PIGEO ogolne stanowisko do projektu ustawy OZE z 9-10-2012

Warszawa, październik, 2012
Wybrane kluczowe uwagi do projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii
opublikowanego w październiku 2012 r.
Środowiska działające na rzecz rozwoju odnawialnych źródeł energii (OZE) w Polsce oczekują od
wielu lat, iż Rząd RP zaproponuje i przeprowadzi przez procedurę parlamentarną ustawę o
odnawialnych źródłach energii, która określi długofalową, stabilną perspektywę rozwoju tego sektora
energetyki i wprowadzi elementarny ład prawny, w szczególności w odniesieniu do długofalowej
strategii wsparcia dla obecnie funkcjonujących i planowanych do realizacji instalacji
wykorzystujących odnawialne źródła energii. Oczekiwanie to wzrosło po przyjęciu w Unii
Europejskiej Dyrektywy 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania
energii ze źródeł odnawialnych. Choć termin transpozycji tej dyrektywy do prawa krajowego upłynął
jednak już dawno, w grudniu 2010 roku, dotychczas Rząd nie jest w stanie przedstawić spójnych i
gwarantujących zrównoważony rozwój OZE w Polsce, nowych rozwiązań prawnych.
Strategicznym celem przyjęcia przepisów implementujących Dyrektywę 2009/28/WE powinno być
nie tylko zapewnienie odpowiedniego udziału „zielonej energii” w konsumpcji energii finalnej, co
najmniej na określonym w Dyrektywie poziomie 15% w roku 2020, ale także stworzenie trwałych
podstaw dla systematycznego zwiększania tego udziału w następnych dekadach. Niestety, mimo
niewątpliwego postępu redakcyjnego, choć nie merytorycznego, jaki nastąpił w okresie od 22 grudnia
ubiegłego roku, kiedy Ministerstwo Gospodarki opublikowało pierwszy, mocno kontrowersyjny
projekt ustawy, proponowane kolejne wersje nie spełniają tych oczekiwań.
Prezentowane publicznie wyjaśnienia i oświadczenia przedstawicieli Rządu nie tylko nie rozwiewają,
ale wręcz potęgują wątpliwości. Część z nich zawiera niezgodne ze stanem faktycznym, a co najmniej
nierzetelne informacje dotyczące, na przykład, kosztów jakie rzekomo ponosi polski konsument z
tytułu wsparcia OZE, wysokości tego wsparcia, czy iluzorycznych oszczędności, jakie osiągnie się
poprzez wdrożenie nowych zasad systemowych.
Także ostatnia wersja projektu ustawy z 9 października br. nadal budzi zasadnicze wątpliwości, w tym
zastrzeżenia natury konstytucyjnej i obawy, iż naruszone może być także prawo europejskie.
Najpoważniejsze zarzuty natury konstytucyjnej i dotyczące naruszeń prawa gospodarczego dotyczą:
• nierównego traktowania podmiotów, w tym podważającego zaufanie do władzy publicznej
odbierania praw nabytych podmiotom już działającym w tych dziedzinach, bez wskazania, jakie
istotne przesłanki społeczne i gospodarcze miałyby być w ten sposób chronione i bez
satysfakcjonującego odszkodowania;
• nadmiernego ograniczania swobody działalności gospodarczej, w tym administracyjnego
regulowania/ograniczania poziomu cen energii, przy utrzymaniu niepewności przyszłych
przychodów z tytułu sprzedaży praw majątkowych, jakim są i mają być zielone certyfikaty;
• nieprawidłowości w mechanizmach i określaniu pomocy publicznej, co może prowadzić do
nierównego dostępu do pomocy publicznej oraz do kierowania tej pomocy do źródeł
nieuprawnionych, a w konsekwencji narazić zarówno Polskę, jak i podmioty, które z takiej pomocy
skorzystają na zarzut naruszania warunków konkurencji na jednolitym rynku europejskim ze
wszystkimi tego dotkliwymi konsekwencjami;
• braku przepisów przejściowych w stosunku do inwestycji, których proces realizacji rozpoczął się w
oparciu o przepisy prawa obowiązujące.
Ponadto poszczególne przepisy i definicje są nadal niedopracowane i niespójne, projekt nie tylko
zawiera liczne, już wcześniej wykazywane w konsultacjach, błędy techniczne i redakcyjne, ale także
1
poważne błędy merytoryczne. Niektóre zapisy stwarzają pole do istotnych wątpliwości
interpretacyjnych. Wszystko to potęguje niepewność co do rzeczywistych intencji Rządu i zwiększa
ryzyko inwestowania.
Przyjęcie projektu w proponowanym kształcie nie tylko nie spowoduje utrzymania tempa wzrostu
inwestycji w sektorach OZE, które osiągnęły największą dojrzałość technologiczną (mała energetyka
wodna, lądowa energetyka wiatrowa, biogazownie), ale wręcz przeciwnie, może przyczynić się do
załamania procesu inwestycyjnego w latach 2013-2020. Projekt nie odnosi się bowiem w
najmniejszym stopniu do sposobów eliminacji, czy łagodzenia zidentyfikowanych już barier
inwestycyjnych, w tym zwłaszcza dostępności przestrzeni i zasobów oraz technicznych warunków
przyłączenia do sieci, natomiast wprowadza dodatkowe ryzyko regulacyjne, w postaci
nieprzejrzystego i niegwarantującego stabilizacji i przewidywalności cen systemu przyznawania
świadectw pochodzenia (zielonych certyfikatów), co może zniechęcać instytucje finansowe do
udzielania kredytów dla małych i średnich przedsiębiorców.
Projekt ewidentnie dyskryminuje lądową energetykę wiatrową – obecnie poza współspalaniem,
najdynamiczniej rozwijający się sektor OZE. Wywołane tym, bardzo prawdopodobne załamanie
inwestycji w tym sektorze zwiększa znacznie ryzyko nie osiągnięcia indykatywnego celu udziału OZE
w konsumpcji energii na rok 2020, zwłaszcza w odniesieniu do sektora energii elektrycznej brutto.
Należy pamiętać, że osiągnięcie przyjętego wskaźnika 19% wymagałoby co najmniej potrojenia
produkcji energii elektrycznej z OZE w perspektywie najbliższych 8 lat, w tym adekwatnego
zwiększenia poziomu mocy zainstalowanych w energetyce wiatrowej.
Nie da się tego osiągnąć przez rozwój wyraźnie preferowanej dużej energetyki wodnej i morskiej
energetyki wiatrowej. Dotychczasowe doświadczenia z pierwszego z sektorów wyraźnie wskazują, że
budowa dużych obiektów hydrotechnicznych jest w Polsce bardzo trudna, trwa przez dziesięciolecia, a
uzyskiwane tą drogą potencjały wytwórcze będą niewielkie w stosunku do potrzeb. Natomiast
energetyka wiatrowa offshore rozwijać się będzie nie wcześniej niż po roku 2020 i to pod warunkiem
zbudowania w tym zakresie zdolności przesyłowych do wyprowadzenia mocy z farm morskich do
Polski Centralnej i Południowej.
Stosunkowo najlepiej rozpracowany w projekcie ustawy jest system wsparcia dla „mikroenergetyki” i
„pikoenergetyki” rozproszonej. Wydaje się jednak, że efekty jakie z tego tytułu będzie można
osiągnąć, są znacznie przeszacowywane, przynajmniej w horyzoncie 2020 roku, a koszty uzyskania
jednostki energii wytworzonej w tych źródłach okażą się znacznie wyższe niż w obecnym modelu
wsparcia (w przypadku fotowoltaiki 4-krotnie, a w przypadku mikroenergetyki wiatrowej blisko 3krotnie wyższy poziom wsparcia, niż otrzymują obecnie „duże” elektrownie wiatrowe”).
Proces rozwoju „mikroźródeł” hamowany będzie dodatkowo przez wymaganie od instalatorów
obowiązkowej, opartej o skomplikowany proces certyfikacji, co jest sprzecznym z dotychczasową
polityką Rządu w tym zakresie ograniczeniem w dostępie do zawodu instalatora małych instalacji
OZE. Ponadto z uwagi na fakt, że pierwsze egzaminy uprawniające do pozyskania certyfikatu
możliwe będą do przeprowadzenia dopiero po przyjęciu stosownych rozporządzeń i akredytacji
instytucji szkolących, mikroinstalacje i małe instalacje wykorzystujące OZE w Polsce realizowane
będą w pierwszej kolejności przez instalatorów tytułujących się certyfikatem wydanym w innych
krajach UE, gdzie przepisy Dyrektywy 2009/28/WE wskazujące o konieczności wprowadzenia
dostępu do certyfikacji (nie obowiązku) zostały dawno zaimplementowane.
