Zgodnie z uzasadnieniem zmiany ustawy o OZE w zakresie znacznego obniżenia wysokości opłaty zastępczej celem nowelizacji jest uelastycznienie rynku zielonych certyfikatów w celu zrównoważonego rozwoju. Osiągnięcie tego celu jest wątpliwe, a skutki mogą być zupełnie inne od deklarowanych – pisze w komentarzu dla Obserwatora Legislacji Energetycznej dr Christian Schnell.

Spółki obrotowe skorzystają

Niewątpliwie skorzystają z nowelizacji spółki obrotowe, które zawarły kilka lat temu kontrakty długoterminowe z farmami wiatrowymi na sprzedaż praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia tj. zielonych certyfikatów. Zaproponowana zmiana art. 55 ustawy o OZE doprowadzi do znacznego obniżenia przychodów uzyskiwanych na podstawie długoterminowych umów, w których najniższa gwarantowana cena była ustalana na podstawie odsetka opłaty zastępczej – spółka Energa Obrót posiada największe portfolio takich umów.

Producenci zielonej energii dzięki takim umowom zyskiwali gwarancje wpływów, natomiast banki (państwowe) takie jak: Bank Ochrony Środowiska, Alior, Pekao SA czy PKO BP, udzielały na tej podstawie kredytów na realizację danej farmy wiatrowej i finansowały ok. 65-70 % wartości inwestycji. Umowy były zawierane na okres od 12 do 15 lat, tak aby pozwolić na stabilną spłatę kredytu.

Szacuje się, że przychody tych wytwórców mogą spaść o jedną trzecią, co będzie wymagało głębokiej restrukturyzacji kredytów np. poprzez ich przedłużenie, a w niektórych przypadkach nowelizacja może doprowadzić do upadłości spółek. Ministerstwo Energii wielokrotnie informowało o ryzyku gospodarczym dla wytwórców OZE jak również było informowane o zagrożeniach gospodarczych dla tych wytwórców.

Tak daleko idąca ingerencja państwa na rynku regulowanym często jest przedmiotem sporów arbitrażowych o odszkodowanie, które zapłaci nie firma, która zawarła powyższe długoterminowe umowy, a Skarb Państwa. Należy przy tym mieć na względzie, iż Polska podpisała Traktat Karty Energetycznej (Energy Charter Treaty). Na jego mocy inwestorzy zagraniczni mogą pozwać Polskę za naruszenie podstawy ekonomicznej dotychczas obowiązujących umów, o ile wprowadzone zmiany doprowadzą do upadłości inwestorów. Dotychczasowe doświadczenia innych krajów pokazują, że w podobnych wypadkach rządy często przegrywały z prywatnymi inwestorami.

Segment transakcji poza-sesyjnych może stracić

Drugim skutkiem nowelizacji jest jej wpływ na rynek poza-sesyjny. Jednostkowa opłata zastępcza ma wynieść 125% rocznego indeksu PMOZE i PMOZE_A publikowanego przez TGE S.A z roku ubiegłego, który wynosił w 2017 roku 73,63 zł/MWh, a na podstawie danych rynkowych indeksu PMOZE_A będzie w 2018 roku wynosić do 43 zł/MWh – od początku roku średnia wynosi 31,25 zł/MWh, a wzrost rocznego indeksu powyżej 35 zł jest mało prawdopodobny.

Spółki wytwórcze Skarbu Państwa handlują jednak na rynku pozasesyjnym, na którym średnia cena miesięczna w 2017 roku oscyluje pomiędzy 77 a 95 zł/MWh, stabilizując się przez ostatnie miesiące na poziomie ok. 85 zł/MWh. Jeżeli jednak opłata zastępcza w 2018 roku wyniesie mniej niż 43 zł/MWh, spółki będą musiały dostosować się do tych cen.

Ponadto, URE zgodnie z art. 45 ustawy Prawa energetycznego uwzględnia koszty uzasadnione przy ustaleniu taryf konsumenckich dla wytwarzania energii elektrycznej zatwierdzonych przez Prezesa URE, w tym koszty związane z nabywaniem praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia tj. zielonych certyfikatów lub uiszczeniem opłaty zastępczej – w zależności od spółki obrotowej w obecnym roku koszt uzasadniony wynosi zgodnie z informacjami rynkowymi od 130 do 150 zł za zielony certyfikat.

Jednak podmioty zobowiązane do umorzenia odpowiedniej ilości świadectw pochodzenia w rozumieniu art. 52 ustawy OZE, tj. przedsiębiorstwa energetyczne i najwięksi odbiorcy, nie mogą uiszczać opłaty zastępczej, jeżeli którakolwiek ze średnioważonych cen będzie niższa od wartości jednostkowej opłaty zastępczej – odpowiedni art. 47 został zmieniony w połowie 2016 roku. Zgodnie z aktualną nowelizacją średnioważona cena będzie zawsze 25% niższa od opłaty zastępczej, zatem URE nie powinien uwzględniać kosztów wyższych niż opłata zastępcza jako koszt uzasadniony przy ustaleniu taryf dla wytwarzania energii na 2018 rok.

