły dalszy spadek w czwartym kwartale roku 2012. Taki przebieg cen jest zastanawiający. Wydaje się, że rynek zareagował ze zbyt dużym opóźnieniem. Żeby lepiej zrozumieć przyczyny takiej sytuacji, należy przyjrzeć się temu, kiedy publikowane są dane na temat systemu. Głównym źródłem informacji o bilansie podaży i popytu w systemie czerwonych certyfikatów są Sprawozdania z Działalności Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Sprawozdanie za rok t Str. 4 Rynek Energii publikowane jest na koniec pierwszego kwartału roku t+1. Ponadto nie zawiera ono kompletu danych na temat roku t. Dane są uzupełniane dopiero na koniec pierwszego kwartału roku t+2. Zatem, żeby mieć pewność co do wyników za rok t, trzeba poczekać do marca roku t+2. Z drugiej strony informacje dostępne w roku t+1 umożliwiają już wnioskowanie, nawet bez brakujących danych. W kontekście sytuacji na rynku czerwonych certyfikatów oznacza to, że wstępne dane na temat odwrócenia się bilansu systemu były dostępne na koniec pierwszego kwartału roku 2010, a pełne potwierdzenie otrzymały w marcu 2011 roku. Nr II (IV) - 2013 został skonstruowany w taki sposób, żeby zapewnić znaczącą nadwyżkę popytu nad podażą, jednak mechanizm opłaty zastępczej połączony ze skończonym horyzontem trwania systemu doprowadził do zjawiska gromadzenia się certyfikatów i spowodował w połowie 2009 roku odwrócenie bilansu popytu i podaży na rynku. Przewidujemy, że system zakończył się z nadwyżką co najmniej 14,5TWh. Do końca roku 2010 cena kształtowała się nieco poniżej opłaty zastępczej. Cena zareagowała na odwrócenie się bilansu popytu i podaży na rynku z opóźnieniem, spowodowanym opóźnieniami w publikowaniu informacji na temat stanu systemu i innymi, w tym także nieracjonalnymi, czynnikami. Ostatecznie jednak spadła do bardzo niskiego poziomu odzwierciedlającego znaczącą nadwyżkę podaży. 3. MODEL TEORETYCZNY WPŁYWU NIŻSZYCH CEN CERTYFIKATÓW NA CENY ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA RYNKU HURTOWYM Rys 2. Reakcja ceny czerwonych certyfikatów na wysokość opłaty zastępczej i odwrócenie bilansu systemu Z drugiej strony już po publikacji wstępnych danych za rok 2009 można było żywić obawę, że system zmierza w kierunku odwrócenia się bilansu. Taki harmonogram publikacji informacji powinien prowadzić do następującego zachowania się ceny. Po końcu marca 2010 roku, po publikacji wstępnych danych za rok 2009, cena nie powinna już znacząco rosnąć, a nawet powinna zacząć spadać. Na rynku można było natomiast zaobserwować kontynuację wzrostu ceny przez kolejny rok. Następnie na koniec marca 2011 roku cena powinna spaść znacząco. W tym okresie można było już z dużą pewnością stwierdzić, że bilans systemu uległ odwróceniu. Spadek ceny nastąpił dopiero z około półrocznym opóźnieniem. Nie był on jednak tak głęboki jak można byłoby się spodziewać. Na około rok, cena zatrzymała się na umiarkowanym poziomie i dopiero pod koniec roku 2012 spadła do poziomu zbliżonego do zera. Głównymi przyczynami opóźnionej reakcji ceny mogły być brak dostatecznej wiedzy części uczestników rynku na temat sytuacji w systemie oraz nadzieja na interwencję regulatora. Wciąż jednak reakcja rynku wydaje się być silnie nieracjonalna. Podsumowując, system czerwonych certyfikatów W niniejszym rozdziale przedstawiony zostanie model teoretyczny dla wyizolowanego efektu wpływu zmiany cen czerwonych certyfikatów na zmianę ceny energii na rynku hurtowym. Poprzez silne założenia usunęliśmy efekty trzecie, które mogą znacznie silniej wpływać na cenę energii elektrycznej, czego autorzy są w pełni świadomi. Model opiera się o dwa założenia. Po pierwsze zakłada się, że pomimo spadku ceny czerwonych certyfikatów, czy też zakończenia systemu wsparcia, przed elektrociepłowniami działającymi w systemie energetycznym stawia się cel utrzymania zysku na tym samym poziomie, co w momencie kiedy system funkcjonował poprawnie. Przy zmniejszonych przychodach z certyfikatów, do realizacji takiego celu zarząd elektrociepłowni może posłużyć się metodą obniżania kosztów funkcjonowania elektrociepłowni lub metodą zwiększenia przychodów z innych źródeł: sprzedaży energii elektrycznej lub sprzedaży ciepła. W pracy założono, że wykorzystywana jest jedynie metoda zwiększenia przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej. Cel