2
Biorąc pod uwagę liczne uwagi i zastrzeżenia formułowane w odniesieniu do kolejnych projektów
ustawy OZE publikowanych przez resort gospodarki sformułować można następujące postulaty
określające minimum wymagań jakie spełnić powinien nowy akt prawny:
 Wysokość wsparcia powinna być znana z odpowiednim wyprzedzeniem, najpóźniej w
momencie, gdy dana inwestycja wchodzi w fazę realizacji – ewentualne zmiany zasad muszą
być wprowadzane z odpowiednim vacatio legis, co najmniej 3 lata wcześniej!
 Zmiany systemu wsparcia nie mogą pogarszać sytuacji obiektów już zrealizowanych i
inwestycji w toku, a w szczególności naruszać praw już nabytych – ustawa musi zawierać
rozwiązania przejściowe w odniesieniu do już działających źródeł, zapewniający poziom
wsparcia na dotychczasowym poziomie;
 Przychody ze sprzedaży energii i z systemu wsparcia muszą być przewidywalne i policzalne i
nie mogą zależeć od ciągłych zmian prawa w drodze rozporządzeń Ministra Gospodarki przy
niejasnych kryteriach ich określania;
 Strumień przychodów musi gwarantować w rozsądnym czasie spłatę kredytów i zwrot
poniesionych nakładów, z uwzględnieniem normalnego ryzyka biznesowego;
 System musi chronić producentów energii w źródłach rozproszonych przed dyktatem
cenowym i technicznym oligopolu energetycznego;
 Wysokość wsparcia raz ustalona dla danej jednostki wytwórczej nie może być arbitralnie
zmniejszana w okresie spłaty kredytu, natomiast powinna być waloryzowana, aby umożliwić
reakcję na zmiany stóp oprocentowania kredytów i skutki inflacji;
W tym celu należy:
 w miejsce proponowanego, skomplikowanego i nieprzewidywalnego systemu wsparcia
wprowadzić system zapewniający przychód na gwarantowanym na minimalnym poziomie, jak
zostało to zadeklarowane przez rząd w przyjętym Krajowym Planie Działania. Korzystając z
doświadczeń (dobrych i złych) naszych sąsiadów – może to być system feed-in-tariff. Byłoby
to rozwiązanie skuteczne, proste i sprawdzone i de facto najtańsze (likwidacja pośredników
giełdowych, kierowanie wsparcia bezpośrednio do wytwórców). W ostateczności przy
pozostaniu z systemem zielonych certyfikatów należy ustalić minimalną cenę zakupu
certyfikatów na poziomie ceny przyjętej w modelach finansowych do wyznaczenia
współczynników korekcyjnych;
 wprowadzić ulgi podatkowe na zakup kolektorów słonecznych, pomp ciepła, kotłów na
biomasę, paneli fotowoltaicznych umiejscawianych na budynkach;
 wprowadzić mechanizm promujący rozwój układów hybrydowych (źródła wiatrowe,
fotowoltaiczne i biogazowe i inne pracujące w skojarzeniu i wzajemnie się uzupełniające);
 wprowadzić mechanizm promujący wykorzystanie energii elektrycznej w transporcie.
Poniżej prezentujemy bardziej szczegółowe komentarze do kluczowych zastrzeżeń do projektu ustawy
o odnawialnych źródłach energii, które uzasadniają twierdzenie, że bez solidnej weryfikacji, projekt
ustawy nie może być podstawą dyskusji w Sejmie i Senacie RP.
Sprzedaż energii elektrycznej wytwarzanej w źródłach odnawialnych nie korzystających z
systemu feed-in-tariff
3
Stan obecny
Obowiązujący porządek prawny daje wytwórcy z sektora OZE gwarancję zakupu energii elektrycznej
(przez niego wytworzonej w danym roku) przez sprzedawcę z urzędu w danym roku po średniej cenie
energii na hurtowym rynku z roku poprzedniego. Gwarancja ta przysługuje obecnie wszystkim
koncesjonowanym i rejestrowanym instalacjom OZE przyłączonym do krajowej sieci
elektroenergetycznej (KSE), przez cały okres ich funkcjonowania. Gwarancja ceny minimalnej nie
pozbawia przy tym koncesjonowanego/rejestrowanego wytwórcy możliwości sprzedaży energii
elektrycznej przedsiębiorstwu innemu niż sprzedawca z urzędu, zajmującemu się obrotem energią
elektryczną lub bezpośrednio do odbiorcy końcowego. Pozwala to na aktywne uczestnictwo w grze
rynkowej, z towarzyszącymi temu ryzykami i szansami wynikającymi z okresowych spadków i
wzrostów cen hurtowych, albo na zawieranie długookresowych umów na sprzedaż energii. Jest to w
pełni zgodne z zasadami wolnego rynku i swobody prowadzenia działalności gospodarczej i co więcej
nie powoduje jakichkolwiek zaburzeń na rynku energii, gdyż w rzeczywistości średnia cena ważona
zakupu energii z OZE jest zauważalnie niższa niż cena gwarantowana.
Proponowane nowe przepisy w tym zakresie burzą ten porządek, bez jasnego i
przekonywującego uzasadnienia i wprowadzają następujące zmiany:
1. W roku wejścia w życie ustawy (projektodawca zakłada, że będzie to rok 2013) wprowadza się
maksymalną cenę bazową za energię elektryczną w wysokości 198,9 zł za MWh (art.58 ust. 3)
obowiązującą nie tylko dla nowo oddawanych do użytkowania jednostek (po wejściu w życie
ustawy), ale także dla już funkcjonujących, korzystających z aktualnie obowiązujących przepisów
prawa. Proponowana kwota odzwierciedla średnią rynkową cenę energii elektrycznej na rynku
hurtowym z 2011 r, co oznacza, że wytwórcy energii z OZE w pierwszym roku funkcjonowania
nowej ustawy zmuszeni będą sprzedawać energię po cenie sprzed dwóch lat! W kolejnych latach
(ale maksymalnie przez 15 lat od dnia uruchomienia danej instalacji - wątek ten poruszony będzie
przy okazji dyskusji o zielonych certyfikatach) cena waloryzowana będzie o wskaźnik inflacji, ale
z zastrzeżeniem, że waloryzacja ta nie może być wyższa niż wskaźnik wzrostu średniej ceny
hurtowej energii elektrycznej opublikowany w danym roku (nie wiadomo jednak do którego roku
wskaźnik ten ma się odnosić).
Analizując samą treść, jak i prawdopodobne konsekwencje wprowadzenia tych zapisów, można
wnioskować, że projektodawcy albo całkowicie nie rozumieją mechanizmów finansowania
inwestycji OZE, albo kierują się trudną do zrozumienia chęcią administracyjnego ograniczania
przychodów wytwórców z tych sektorów, co oznacza zasadnicze odejście od zasad gospodarki
rynkowej, a co więcej jest sprzeczne z deklarowanym przez Rząd i Urząd Regulacji Energetyki
zamiarem całkowitego uwolnienia taryf na energię elektryczną.
Wobec prognozowanego, przez wszystkie liczące się w tym zakresie ośrodki analityczne, wzrostu
cen energii elektrycznej w Polsce zaproponowany mechanizm doprowadzić może wkrótce do
sytuacji, w której wytwórcy OZE otrzymywać będą najniższe z możliwych ceny, natomiast
sprzedawcy zobowiązani korzystać będą z nieuprawnionej renty, wynikającej z różnicy pomiędzy
rynkową ceną sprzedaży energii, a limitowaną ustawowo ceną zakupu z OZE. Można to uznać za
nieusprawiedliwioną pomoc publiczną, kierowaną do innych podmiotów, spoza sektora OZE!
2. W projekcie ustawy zakłada się ponadto (art. 61 ust. 2), że wytwórca energii elektrycznej z OZE
pozbawiony zostanie prawa do pozyskania „zielonych certyfikatów”, jeśli sprzeda energię na
wolnym rynku, czyli do podmiotu nie będącego tzw. sprzedawcą zobowiązanym (obecnie w
4
ustawie Prawo energetyczne rolę taką wypełnia sprzedawca z urzędu), po cenie wyższej niż
ustalona maksymalna cena wytwórców OZE (patrz pkt. 1). Rzekomy „priorytet” (art. 62 ust. 2)
polegający na możliwości zwiększenia tej ceny o 5% pozostaje w całkowitej sprzeczności z innym
przepisem (art.62 ust.2 pkt.7 ppk.3), nakładającym na wytwórcę obowiązek złożenia oświadczenia,
iż cena sprzedaży nie będzie wyższa niż ustalona, pod groźbą odpowiedzialności karnej.