W związku z tym wytwórcy OZE Skarbu Państwa straciliby średnio ok. 45 zł/MWh. Suma średniej ceny hurtowej na rynku konkurencyjnym, która za pierwszy kwartał 2017 roku wyniosła 160,60 zł/MWh z tendencją spadkową, oraz maksymalnej ceny za zielony certyfikat w wysokości ok. 40 zł wynosi więc 200 zł. Pytanie brzmi jakie to będzie miało przełożenie na koszt końcowy energii elektrycznej dla jej odbiorcy?

Wytwarzanie energii OZE z biomasy zagrożone

Przychody w wysokości ok. 200 zł/MWh plasują się kilkadziesiąt złotych poniżej progu opłacalności dla instalacji wytwarzających energię elektryczną (oraz ciepła) za pomocą biomasy stałej, czy w dużych dedykowanych kotłach czy za pomocą tzw. współspalania dedykowanego. Właściciele takich instalacji nie znajdą ekonomicznego uzasadnienia dla ich funkcjonowania, notabene Enea oraz PGE nabyły od francuskich koncernów Engie oraz EDF w tym roku sporą ilość zainstalowanej mocy takich instalacji, a cena nabycia sięgała miliardów złotych.

Biomasa w 2016 roku odpowiadała za 7 TWh produkcji zielonej energii. Obecny poziom wynosi 75% produkcji z 2016 roku z tendencją spadkową. Więc instalacje wytwarzające energię elektryczną z biomasy już teraz z powodu nieopłacalności wycofują swoją produkcję, pomimo że średnia cena zielonych certyfikatów na rynku sesyjnym ustabilizowała  się przez ostatnie miesiące na poziomie ok. 85 zł/MWh. Tym samym produkcja w 2018 roku prawdopodobnie dalej będzie spadać, jeżeli obniżenie opłaty zastępczej powoduje dalsze spadki cen.

Podwyższenie obowiązku umorzenia świadectw z 15,4% do wysokości 17,5%

Art. 60 ustawy o OZE daje Ministrowi Energii możliwość́ zmiany w drodze rozporządzenia wysokości obowiązku umorzenia świadectw pochodzenia dla podmiotów objętych tym obowiązkiem tj. spółki obrotowe, spółki maklerskie oraz duzi odbiorcy. Przedstawiony projekt rozporządzenia zakłada podwyższenie obowiązku umorzenia świadectw do wysokości 17,5% w porównaniu do obowiązującego w tym roku poziomu 15,4%.

W opinii Ministerstwa Energii wielkość́ łącznego udziału na poziomie 18% (łącznie z obowiązkiem w wysokości 0,5% w zakresie błękitnych certyfikatów dla biogazowni rolniczych) wynika z konieczności zabezpieczenia interesów odbiorców końcowych energii elektrycznej przed zbyt gwałtownym wzrostem cen energii elektrycznej – łączny cel jest o 1% wyższy niż wynikało z rozporządzenia kwotowego z 18 października 2012 roku. Ten cel wydaje się jednak być sprzeczny z intencją nowelizacji ustawy o OZE tj. zniesieniem nadpodaży zielonych certyfikatów, która wynosiła pod koniec lipca 2017 roku aż 25 TWh.

Zgodnie z danymi Agencji Rynku Energii do maja 2017 roku produkcja zielonej energii ze współspalania (w dedykowanych instalacjach) oraz z biomasy obecnie spadła do poziomu ok. 75% produkcji z 2016 roku. tj. produkcja w 2017 r. będzie wynosić ok. 5 TWh, jednocześnie poziom energii z wiatru i z wody ze względów atmosferycznych wzrósł w ujęciu rocznym o 16% i 25%, pomimo istotnego braku wzrostu mocy zainstalowanej – wzrost mocy elektrowni wiatrowych wzrósł tylko ok. 2% w ujęciu rocznym.

Można przyjąć, że produkcja OZE w zakresie ilości zielonych certyfikatów wyniesie w 2017 roku ok. 21 TWh. Sumarycznie zużycie netto energii elektrycznej będąca podstawą do liczenia obowiązku w zakresie zielonych certyfikatów wyniesie w 2017 roku ok. 18 TWh, a w 2018 roku. ok. 20,8 TWh. Można z tego wywnioskować, że nadpodaż w 2017 roku jeszcze lekko wzrośnie, a dopiero przy dalszym spadku produkcji z biomasy w 2018 roku nadpodaż zacznie powoli spadać – z maksymalnego poziomu ok. 27 TWh.