utrzymania zysku na niezmienionym poziomie postawiony jest również innym podmiotom działającym na rynku wytwarzania energii. Kolejnym założeniem poczynionym w modelu jest niezmienność pozostałych czynników wpływających na cenę energii elektrycznej na rynku hurtowym, a w szczególności kosztu krańcowego produkcji w elektrociepłowniach i pozostałych źródłach wytwórczych oraz wielkości produkcji elektrociepłowni i pozostałych źródeł wytwórczych. Uchylanie założenia dotyczącego stałości kolejnych Nr II (IV) - 2013 Rynek Energii czynników wpływających na cenę energii elektrycznej na rynku hurtowym może prowadzić do stworzenia modelu dobrze odzwierciedlającego zachowanie się cen na hurtowym rynku energii elektrycznej w Polsce. Oznaczając jako: QEC produkcję energii w elektrociepłowniach opalanych węglem kamiennym w roku bazowym, Q E produkcję energii w pozostałych źródłach wytwórczych w roku bazowym, PE cenę energii elektrycznej na rynku hurtowym, PC cenę ciepła w roku bazowym, PCERT cenę certyfikatów w roku bazowym, ' cenę PCERT certyfikatów po odwróceniu bilansu systemu, MC EC koszt krańcowy elektrociepłowni, MC E średni koszt krańcowy pozostałych źródeł wytwórczych, zysk w roku bazowym, zysk po odwróceniu bilansu systemu oraz jako analizowaną zmianę cen energii elektrycznej na rynku hurtowym, możemy zapisać następujące równania łącznego zysku sektora przed: QEC ( PE PC PCERT MC EC ) QE ( PE MC E ) i po odwróceniu bilansu systemu: ' ' QEC ( xPE PC PCERT MC EC ) QE ( xPE MC E ) Z założonej wcześniej równości ' wynika, że wielkość zmiany cen energii elektrycznej wyniesie: ' Q P QEC PCERT QE PE QEC PCERT x EC E QEC PE QE PE Powyższe równanie zostanie teraz wykorzystane do wyznaczenia procentowej zmiany ceny energii z 2010 roku (rok bazowy – przed spadkami cen certyfikatów) spowodowanej wyłącznym wpływem zmiany cen czerwonych certyfikatów (inne czynniki niezmienione). Za wskaźnik cen energii elektrycznej przyjęto średnią cenę na pierwszym fixingu RDN. Wyniki obliczeń przedstawia tabela 1 Spadek cen czerwonych certyfikatów o 13,29PLN/MWh, przy poczynionych założeniach, wywarłby presję na podwyżkę ceny energii elektrycznej o około 1%. Likwidacja systemu wsparcia prowadziłaby natomiast do wzrostu ceny energii o 1,67%. Kluczowymi parametrami wpływającymi na wielkość podwyżki cen energii w takim uproszczonym modelu jest udział produkcji energii ze źródła wspieranego przez system świadectw pochodzenia, w ogóle produkcji energii oraz wielkość obniżki ceny świadectw pochodzenia. W przypadku czysto hipotetycznego załamania się systemu wsparcia odnawialnych źródeł energii (spadku ceny zielonych certyfikatów z 279PLN/MWh w okolice zera), przy produkcji w odnawialnych Str. 5 źródłach energii rzędu 11TWh, wzrost cen wyznaczony przez model wyniósłby ponad 10%, co jest już wynikiem znaczącym. Tworząc system wsparcia podatny na odwrócenie się bilansu systemu, regulator powinien zdawać sobie sprawę z następstw cenowych, jakie może wywołać załamanie się systemu wsparcia. Rok Średnia cena czerwonych certyfikatów [PLN/MWh] Zmiana ceny energii względem roku 2010 2010 2011 2012 2013 21,57 18,90 8,28 0,00 0% 0,21% 1,03% 1,67% Tabela 1. Wyizolowany wpływ zmiany cen czerwonych certyfikatów na cenę energii elektrycznej na rynku hurtowym 4. OCENA METOD ZRÓWNOWAŻENIA SYTUACJI W SYSTEMIE WSPARCIA KOGENERACJI W artykule zostało pokazane jak system wsparcia przestał pełnić swoją funkcję i rozwinął się w kierunku nieoczekiwanym przez regulatora. Zmusza to do zastanowienia się nad taką konstrukcją systemu, która byłaby odporna na nieprzewidywane zmiany zachowania jego uczestników. Dyskusja na ten temat jest szczególnie istotna w świetle tego, że regulator zastanawia się obecnie nad tym, czy system wsparcia dla kogeneracji przedłużać, a jeżeli tak to w jakiej formie. Po pierwsze należy zauważyć, że przedłużanie systemu wsparcia w niezmienionej formie, z określoną datą końca systemu, rosnącą z okresu na okres opłatą zastępczą oraz możliwością bankowania certyfikatów na kolejne okresy będzie prowadziło do identycznego zachowania się systemu, nawet jeżeli regulator będzie manipulował parametrami systemu takimi jak obowiązek przedstawiania certyfikatów do umorzenia – spadek cen zostanie co najwyżej nieco