Pozbawienie certyfikatów dotyczy także wytwórców, którzy sprzedają energię elektryczną
bezpośrednio do odbiorców końcowych (np. z pominięciem sieci KSE). Ogranicza to swobodę
działalności gospodarczej, gdyż czyni sprzedaż energii elektrycznej z OZE bezpośrednio do
odbiorcy końcowego całkowicie nieopłacalną. Taka sprzedaż w oparciu o propozycję resortu
gospodarki już nie zafunkcjonuje, nawet gdyby zdjąć konieczność złożenia oświadczenia i ustalić
możliwość zwiększenia ceny do 115% zamiast 105%. Podniesienie ceny przez wytwórcę
musiałoby skompensować nie tylko przychody z utraconych zielonych certyfikatów, ale także
koszty zakupienia i umorzenia certyfikatów zielonych i dodatkowo kogeneracyjnych (względnie
wniesienia opłaty zastępczej) dla spełnienia obowiązków przewidzianych na sprzedawcach energii
do odbiorców końcowych! Proponowana zmiana jest więc niczym innym, jak zamianą
obowiązującego PRZYWILEJU na OBOWIĄZEK, pod groźbą KARY, pozostającą w
sprzeczności z zasadami swobody prowadzenia działalności gospodarczej.
Nie ma też żadnego uzasadnienia systemowego, ani ekonomicznego dla ograniczania możliwości
sprzedaży wytworzonej ze źródeł odnawialnych inaczej niż poprzez kontrakt ze sprzedawcą
zobowiązanym. Projektodawcy ewidentnie przeceniają możliwość pozyskania nadmiernych (czytaj:
nieuzasadnionych) dodatkowych dochodów przez wytwórców z sektora OZE, sugerując
publicznie, że mogliby oni jednocześnie korzystać z gwarancji zakupu w okresach niskich cen
energii (np. w „dolinie” nocnej) i sprzedawać energię po wyższych cenach na giełdzie w okresach
wzmożonego popytu, jako uczestnicy rynku bilansującego. W praktyce takie działanie byłoby
bardzo trudne, a wręcz niewykonalne z technicznego punktu widzenia, zwłaszcza dla tych
wytwórców, którzy wprowadzają energię do sieci na poziomie spółek dystrybucyjnych (tacy
wytwórcy nie są widoczni na rynku bilansującym). Wytwórcy przyłączeni bezpośrednio do
systemu przesyłowego mieliby w tym zakresie pewne możliwości, ale ukształtowała się już
praktyka w formie odpowiednich zapisów umów handlowych, która wyklucza takie działanie.
Wejście w życie takiego przepisu nie tylko hamowałoby rozwój konkurencyjnego rynku energii
elektrycznej poprzez rosnący udział energii ze źródeł odnawialnych, ale także prowadziłoby do
konieczności zerwania wielu podpisanych już umów na sprzedaż energii elektrycznej (i
certyfikatów) z obiektów OZE oddanych do użytkowania przed wejściem nowej ustawy ze
wszelkimi tego negatywnymi konsekwencjami dla inwestorów OZE. Grozi to licznymi sprawami
sądowymi ze Skarbem Państwa o odszkodowania.
Postulat
W przypadku dalszego stosowania przez Polskę systemu zielonych certyfikatów konieczne jest
utrzymanie dotychczas obowiązującej i sprawdzającej się w praktyce zasady, że gwarantowana jest
minimalna cena zakupu energii elektrycznej przez sprzedawcę zobowiązanego, tak jak to Rada
Ministrów zadeklarowała w Krajowym Planie Działania z 2010 r. Utrzymane też powinny być
obowiązujące zasady i metodyka z obecnej ustawy Prawo energetyczne oraz waloryzowanie ceny
gwarantowanej o wskaźnik wzrostu cen energii, a nie o wskaźnik inflacji.
Zielone certyfikaty wspierające wytwórców energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych
5
Stan obecny
Przepisy obowiązujące przyznają wytwórcom prawo do pozyskiwania zielonych certyfikatów bez
żadnego ograniczenia terminowego (w domyśle przez cały okres eksploatacji danej instalacji). Zasada
pozyskiwania certyfikatów jest jednakowa dla wszystkich technologii OZE – otrzymuje się jeden
certyfikat za 1 MWh godzinę energii wytworzonej w koncesjonowanym/rejestrowanym źródle i
potwierdzonej odpowiednim wskazaniem urządzeń pomiarowych. Górny limit ceny certyfikatu
wyznacza wartość jednostkowej opłaty zastępczej, corocznie waloryzowanej o wskaźnik inflacji
(obwieszczenia o wysokości opłaty zastępczej publikowane są raz w roku przez Prezesa URE). W
roku 2012 wartość opłaty zastępczej wynosi 286,74 PLN/MWh.
Certyfikaty mogą być zbywane przez wytwórców z sektora OZE na podstawie kontraktów
dwustronnych (ok. 75% wolumenu) oraz przez ich sprzedaż na giełdzie towarowej (ok. 25%
wolumenu). W tej sytuacji wartość certyfikatów jest ustalana albo w kontrakcie długoterminowym (z
reguły poniżej maksymalnej wartości określanej przez jednostkową opłatę zastępczą) albo
weryfikowana jest przez mechanizmy rynkowe (uzależniona jest przede wszystkim od popytu po
stronie przedsiębiorstw sprzedających energię elektryczną odbiorcom końcowym, wynikającego z
wielkości obowiązku ustalanego w rozporządzeniu ministra właściwego ds. gospodarki oraz podaży
świadectw zależnej od wielkości produkcji w danym okresie). Obecnie cena certyfikatu na giełdzie
plasuje się na poziomie 230 zł za MWh (dane z dnia opublikowania projektu ustawy), a nie 270 zł za
MWh, jak twierdzą autorzy projektu ustawy.
System zielonych certyfikatów funkcjonuje od 2005 r. Należy w związku z tym zauważyć, że w
Polsce działają instalacje (jednostki wytwórcze) OZE, głównie małe elektrownie wodne i pojedyncze
farmy wiatrowe, oddane do użytkowania przed tym terminem. Ich prowadzący pozyskali prawo
otrzymywania zielonych certyfikatów po ich ustanowieniu w polskim porządku prawnym, ale według
proponowanej ustawy prawo do zostanie im odebrane. Należy jednak wskazać, że średnia cena
sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w OZE w systemie prawnym przed 2005 r. zbliżona była
do ceny energii w taryfie (bez podziału na taryfę przesyłową) dla odbiorców końcowych.
Wprowadzenie w roku 2005 certyfikatów zielonych spowodowało zwiększenie przychodów i
jednocześnie obniżenie przychodów z wytwarzanej i sprzedawanej energii elektrycznej.
Od blisko roku na rynku zielonych certyfikatów występuje zjawisko nadpodaży zielonych
certyfikatów (zmaterializowało się ryzyko sygnalizowane od ponad 2 lat przez ekspertów).
Doprowadziło to do spadku cen zielonych certyfikatów o ponad 20% (stan z października 2012 r.) z
dalszą tendencją malejącą. Główną przyczyną tego zjawiska jest bardzo szybki wzrost produkcji
energii elektrycznej w procesach współspalania, której wolumen sięga już ok. 60% całej energii
elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach, przy jednoczesnym utrzymywaniu w latach
2010-2012 obowiązku zakupu „zielonej energii” na niezmienionym poziomie 10,4%. Już w 2011 r.
wolumen energii wg wydanych zielonych certyfikatów w stosunku do finalnej konsumpcji energii
elektrycznej netto przekroczył ten poziom, a w 2012 r. wobec niezmienionego wskaźnika, rozziew
pomiędzy podażą zielonych certyfikatów, a popytem na nie powiększał się, prowadząc do spadku cen.
W praktyce oznacza to, że ponad 60% przychodów z tytułu sprzedaży zielonych certyfikatów trafia do
dużych przedsiębiorstw energetycznych, eksploatujących instalacje współspalania, a zaledwie czwarta
ich część do innych źródeł odnawialnych, takich jak lądowa energetyka wiatrowa, biogazownie
różnych typów oraz mała energetyka wodna, elektrownie na biomasę i w nieznaczącym stopniu
fotowoltaika. Proporcja przychodów z tego tytułu w latach 2006-2011 w sektorze współspalania do
rzeczywistych nakładów inwestycyjnych ma się w przybliżeniu jak 3:1, podczas gdy w sektorze
6
wiatrowym jak 1:6. Obrazuje to rzeczywiste efekty działania systemu wsparcia, który obecnie
wspomaga przede wszystkim sektor energetyki konwencjonalnej.