Portal WysokieNapiecie.pl już w listopadzie przedstawił wyliczenia z których jasno wynika, że produkcja energii elektrycznej z OZE z powodu spadających cen certyfikatów i w efekcie malejącej produkcji energii z biomasy, nie ma już szans osiągnąć rządowego ceelu na 2020 rok

Podsumowując system zielonych certyfikatów jest już nie do uratowania. Dla przypomnienia: cel w zakresie instalacji OZE wytwarzających energię elektryczną w 2020 roku wynosi 19,13% krajowego zużycia brutto, która ma wynieść w 2020 roku ok. 172 TWh, tym samym produkcja energii elektrycznej z OZE powinna wynosić ok. 33 TWh. Jeżeli rząd w 2018 roku nie wprowadzi dla istniejących instalacji OZE, odpowiedzialnych w 2016 r. za 21 TWh rocznej produkcji (bez dużych elektrowni wodnych), sposobu migracji do innego systemu wsparcia, Polska oddali się od celu OZE 2020 zamiast się do niego zbliżyć.

Aukcje migracyjne lub premia rynkowa

Ratunkiem dla instalacji wytwarzających energię elektryczną z biomasy wydawał się być system aukcyjny tzn. przyznanie stałej indeksowanej premii rynkowej za pomocą wygranej aukcji do końca 15-letniego okresu wsparcia. Z powodów legislacyjnych tzn. udziału biomasy leśnej i biomasy agro większość instalacji wytwarzających energię elektryczną za pomocą biomasy stałej, czy w dedykowanych kotłach czy za pomocą tzw. współspalania dedykowanego zastała oddana do użytku w 2012 roku.

Aukcja „migracyjna” pozwoliłaby im na uzyskanie stabilnego wsparcia do 2027 roku, a odpowiednie rozporządzenie przewiduje dla tych instalacji wolumen aukcji migracyjnych w ilości 10,5 TWh energii elektrycznej, dla których może być przyznana wspomniana premia. Taka ilość energii odpowiada jednak tylko 15% poziomowi produkcji z tych instalacji w 2016 roku, zatem 85% nie może migrować do systemu aukcyjnego w 2017 roku. Wolumen koszyków aukcyjnych w 2018 roku nie jest jeszcze znany. Ponadto problematycznie jest, że zgodnie z art. 80 ust. 1a projektu „dużej” nowelizacji ustawy o OZE uczestnicy aukcji mogą wygrywać aukcję tylko do wyczerpania 80% ilości energii objętej ofertami złożonymi przez uczestników danej aukcji.

Jest jeden dodatkowy problem, bowiem system aukcyjny od dwóch lat dalej czeka na notyfikację przez Komisję Europejską, a ciągłe zmiany i nietransparentny sposób ich wprowadzania oddala Polskę od notyfikacji zamiast się do niej zbliżać. Komisja kwestionuje, dlaczego instalacje wytwarzające energię elektryczną za pomocą biomasy stałej mogą migrować do systemu aukcyjnego, ale dla farm wiatrowych rozporządzenie nie przewiduje żadnego wolumenu co stanowi jawną dyskryminację.

Ponadto rząd nie jest w stanie wytłumaczyć jak zamierza osiągnąć cel 2020. Najnowszym pomysłem ma być współspalanie tzw. toryfikatów, co jest procesem wstępnego, cieplnego przetwarzania biomasy leśnej mającym za zadanie zbliżyć ją do właściwości węgla, w elektrowniach węglowych – również do uwzględnienia w koszyku dla aukcji migracyjnych, ale na razie brakuje danych o potencjale technicznym tej technologii – prawdopodobnie potencjał nie przekroczy 1 TWh produkcji zielonej energii rocznie. Ponadto nie ma w Polsce jeszcze żadnych przemysłowych instalacji do produkcji toryfikatów.

Zamiast stawiać na system aukcyjny i szukać sposobu dla poprawienia pozycji startowej dla polskich koncernów energetycznych OZE rząd powinien dla istniejących instalacji wprost wprowadzić premię rynkową jak w innych krajach Unii Europejskiej, aby ustabilizować produkcję energii z OZE.  Rząd może jak w przypadku pierwszych założeń do systemu wsparcia kogeneracji zastanowić się nad wprowadzeniem premii rynkowej (feed-in premium) dla istniejących instalacji (bez systemu aukcyjnego), ponieważ w innym przypadku coraz więcej elektrociepłowni  będzie wyłączanych z powodu braku opłacalności, w tym również brak środków inwestycyjnych dla funkcjonowania zgodnie z konkluzjami BAT. Oczywiście również taki system wsparcia wymaga notyfikacji.

System błękitnych certyfikatów najprawdopodobniej nie uzyska akceptacji Komisji. Dlaczego? O tym w dalszej części artykułu na portalu wysokienapiecie.pl

Artykuł stanowi utwór w rozumieniu Ustawy 4 lutego 1994 r. o prawie autorskim i prawach pokrewnych. Wszelkie prawa autorskie przysługują swiatoze.pl. Dalsze rozpowszechnianie utworu możliwe tylko za zgodą redakcji.