odłożony w czasie. Wprowadzenie malejącej opłaty zastępczej uniemożliwi wypełnienie jednej z funkcji systemu – promowania powstawania nowych mocy wytwórczych. Rekomendowanym rozwiązaniem problemów z którymi boryka się system czerwonych certyfikatów wydaje się wprowadzenie czasowej ważności wydawanych świadectw. Unieważnianie certyfikatów po określonym, stosunkowo krótkim czasie od ich wydania, zmuszałoby elektrociepłownie do sprzedaży otrzymanych certyfikaty, a sprzedawców energii do Str. 6 Rynek Energii umarzania ich zaraz po zakupie. To rozwiązanie zwiększyłoby nieco koszty transakcyjne systemu, bowiem wymagałoby ulepszenia procesów biznesowych u uczestników rynku certyfikatów tak, aby możliwe było szybkie umorzenie certyfikatów. Proponowana zmiana bazuje na obecnej infrastrukturze i procedurach, dlatego jej koszty są Nr II (IV) - 2013 niskie, a zdobycie akceptacji uczestników systemu proste. Rekomendacja ta dotyczy również systemów wsparcia innych źródeł wytwórczych, które, przy ich obecnym kształcie, są narażone na te same ryzyka, które spowodowały odwrócenie się bilansu systemu i załamanie się cen czerwonych certyfikatów. LITERATURA [1] Dyrektywa 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego I Rady z dnia 11 lutego 2004 r. w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii oraz zmieniająca dyrektywę 92/42/EWG [2] Informacja Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki nr 11/2009 [3] Informacja Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki nr 15/2012 [4] Informacja Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki nr 16/2011 [5] Informacja Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki nr 18/2008 [6] Informacja Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki nr 9/2010 [7] Raport oceniający postęp osiągnięty w zwiększaniu udziału energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w całkowitej krajowej produkcji energii elektrycznej, Monitor Polski Nr 1 Poz.12 – załącznik do obwieszczenia Ministra Gospodarki z dnia 12 grudnia 2007 r. [8] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 lipca 2011 r.; Dz. U. Nr 176, poz. 1052 [9] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 września 2007 r.; Dz. U. Nr 185, poz. 1314 [10] Sprawozdania z Działalności Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w latach 2007-2011 [11] Stenogram z 29-go posiedzenia Sejmu w dniu 5 grudnia 2006 r. w sprawie projektu ustawy o zmianie ustawy Prawo energetyczne, ustawy Prawo ochrony środowiska oraz ustawy o systemie oceny zgodności [12] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne; Dz. U. z 2012, poz. 1059 j.t. A SYNTHESIS OF SELECTED ELEMENTS OF COMBINED HEAT AND POWER GENERATION SUPPORT MODEL IN POLAND Key words: energy certification, cogeneration Summary. Mechanism of support of development and promotion of cogeneration plants has its legal grounding in EU directive 2004/8/WE. The solutions implemented to Polish legislation were based on a system of energy certification and on a market allowing to trade property rights to certificates of origin that allows energy sellers to fulfill their obligation to buy and remit them. For several years the system worked in accordance with the assumptions of lawmakers. However, mistakes in market design that surfaced with delay and over-optimism in the implementation of the system lead to acute imbalance in balance of the flow of property rights. The emergent and constantly growing oversupply of certificates lead to sharp decline of their prices. In the paper we present the analysis of sources of market failure and the influence of this phenomenon on the contracting policy of market participants. Based on these conclusions we derive recommendations related to improved design of certificates market that would reduce this oversupply problem while ensuring effectiveness of policy concentrated on support of selected energy sources. Jacek Sadowski, mgr Jacek Sadowski, starszy analityk we WLOG Solutions, ul. Harfowa 1A/25 02-389 Warszawa, e-mail: [email protected] Bogumił Kamiński, dr, adiunkt w Instytucie Ekonometrii w Szkole Głównej Handlowej w Warszawie, e-mail: [email protected] Wit Jakuczun, dr, starszy analityk we WLOG Solutions, ul. Harfowa 1A/25 02-389 Warszawa, e-mail: [email protected]