Warto także pamiętać o genezie decyzji o wyborze systemu zielonych certyfikatów, jako bazowego
mechanizmu wsparcia rozwoju OZE. Zręby tej idei kształtowały się na przełomie 2004/2005 r. kiedy
sektory wytwarzania i dystrybucji energii w Polsce były zdecydowanie bardziej zdezintegrowane niż
w chwili obecnej. Zachęcało to do przyjęcia instrumentu o bardziej, jak się wówczas wydawało,
rynkowym charakterze. Jednak konsolidacja pionowa i pozioma przeprowadzona w sektorze
energetyki w 2006 r. doprowadziła do radykalnego zmniejszenia ilości „graczy” rynkowych i
powstania rynku o charakterze oligopolicznym, na którym mechanizmy rynkowe i konkurencja nie
mają już takiego znaczenia. Jest to jedna z ważnych przyczyn obserwowanego aktualnie załamania
wartości zielonych certyfikatów na wolnym rynku.
Proponowane nowe przepisy w tym zakresie nie usuwają problemów, które objawiły się w ciągu
siedmiu już lat funkcjonowania systemu zielonych certyfikatów, za to zmieniają na niekorzyść,
przy budzącym wiele wątpliwości uzasadnieniu, istotną część zasad podstawowych w niżej
opisany sposób:
1. W przeciwieństwie do aktualnie obowiązujących zasad projekt ustawy nie zawiera przepisów
zapewniających waloryzację jednostkowej opłaty zastępczej wskaźnikiem inflacji (art. 73).
Oznacza to, że w przyszłych latach cena certyfikatu zielonego będzie stała (lub mniejsza, jeśli
utrzyma się lub pojawi na nowo zjawisko nadpodaży certyfikatów zielonych). Oznacza to, że w
perspektywie wieloletniej wytwórca z sektora OZE otrzyma mniejsze wsparcie niżby to wynikało z
przepisów dziś obowiązujących. Przy założeniu, że średniookresowy wskaźnik inflacji w
horyzoncie oscylować będzie wokół 3% różnica w dochodach w porównaniu z obecnymi zasadami
może wynieść w 2020 r. co najmniej 25%. W przypadku instalacji uruchomionej w 2012 r. która
korzystałaby ze wsparcia na zmienionych zasadach przez ok. 14 lat skumulowany spadek
przychodów z tego tytułu wyniósłby ok. 20% (ekwiwalent przychodów ze sprzedaży zielonych
certyfikatów z okresu ponad 2,5 roku!). W powiązaniu z utrzymaniem w ryzach wzrostu ceny
gwarantowanej powodować to będzie tak poważny spadek potencjalnych przychodów, że może
stać się dla banków powodem dla odmowy udzielenia kredytu, a tym samym braku możliwości
zrealizowania inwestycji.
2. Proponowany mechanizm ignoruje całkowicie fakt, że inflacja pośrednio lub bezpośrednio wpływa
na koszty operacyjne każdego przedsięwzięcia OZE, szczególnie na koszty kredytu inwestycyjnego
uzależnionego od WIBOR. W projekcie ustawy nie zaproponowano w związku z tym żadnej
waloryzacji inflacyjnej jednostkowej opłaty zastępczej nawet dla inwestycji już zrealizowanych i
funkcjonujących na rynku, których model finansowe zakładały wzrost wartości certyfikatów
skorelowany z poziomem inflacji. Inwestorzy, którzy zawierzyli obowiązującym dotychczas
przepisom, mogli zakładać trwałość obowiązujących mechanizmów, gdyż gwarancje ich
stabilności zapisano w przyjętych 2 i 3 lata temu przez Rząd dokumentach: Polityce Energetycznej
Polski do 2030 r. (10 listopada 2009 r.) oraz Krajowym Planie Działania na rzecz OZE (7 grudnia
2010 r.). Zaplanowano tam utrzymanie mechanizmów wsparcia zapewniających minimalne
gwarantowane przychody. Na tej podstawie tworzono modele finansowe, które określały możliwy
poziom kredytowania. Wynikający ze zmiany zasad spadek dochodów może stanowić dla banków
pretekst do wypowiedzenia umowy kredytowej, co dla większości podmiotów oznaczać będzie
bankructwo i potencjalne roszczenia odszkodowawcze do Skarbu Państwa.
7
3. Projekt zawiera propozycję ograniczenia okresu, w którym dla danego odnawialnego źródła
przyznawane będą zielone certyfikaty do 15 lat liczonych od dnia uruchomienia instalacji (art. 84
ust. 1). Wyjątkiem od tej reguły są tylko technologie współspalania biomasy z paliwami
nieodnawialnymi. Dla instalacji tego typu ustalono wprawdzie krótszy, 5 letni okres uprawnienia
do pozyskiwania zielonych certyfikatów, ale liczony od daty skorzystania z tego prawa.
4. Dla innych niż współspalanie instalacji OZE oddanych do użytku przed 1998 r. efektywny czas
udzielania wsparcia wynosiłby w tej sytuacji nie więcej niż 7,5 roku1, czyli okres od 1 października
2005 r. do 31 grudnia 2012 r. Podobne czasowe ograniczenie (do 15 lat) dotyczyć będzie gwarancji
zakupu wytwarzanej z OZE (art. 58 ust. 2). Nie ulega wątpliwości, że takie ograniczenie działania
systemu wsparcia dla obiektów uruchomionych przed 1 października 2005 r. to znaczące i niczym
nieusprawiedliwione pogorszenie warunków działania. Można to traktować jako celową
dyskryminację pionierów, w szczególności tych, którzy pod koniec ubiegłego i na początku
obecnego tysiąclecia tworzyli w Polsce małe elektrownie wodne, pierwsze biogazownie
składowiskowe i biogazownie rolnicze, w tym utylizujące gnojowicę, a także kilka elektrowni na
biomasę i elektrowni wiatrowych. Odzwierciedla to ewidentnie negatywny stosunek twórców
ustawy do wszystkich sektorów OZE i stanowi zniechęcający sygnał dla innych inwestorów.
Co więcej, zniesienie dla tych instalacji obowiązku zakupu spowodować może, że przestaną one w
ogóle wytwarzać energię, co z kolei zmniejszy poziom wykonania wskaźnika udziału energii
elektrycznej z OZE w konsumpcji finalnej.
Istotna jest też kwestia pewności inwestowania i gospodarowania oraz zaufania do władzy
publicznej. Wytwórcy energii w takich obiektach podjęli ryzyko inwestycyjne, przetarli szlaki w
procedurach administracyjnych i zamiast pozyskać swego rodzaju premię za innowacyjność i
aktywność, pozwalającą im dalej rozwijać działalność, zgodnie z deklaracjami i zachętami ze
strony władz, zostaną pozbawieni przychodów z zielonych certyfikatów (lub przychody te zostaną
znacząco ograniczone w stosunku do obecnego stanu prawnego). Propozycja wyłączenia wsparcia
po 15 latach liczonych od dnia uruchomienia instalacji, a nie od daty otrzymania pierwszego
certyfikatu, oznacza także pozbawienie przedmiotowych instalacji praw słusznie nabytych bez
wykazania, że przyświeca temu ważny, nadrzędny interes publiczny. Oszczędności z tego tytułu po
stronie kosztów systemu wsparcia nie będą znaczące (kilkuprocentowe!), ale szkody wizerunkowe
i podważenie zaufania do Państwa ogromne.
5. Przedmiotowa propozycja oznacza nierówne traktowanie wytwórców z branży OZE w kwestii
dostępu do pomocy publicznej, dla której nie przedstawiono żadnego ekonomicznego, ani innego
uzasadnienia. Podmioty tego samego typu podejmujące działalność po wejściu w życie ustawy
korzystać mają ze zwiększonego wsparcia przez znacznie dłuższy okres (w porównaniu z
przykładem podanym w przypisie przez okres ponad dwukrotnie dłuższy).
1
8
Przykładowo, właściciel małej elektrowni wodnej oddanej do użytku w grudniu 1997 roku, po wejściu w życie
projektowanej ustawy, nie pozyska żadnego zielonego certyfikatu i zapewne nie będzie miał możliwości sprzedania
wyprodukowanej energii po satysfakcjonującej cenie (na pewno nie wyższej niż 198,9 zł/MWh). Tym samym okres
wsparcia zielonymi certyfikatami (i gwarancją zakupu energii elektrycznej) ograniczony byłby w tym przypadku do
niespełna 8 lat (2005-2012). Obiekt oddany do użytku w dniu 1 stycznia 2001 r korzystałby ze wsparcia przez nieco ponad
10 lat, a w dniu 1 stycznia 2004 r. odpowiednio przez nieco ponad 13 lat.
Właściciele części takich obiektów uruchomionych w pierwszej połowie ubiegłej dekady i
wcześniej (np. biogazownie utylizujące gnojowicę, instalacje wykorzystujące gaz składowiskowy)
będą zmuszeni do zakończenia eksploatacji (z negatywnym skutkiem dla gospodarki) z uwagi na
koszty operacyjne znacznie przewyższające przychody (twierdzenie to można łatwo zweryfikować
chociażby na podstawie założeń dotyczących CAPEX, OPEX oraz produkcji energii dla
poszczególnych źródeł podanych w Ocenie Skutków Regulacji)2. Zakończenie działalności
gospodarczej przed upływem długoletnich umów o dostawę energii może skutkować karami
umownymi dla jej wytwórców, oraz w konsekwencji zaskarżeniem przez nich Skarbu Państwa o
odszkodowania.
6. Projekt ustawy zawiera propozycję mechanizmu, który zapobiegać ma nadpodaży zielonych
certyfikatów. Opinie ekspertów w tym zakresie wskazują jednak, że wiara w skuteczność działania
takiego mechanizmu (zapobieganie nadpodaży świadectw pochodzenia i hamowanie spadku ich
cen) jest złudna, gdyż ma on charakter uznaniowy i jest oparty na błędnych przesłankach.
7. Przedmiotowy przepis zakłada, że minister właściwy do spraw gospodarki, będzie mieć
możliwość, ale nie obowiązek (sic!) przeprowadzenia interwencji regulacyjnej, jeżeli średnia cena
certyfikatów na giełdzie utrzymywać się będzie poniżej poziomu 75% wartości jednostkowej
opłaty zastępczej przez okres 6 miesięcy. Dopuszcza to w praktyce, że przychody wytwórców ze
sprzedaży certyfikatów mogą przez dowolnie długi czas utrzymywać się na poziomie o blisko ¼
niższym niż wartość jednostkowej opłaty zastępczej, a okresowo (do 6 miesięcy) na znacznie
niższym poziomie.
Minister właściwy ds. gospodarki nie może w takim przypadku, wobec jednoznacznego charakteru
przepisu, w jakikolwiek sposób zareagować na nadpodaż, nawet w sytuacji gdy cena wynosiłaby
kilka lub kilkanaście proc. jednostkowej opłaty zastępczej, ale utrzymywałaby się na tym poziomie
w okresie krótszym niż 6 miesięcy. Stwarza to tzw. pokusę nadużycia i zmowy głównych graczy
rynkowych, którzy realizację obowiązku zakupu będą musieli udokumentować dopiero na koniec
danego okresu rozliczeniowego.
Postulaty
1. Przedstawiona w niniejszym rozdziale informacja i argumentacja w sposób bezdyskusyjny
dowodzi, że system zielonych certyfikatów nie ma i nie będzie mieć oczekiwanej
skuteczności motywującej inwestorów do systematycznego rozwoju OZE przy braku
ustalenia minimalnej ceny ich zakupu. Alternatywnie system zielonych certyfikatów należy ,
zastąpić systemem feed-in-tariff.
2. Rząd nie może uchylać się od wypełnienia, deklaracji dotyczących stabilizacji systemu
wsparcia, zwartych w Krajowym Planie Działania (KPD), którego zapisy i postanowienia
powinny stanowić kanwę do projektowania ustawy o odnawialnych źródłach energii. Rada
Ministrów wskazała tam, że zapewniony będzie minimalny przychód z zielonych
certyfikatów gwarantujący opłacalność inwestycji oraz, że certyfikaty funkcjonować będą
2
9
Przykładowo elektrownia na biogaz składowiskowy o mocy 1 MWel, po wyłączeniu z systemu wsparcia, pozyska
hipotetycznie w ciągu roku przychód (już nie gwarantowany) wynoszący nie więcej niż 1,39 mln zł przy poniesionym
koszcie operacyjnym 1,6 mln zł!
całą żywotność danej instalacji. Zobowiązanie to pozostaje w mocy i przedsiębiorcy ze
wszystkich branż OZE oczekują, że system wsparcia, czy to uwzględniający zielone
certyfikaty, czy feed-in-tariff konstruowany będzie zgodnie z tymi deklaracjami.
3. W przypadku utrzymania systemu zielonych certyfikatów prawo musi zagwarantować, że
wartość maksymalna certyfikatów, określana przez wysokość jednostkowej opłaty
zastępczej, będzie corocznie waloryzowana wskaźnikiem inflacji opłaty zastępczej.
4. Przedsiębiorcy wnoszą także o ustalenie minimalnej ceny zakupu certyfikatów np.
wynoszącą 94% wartości jednostkowej opłaty zastępczej, czyli wartość którą zgodnie z
Oceną Skutków Regulacji (OSR) wydaną do projektu ustawy przyjęto do wyliczenia
współczynników korekcyjnych. W przeciwnym razie projektodawca powinien w modelach
finansowych prowadzących do wyznaczenia wartości współczynników korekcyjnych
przyjąć za przychody ze sprzedaży certyfikatów wartość 75% jednostkowej wartości opłaty
zastępczej (daje to 215 zł za MWh i co w zasadzie niewiele odbiega w dół od obecnych cen
na towarowej giełdzie energii i cen ustalonych w kontraktach długoletnich) i wyliczyć
współczynniki korekcyjne na nowo! Podkreślić trzeba, że przyjęcie do modelu finansowego
cen certyfikatu na poziomie 75% opłaty zastępczej nie jest równoznacznie z gwarancją, że
taką cenę wytwórca uzyska. Zaproponowany w projekcie ustawy mechanizm stwarza
bowiem możliwość manipulacji cenowych na rynku certyfikatów, prowadzonych przez
silnych graczy!
Współczynniki korekcyjne zmieniające wartość zielonego certyfikatu
W obecnym stanie prawnym wytwórca z sektora OZE za każdą jednostkę (MWh) energii
wyprodukowanej w źródle odnawialnym (obojętnie jakiego rodzaju i jakiej mocy zainstalowanej jest
to źródło) otrzymuje jeden zielony certyfikat. System nie przewiduje obecnie jakiegokolwiek
zróżnicowania wpływów z tytułu sprzedaży zielonych certyfikatów, np. poprzez uzależnienie tego
zróżnicowania od wartości inwestycji, kosztów budowy w przeliczeniu na jednostkę mocy
zainstalowanej itp. Dzięki temu ilość zielonych certyfikatów wydawanych rocznie przez Prezesa URE
odpowiada z grubsza ilości energii z odnawialnych źródeł wytworzonej w danym roku.
Tak skonstruowany system wsparcia tworzył najlepsze warunki rozwoju dla instalacji współspalania
biomasy z węglem, nowych instalacji, zwłaszcza bloków kogeneracyjnych wykorzystujących samą
biomasę oraz dla lądowej energetyki wiatrowej. Pozostałe branże OZE nie rozwijały się tak
intensywnie, co może oznaczać, że przy obecnych nakładach inwestycyjnych (CAPEX) i
operacyjnych (OPEX) dochody ze sprzedaży energii po cenie gwarantowanej i przychód ze sprzedaży
zielonych certyfikatów nie gwarantują rentowności inwestycji.
Stało się to podstawą do sformułowania idei tzw. współczynników korekcyjnych – tym wyższych im
wyższy poziom nakładów inwestycyjnych i kosztów operacyjnych dla danego typu OZE. Nadmienić
jednak trzeba, że podobny wzrost przychodów dla branż, które nie osiągają wskaźników rentowności
przy obecnych warunkach wsparcia, można uzyskać co najmniej kilkoma innymi i znacznie mniej
skomplikowanymi metodami. Należy do nich w pierwszej kolejności system feed-in-tariff.
Zróżnicowanie dochodów można osiągnąć także poprzez zróżnicowanie okresu uprawnienia do
uzyskiwania wsparcia dla różnych technologii. Przykładowo, w przypadku aktualnie dostępnych
technologii biogazowych wsparcie powinno być utrzymywane przez cały „okres życia” danej
instalacji, w przypadku współspalania okres przyznawania zielonych certyfikatów można ograniczyć
10
do 3-4 lat, w przypadku lądowej energetyki wiatrowej 15 lat, a morskiej energetyki wiatrowej ok. 20
lat. Odrębnego potraktowania wymagałaby mała energetyka wodna i fotowoltaika.
W pierwszym przypadku ceny urządzeń do wytwarzania energii są dość stabilne, choć poszczególne
techniki mają różne poziomy cenowe. Jednak w większości przypadków główne koszty tego typu
inwestycji stanowi budowa, modernizacja, bądź odtworzenie odpowiedniej infrastruktury
hydrotechnicznej. W takim przypadku okres udzielania wsparcia powinien być ustalany indywidualnie
i może w niektórych przypadkach znacznie przekraczać 20 lat. Alternatywą mogą być dotacje
przedmiotowe, na tworzenie odpowiedniej infrastruktury hydrotechnicznej, np. pod dodatkowym
warunkiem, że obiekty te będą jednocześnie zwiększać zdolności retencyjne w mikrozlewniach.
W przypadku fotowoltaiki obserwuje się z kolei szybki spadek cen. Skłania to do zastanowienia, czy
ma sens tworzenie warunków dla przyśpieszenia już dziś inwestycji w tym zakresie, czy też
należałoby ustalić taki poziom wsparcia, który zapewni przyśpieszenie rozwoju sektora dopiero w tym
momencie, gdy oczekiwany spadek cen technologii zapewni odpowiednią rentowność inwestycji.
Tak zaprojektowany system wsparcia ma tą zaletę, że w prosty sposób pozwala gratyfikować
wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych, umożliwia elastyczne reagowanie na zmiany cen
technologii, a jednocześnie rozkłada obciążenia z tytułu wsparcia w dłuższych okresach.
Projekt ustawy przewiduje wprowadzenie współczynników korekcyjnych/korygujących
zmieniających poziom jednostkowego wsparcia dla produkowanej energii z OZE, które
uwzględnione będą w certyfikatach wydawanych wytwórcom przez Prezesa Urzędu Regulacji
Energetyki oraz szeregu innych rozwiązań opisanych poniżej:
1. Współczynniki mają być różne dla poszczególnych instalacji OZE i wielkości ich mocy
zainstalowanej, oddawanych do użytkowania po wejściu w życie projektowanej ustawy (art. 85 ust.
1). Instalacje OZE oddane do użytkowania przed wejściem w życie projektu ustawy otrzymują
współczynnik korekcyjny wynoszący 1 (za wyprodukowaną 1 MWh energii elektrycznej otrzymają
certyfikat opiewający na wartość 1 MWh). Współczynniki korekcyjne na pierwsze lata określone
mają być w tzw. ustawie wprowadzającej. Przy czym nie jest ustalone, jak zapewniali podczas
konsultacji społecznych przedstawiciele Ministerstwa Gospodarki, że przypisana na dany rok
wartość współczynnika korekcyjnego w którym oddana będzie do użytkowania instalacja OZE
przysługiwać będzie w tej wartości w okresie 15 lat. Potęguje to brak możliwości przewidywania
przychodów po 5 latach od dnia uruchomienia.
Jednak paradoksalnie wartość współczynnika korekcyjnego wyższa od 1 wcale nie oznacza
lepszego niż obecnie funkcjonujący poziomu wsparcia. Dla przykładu: biogazownia rolnicza ze
współczynnikiem 1,4 (za wyprodukowaną 1 MWh energii elektrycznej z biogazu rolniczego
wytwórca pozyska certyfikat stanowiący ekwiwalent 1,4 MWh) w okresie 15 lat uzyskiwania
wsparcia osiągnęłaby (przy przedstawionych wyżej założeniach systemu wsparcia) przychody
porównywalne do przychodów przewidzianych w obowiązujących przepisach dopiero po
zdyskontowaniu! Przy czym za cenę energii, określając przychody w oparciu o przepisy
obowiązujące, przyjęto na pierwsze lata dane prezentowane przez Ministerstwo Gospodarki w
OSR do grudniowej wersji projektu ustawy. Wzrost cen w tej projekcji jest bardzo „łagodny” w
porównaniu do innych, dostępnych na rynku scenariuszy projektujących wzrost cen na przyszłe
lata. Na lata kolejne projekcje cen ustalono przyjmując wzrost o wskaźnik inflacji na poziomie
2,5% w skali roku. Opinia publiczna, a także jak się wydaje wiele zainteresowanych środowisk nie
jest świadoma tego faktu. Argumentacja przedstawiana w ocenie skutków regulacji przez
11
projektodawców ustawy, że proponowane zmiany system wsparcia umożliwią dynamiczny rozwój
wszystkich źródeł jest więc chybiony.
Przyjęte w OSR założenia odnośnie współczynników korekcyjnych (oraz skąpe wyjaśnienia lub ich
brak) powodują wiele wątpliwości. Analiza tych propozycji prowadzi do wniosku, że:
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
h.
przeszacowano cenę certyfikatów, które stanowią o projektowanych przychodach (założono
270 zł/MWh, tymczasem na giełdzie i w kontraktach sprzedaży długoletnich cena kształtuje
się obecnie na poziomie 230 zł/MWh)
ograniczono system wsparcia certyfikatami, jak i gwarancję zakupu tylko do 15 lat licząc od
dnia uruchomienia instalacji, co stanowi odstępstwo od przyjętych deklaracji Krajowego
Planu Działania, gdzie wskazano inwestorom, że będzie to okres funkcjonowania instalacji.
nie zaprezentowano żadnych rozwiązań dla inwestujących w sektorze biomasy/
biogazu/biopłynów, które, w oparciu o ministerialny model finansowy, po 15 latach od dnia
uruchomienia tracą płynność finansową (ich koszty operacyjne przewyższać będą przychody)
nie wyjaśniono, dlaczego przy określaniu współczynników korekcyjnych dla obiektów
zasilanych biogazem/biomasą/biopłynem uwzględniono przychody z certyfikatów za
kogenerację, podczas gdy:
- w Polsce mogą i powinny powstawać liczne elektrownie nie wykorzystujące technik
wysokosprawnej kogeneracji, zwłaszcza na terenach gdzie nie ma możliwości odbioru
dużych ilości ciepła;
- nie jest wiadome, jaki ostatecznie kształt przyjmie wsparcie dla kogeneracji;
- przyjęte w modelach finansowych założenia nie odpowiadają kryteriom pozwalającym
uznać jednostki wytwórcze za wysokosprawne (innymi słowy, certyfikaty z kogeneracji dla
tego typu instalacji w ogóle nie byłyby wydawane), co w oczywisty sposób zmienia
(pogorsza) zakładaną rentowność i oznacza obniżenie IRR poniżej przyjętego do modeli
poziomu 12%;
nie przedstawiono żadnych założeń dotyczących kosztów amortyzacji nabywanych środków
trwałych inwestycji;
założono, że raty spłat kredytu będą równe, co świadczy o braku znajomości rzeczywistych
warunków finansowania inwestycji w energetyce;
założono w modelu poziom oprocentowania kredytu w skali roku na poziomie 8%, natomiast
w uzasadnieniu do projektu podano, że jest to zaledwie 6,5%(!).
Liczne założenia dotyczące produkcji energii, kosztów operacyjnych i kosztów
inwestycyjnych są niedoszacowane, co prowadzi do błędnych wyników współczynników
korekcyjnych.
2. Zielone certyfikaty mają być wydawane tylko i wyłącznie wraz z określonym współczynnikiem
korekcyjnym (art. 84 ust. 1). Oznacza to, że instalacjom OZE, którym projektodawcy nie przypiszą
współczynnika korekcyjnego, żadne wsparcie przysługiwać nie będzie! Jest to bardzo istotna
uwaga, gdyż niejasne, a jednocześnie zbyt szczegółowe definicje zawarte w projekcie ustawy oraz
ich przywołania w innych przepisach ograniczają listę premiowanych certyfikatami źródeł, przede
wszystkim w sektorze biogazu. Przykładowo projektodawcy nie przypisują współczynnika
korekcyjnego elektrowniom wykorzystującym biogaz wytwarzany z mieszaniny surowców
pochodzenia rolniczego i osadów ściekowych (wszelkie gminne biogazownie) lub opalanych
biogazem pozyskanym z odchodów zwierzęcych zebranych w ogrodach zoologicznych.
12
Niemożliwe może stać się w szczególności wykorzystanie do wytwarzania biogazu rolniczego
wszelkich odpadów przetwórstwa rolno-spożywczego, w tym odpadów poubojowych (które
obecnie z powodzeniem mogą służyć wytwarzaniu takiego rodzaju biogazu). Przewiduje się
określanie listy surowców kwalifikujących się do wytwarzania biogazu rolniczego w corocznie
wydawanych decyzjach administracyjnych, co wprowadza niczym nie uzasadnioną niepewność
systemową, tworzy dodatkową mitręgę biurokratyczną i może prowadzić do licznych pominięć.
Innym przykładem jest elektrownia na gaz drzewny (powstający np. w procesie pirolizy), który w
ujęciu tworzonych przepisów przestaje być biogazem, a także biogazem rolniczym. Notabene
biogaz rolniczy może być wytwarzany z biomasy leśnej (sic!), ale tylko i wyłącznie w procesie
fermentacji metanowej. Na marginesie należy także dodać, że biogaz rolniczy w myśl
proponowanych przepisów przestaje być biogazem, a nawet odnawialnym źródłem energii z uwagi
na nieprecyzyjność i wzajemną niekompatybilność wprowadzanych definicji. Przytoczone
przykłady świadczą o ogromnej niewiedzy autorów projektu ustawy na temat fizyki procesów
zachodzących przy wytwarzaniu i konwersji energii, która niestety w tym przypadku ma kluczowe
znaczenia dla rozwoju wszelkiego rodzaju biogazowni w Polsce. Dyrektywa 2009/28/WE w tym
względzie ograniczeń nie przewiduje. Konsekwencje wyartykułowanych zmian będą mieć
zastosowanie zarówno dla inwestycji przygotowywanych i będących w planach, ale także już
funkcjonujące na rynku.
3. W OSR zawarto krytykę obecnie funkcjonującego systemu wsparcia. Nie przedstawiono jednak
wyników żadnej analizy uzasadniającej wyartykułowaną w OSR tezę, że „jednakowy poziom
wsparcia dla wszystkich rodzajów źródeł traci swoje uzasadnienie”. W stwierdzeniach takich jak:
„pojawiło się także zagrożenie nadwsparcia, co ma negatywne skutki dla całego rynku OZE oraz
stabilności Krajowego Systemu Elektroenergetycznego” oraz że „taka sytuacja stymuluje rozwój
jedynie niektórych źródeł (...), blokuje moc przyłączeniową dla pozostałych technologii oraz
ogranicza rozwój gospodarczy”, mieszane są skutki z przyczynami.
Jest to niezrozumiałe wprowadzanie opinii publicznej, w tym posłów, w błąd. W poprzednich
wersjach ustawy posunięto się nawet do manipulowania źródłami i prezentowania mylących
opinię publiczną, spreparowanych zestawień, które usunięto z OSR dopiero po interwencji
naszej Izby. Sprawa dotyczy informacji o poziomach wsparcia opublikowanych dla sektora
energetyki wiatrowej w Polsce prezentowanych na tle innych krajów UE (tabela na str. 44 OSR do
lipcowej wersji projektu ustawy, przywoływana nieustannie przez przeciwników rozwoju OZE, a
także przez wysokich przedstawicieli Rządu (sic!)). Z przedstawionych w tym zestawieniu danych
wynikałoby, że Polska, w porównaniu do innych krajów UE, wspiera ten sektor na bardzo
wysokim, najwyższym poziomie, wykazując jednocześnie kilkakrotnie i kilkunastokrotnie
mniejszą moc zainstalowaną w porównaniu z krajami UE dominującymi w tej dziedzinie. Autorzy
projektu powołali się na publikację CEER3.
Tymczasem jak łatwo sprawdzić, materiał źródłowy prezentuje w rzeczywistości dane o
ŚREDNIM WAŻONYM POZIOMIE WSPARCIA! (to ważne zastrzeżenie metodyczne), a nie
3
Council of European Energy Regulators, CEER Report on Renewable Energy Support in Europe http://www.energyregulators.eu/portal/page/portal/EER_HOME/EER_PUBLICATIONS/CEER_PAPERS/Electricity/2011/C10-SDE-1904a_RES_4-May-2011 final.pdf
13
opisują wielkości przychodów jakie uzyskują producenci energii wykorzystujący turbiny wiatrowe
w wybranych krajach UE. Aby twierdzenie to zweryfikować wystarczy spojrzeć na dane dotyczące
poziomu wsparcia z RFN, które wynosić ma około 19 euro/MWh. Gdyby taki był rzeczywiście
przychód niemieckiego producenta z tego sektora, oznaczałoby to, że produkuje on najtańszą
energię wiatrową w regionie, kilkakrotnie tańszą, niż energia pochodząca ze źródeł
konwencjonalnych! W rzeczywistości dana ta odnosi się do kosztów dodatkowych systemu
wsparcia rozłożonych na produkcję ze wszystkich źródeł korzystających z feed-in-tariff, co jest
jednoznacznie wskazane we fragmencie opracowania źródłowego o metodyce oszacowań.
W zestawieniu źródłowym nie ma jednak Polski! Oznacza to, że dane w OSR zostały
spreparowane, a wartość poziomu wsparcia sektora wiatrowego w Polsce wynosząca rzekomo
112,5 Euro/MWh została dodana przez autorów projektu, bez poinformowania odbiorców, że
uzupełnienie takie wprowadzono i jaką zastosowano metodykę obliczeń. Nie ulega przy tym
wątpliwości, że oszacowanie dotyczące Polski zawierało kardynalne błędy. Przede wszystkim dane
w tabeli źródłowej odnoszą się do sytuacji z roku 2009, o czym autorzy OSR nie wspominają.
Nawet gdyby przyjąć, że w Polsce wsparcie dla OZE składa się zarówno z wartości certyfikatu, jak
i gwarantowanej ceny sprzedaży energii, to należy przypomnieć, że w 2009 r. wartość
jednostkowej opłaty zastępczej określona przez Prezesa URE wynosiła 258,89 zł/MWh, co przy
średnim kursie NBP wynoszącym za 2009 r. 4,3273 zł daje wartość 59,83 Eur/MWh, a średnia
cena energii elektrycznej oscylowała na poziomie 150 zł/MWh. Oznacza to, że figurująca w tym
fragmencie OSR kwota 112,5 Euro/MWh nie tylko została w sposób nieuprawniony dodana do
tabeli opracowanej według zupełnie innej metodyki, ale też została przeszacowana o ok. 17,5% (w
stosunku do sumy jednostkowej opłaty zastępczej i gwarantowanej ceny za energię elektryczną z
roku 2009).
Pamiętać też należy, że rynkowa cena zielonych certyfikatów odbiega w dół od wartości
jednostkowej opłaty zastępczej, a więc rzeczywisty poziom wsparcia w konkretnym roku 2009
kształtował się na poziomie nieco wyższym niż 50 euro/MWh (ca. 85% wartości 258,89 zł).
Wartość ta jest niższa od poziomów wsparcia w tych krajach UE, gdzie stosowano ówcześnie
instrument zielonych certyfikatów i jest porównywalna, jeśli nie mniejsza, do poziomów w krajach,
gdzie poziom wsparcia wynikał z różnicy pomiędzy ceną gwarantowaną (feed-in-tariff), a średnią
rynkową ceną energii. Jest to przykład na ewidentne wprowadzenie opinii publicznej w błąd. Ta
manipulacja danymi prezentuje źródła odnawialne, a w szczególności energetykę wiatrową w złym
świetle - niestety na dane te powołują się już liczne środowiska przeciwne rozwojowi
odnawialnych źródeł energii, czego świadkami byli niejednokrotnie przedstawiciele naszej Izby.
Dlatego wnosiliśmy o publiczne sprostowanie tej informacji.
4. Przywoływanie rzeczywiście palących kwestii, takich jak np. brak możliwości uzyskania
warunków przyłączenia przez nowe projekty i blokowanie tych możliwości przez inwestorów,
którzy nie mają zamiaru realizować żadnych inwestycji (handlując tylko i wyłącznie warunkami
przyłączania), nie prowadzi do propozycji, które miałyby te problemy rozwiązać. Ograniczenia w
kwestii warunków przyłączenia nie mają przecież żadnego związku z mechanizmami systemu
wsparcia, a tym bardziej nie zostaną rozwiązane przez wprowadzenie współczynników
korekcyjnych.
5. O niejasnych intencjach autorów zmian systemów wsparcia świadczą, zakładane dla różnych
technologii, różne poziomy oczekiwanej stopy zwrotu z kapitału własnego (IRR). Stanowi to
nierówne traktowanie podmiotów w dostępie do pomocy publicznej. Przykładowo zakłada się IRR
14
w wysokości 12% dla sektora biogazu i lądowej energetyki wiatrowej i aż 25% dla wiatrowej
energetyki offshore czy energetyki geotermalnej, które nie rozwiążą problemu osiągania celu
indykatywnego na rok 2020. Dla niektórych technologii nie podaje się w ogóle, jaki miałby być
oczekiwany poziom IRR, jak dla przykładu w fotowoltaice. Nie znajdujemy żadnego uzasadnienia,
dla którego w jednym przypadku stopa zwrotu miała by być zbliżona do oprocentowania lokat, w
innych na granicy zera, a dla wybranych znacznie droższych instalacji wielokrotnie wyższa.
Tak skonstruowany system wsparcia nie obniży, wbrew twierdzeniom projektodawców, obciążeń
dla konsumentów finalnych energii, a jedynie spowoduje, że przy wydatkowaniu większych
środków osiągnięte zostaną znacznie niższe wskaźniki udziału zielonej energii w podaży finalnej.
Projekt ustawy, uzasadnienie, jak i ocena skutków regulacji (OSR) nie zawierają jednak informacji
i wyników analiz określających, jakie korzyści, szanse i zagrożenia, w szczególności dla polskiej
gospodarki i rozwoju sektorów OZE, niesie za sobą wprowadzenie projektowanego systemu
wsparcia. Nie przedstawiono, jak zróżnicowanie wsparcia przełożyć może się na nadpodaż (ile na
rynku spodziewanych będzie zielonych certyfikatów) lub niedobór w kontekście spełnienia
obowiązków dyrektywy.
6. Całkowicie błędna, dowodząca niezrozumienia istoty sektora OZE, jest teza, jakoby szybki rozwój
pewnych gałęzi OZE (w domyśle: znienawidzona jak się wydaje energetyka wiatrowa), blokował
rozwój innych rodzajów OZE, a tym bardziej ograniczał rozwój gospodarczy. Jest wręcz
przeciwnie, przyszłością sektora OZE są skojarzone i współdziałające ze sobą układy hybrydowe –
energetyka wiatrowa, fotowoltaika i instalacje biogazowe bądź hydrotechniczne – korzystające z
tej samej infrastruktury przyłączeniowej i zapewniające większą elastyczność systemu i pewność
dostaw. W przyszłości układy te wzmocnione zostaną poprzez techniki magazynowania energii.
Ponadto, warty jest podkreślenia fakt, że polski przemysł dostarcza wiele podzespołów
(automatyka, wieże, łopaty) dla europejskich producentów turbin wiatrowych. Również na innych
obszarach OZE polskie firmy konkurują na rynku budowy obiektów biogazowni, farm wiatrowych,
elektrowni wodnych czy w dostarczaniu kotłów na biomasę czy kolektorów słonecznych.
Niewątpliwie jednak istnieje potrzeba zintensyfikowania dostaw polskiego przemysłu do branży
OZE w Polsce i poza granicami.
Przytoczone fragmenty oraz dalsza część OSR wskazuje, że oprócz uzasadnionej próby
ograniczenia wysokości wsparcia dla procesów współspalania biomasy z paliwami kopalnymi,
ostrze wprowadzanych zmian skierowane jest przeciwko sektorowi lądowej energetyki wiatrowej,
która w dotychczasowym systemie stanowiła najdynamiczniej rozwijający się sektor o najlepszym
stosunku nakładów inwestycyjnych do produkcji energii elektrycznej. Skutkiem tych zmian może
być istotne zahamowanie rozwoju lądowej energetyki wiatrowej, bez jakiegokolwiek zwolnienia
warunków przyłączenia na rzecz innych technologii, natomiast preferowane będzie, bez żadnego
uzasadnienia ekonomicznego, ani innych argumentów merytorycznych, rozwijanie
mikroenergetyki, która w obecnym stanie rozwoju technologii jest znacznie droższa niż energetyka
wiatrowa.
Warto przy tym zaznaczyć, że obligatoryjne wymaganie Dyrektywy w kwestii wprowadzenia
priorytetowego/gwarantowanego dostępu do sieci elektroenergetycznej (mowa o dostępie
przyłączenia, a nie priorytetowym przesyle przy już pozyskanym przyłączeniu) nie ma
zastosowania w projekcie ustawy OZE ani też w oddelegowanej w tym zakresie projekcie nowej
ustawy Prawo energetyczne.
15
Dostrzec jedynie można pewien parytet w dostępie do sieci dla nie tej co potrzeba energetyki energetyki jądrowej, która w projekcie ustawy Prawo energetyczne, w odróżnieniu do źródeł
odnawialnych, może pośrednio warunki przyłączenia pozyskać w drodze decyzji celu publicznego.
Tego rodzaju podejście nie jest zgodne z legislacją unijną, która promuje dostęp do sieci dla
odnawialnych źródeł energii.
Tworzy to istotne zagrożenie dla osiągnięcia celu indykatywnego dla OZE na rok 2020 (15%
OZE w zużyciu energii finalnej we wszystkich sektorach, w tym 19% liczonym w sektorze
elektroenergetyki). Spadku podaży z nowych lądowych farm wiatrowych nie skompensuje
ani rozwój mikroenergetyki, ani też budowa także znacznie droższych farm offshorowych
gdyż zgodne oświadczenia inwestorów tej branży wskazują, że pierwsze farmy morskie mogą
osiągnąć gotowość eksploatacyjną nie wcześniej niż po 2020 r.
Przepisy przejściowe
Projektodawca nie przewidział przepisów przejściowych dla projektów inwestycyjnych będących w
toku realizacji. Nie zawierają ich także przepisy projektowanej ustawy wprowadzającej, co jest więc
odstępstwem od wielokrotnie wygłaszanych publicznie przez przedstawicieli Ministerstwa
Gospodarki deklaracji. Przedsiębiorcy wnoszą o ustalenie okresu przejściowego wynoszącego
minimum 3 lata od dnia ogłoszenia (vacatio legis) dla wszelkich przedsięwzięć, które „zdołają” oddać
jednostkę do użytkowania. Należy nadać prawną możliwość wyboru systemu wsparcia spośród:
obowiązującego lub nowo proponowanego. Wybór dotyczyć powinien zarówno jednostek, którym
przypisuje się współczynnik korekcyjny wyższy od jedności, jak i równy lub mniejszy od jedności.
Zgodnie z zaprezentowanymi wyżej uwagami, należy podkreślić, że dla niektórych technologii
współczynnik korekcyjny powyżej jedności wcale nie oznacza lepszych warunków aniżeli warunki
określone w funkcjonującym systemie prawnym. Ponieważ proces przyjęcia ustawy jest opóźniony w
stosunku do obligatoryjnego terminu 5 grudnia 2010 r. ustalonego w Dyrektywie 2009/28/WE
wnosimy, aby przepisy przejściowe dotyczyły nie tylko instalacji oddanych do użytkowania w okresie
3 lat, o których mowa wyżej, ale także oddanych do użytku przed uchwaleniem ustawy, ale nie
wcześniej niż 5 grudnia 2010 r. Nie może być takiej luki prawnej, w której inwestorzy zawierzyli
deklaracjom strategii energetycznych krajowych i wspólnotowych o lepszych, korzystniejszych
warunkach wsparcia (dla niektórych tylko źródeł pamiętając, że niekoniecznie współczynnik
korekcyjny wyższy od 1 oznacza lepsze niż obowiązujące wsparcie) i oddali jednostki do użytku w
terminie po wymaganym Dyrektywą 2009/28/WE obligatoryjnym przyjęciem jej do prawodawstwa
polskiego, są karceni przez zaniechanie i opóźnienie w przygotowaniu i przyjęciu planowanych
regulacji przez organy w tym zakresie odpowiedzialne. Prawo w zakresie systemów wsparcia nie
może działać wstecz tylko i wyłącznie w przypadku proponowania gorszego, niż funkcjonujący
system wsparcia. Polska wdrażając do ustawy Prawo energetyczne w 2005 r. Dyrektywę 2001/77/WE
przyjęła system wsparcia aplikując go do nowo oddawanych jak i oddanych do użytkowania instalacji
przed przyjęciem Dyrektywy. Takie działanie należy również zastosować w przypadku Dyrektywy
2009/28/WE nadając możliwość wyboru systemu wsparcia przez wytwórcę.
Szczegółowe stanowisko do projektu ustawy oraz pozostałych projektów ustaw energetycznych
dostępne będzie na stronie internetowej PIGEO.
16