Nie naprawiać niezepsutego, czyli o reformowaniu systemu wsparcia OZE

Nie naprawiać niezepsutego, czyli o reformowaniu systemu wsparcia OZE
Fot. Adobe Stock. Data dodania: 20 września 2022

Po kilku latach trzymania rynku w niepewności, jak będą wyglądały szczegóły zmian w systemie zielonych certyfikatów, rząd zaskoczył wszystkich proponując rewolucję mechanizmu wsparcia OZE.

Autor jest głównym ekonomistą w Departamencie Rozwoju Zrównoważonego Europy i Azji Środkowej Banku Światowego. Do niedawna był głównym ekonomistą ds. energii i środowiska w Europejskim Banku Odbudowy i Rozwoju.

Poniższy tekst reprezentuje prywatne poglądy autora, a nie obecnego lub byłego pracodawcy.


Od rynku do centralnego planowania

Argumentem strony rządowej jest to, że system aukcyjny wprowadzi bezpośrednią i w pełni porównywalną konkurencję miedzy projektami OZE ubiegającymi się o przyznanie licencji/FIT. Proponowana zmiana oznaczałaby jednak porzucenie rynkowego systemu wsparcia OZE na rzecz centralnie planowanych zakupów publicznych.

W systemie świadectw pochodzenia rola państwa ogranicza się do określenia ilości odnawialnej energii, którą chce osiągnąć, a cenę (w ramach limitu opłaty zastępczej) ustala rynek. Państwo określa dostawcom energii obowiązek umarzania świadectw pochodzenia (tworząc w ten sposób popyt) oraz określa zasady i platformy dokonywania komercyjnych transakcji pomiędzy dostawcami energii a wytwórcami OZE (bezpośrednio albo poprzez towarową giełdę energii).

W nowym systemie jedynym źródłem popytu ma być państwo, które by decydowało jakich wytwórców i jakie technologie dopuścić do sprzedaży. Jedynym elementem rynku jest konkurencyjna aukcja, która nie różni się wiele od zakupu przez państwo innych usług czy dóbr, takich jak samochody czy sprzątanie ministerstwa. Po rozstrzygnięciu aukcji wytwórcy OZE byliby na 15 lat wyłączeni z rynku energii a państwo brałoby na siebie obowiązek zakupu energii po gwarantowanych stałych cenach.

Długoterminowe kontrakty na zakup energii elektrycznej nie są nowością w Polsce. Państwo je powszechnie oferowało państwowym elektrowniom węglowym w latach 90., po czym dużym kosztem dla konsumentów je rozwiązywało po wejściu do Unii Europejskiej jako mechanizm ograniczający konkurencję na rodzącym się rynku energii elektrycznej.

Aukcje taryf gwarantowanych są rzeczywiście stosowane w świecie. Najpowszechniej występują w krajach rozwijających się, jako "startowy" mechanizm wsparcia OZE tam, gdzie nie ma tradycji zagranicznych inwestycji ani konkurencji rynkowej w energetyce, a państwo dominuje we wszystkich ogniwach systemu. Osobiście z ramienia EBOiR brałem udział w dialogu regulacyjnym w krajach które używają aukcji dla OZE: Maroku, Jordanii i Egipcie. Doradzałem też aukcje rządowi Kazachstanu, jako sposób na ujawnienie rzeczywistych kosztów wytwarzania energii odnawialnej w kraju, w którym poza energetyką wodną nie ma OZE, a ryzyko polityczne dla inwestorów zagranicznych jest bardzo wysokie.

Na największą skalę aukcje taryf gwarantowanych sprawdziły się w Chinach, Brazylii, Argentynie i Urugwaju i w pewnym zakresie w Indiach, choć wszędzie "dotarcie" systemu zajmowało kilka lat, głównie ze względu na underbidding i spekulacje. Polega on na tym, że inwestorzy obniżają cenę oferowaną na aukcji, żeby ją wygrać, a potem nie są w stanie zdobyć finansowania pod taką cenę. Zdarzały się też firmy, które wygrywały aukcje po to, żeby potem handlować długoletnimi kontraktami na sprzedaż energii. W Europie aukcja taryf gwarantowanych są rzadkością. Wielka Brytania oraz Włochy stosują je w małej skali na marginesie swoich podstawowych systemów wsparcia. Holandia próbowała na większą skalę, ale z mizernym skutkiem.

Skąd się wzięło zamieszanie wokół OZE w Polsce?

Można zaryzykować stwierdzenie, że sektor OZE trochę sam przyczynił się do obecnego zamieszania. Przez kilka lat wytwórcy OZE przyzwyczaili się do cen certyfikatów trzymających się poziomu opłaty zastępczej. Od czasu, kiedy cena zielonych certyfikatów spadła poniżej opłaty zastępczej, mechanizm był powszechnie krytykowany przez przedstawicieli branży za to, że nie jest odporny na wahania koniunktury.

Trzeba się pogodzić z tym, że dobrze działający rynek powinien reagować na zmiany koniunktury. Spadająca cena certyfikatów po prostu poprawnie informowała o nadwyżce popytu nad podażą. Niestety, zamiast skoncentrować wysiłek na uruchomieniu w ramach istniejącego systemu mechanizmów ograniczających niechcianą podaż i stymulujących popyt, część przedstawicieli branży OZE postanowiła wykorzystać kryzys rynku do próby zastąpienia go mechanizmem pozarynkowym, czyli taryfami gwarantowanymi.

Kolejną ważną zmianą, którą chciała wywalczyć branża to zróżnicowanie cen wsparcia dla różnych technologii odnawialnych. Taryfy gwarantowane (a przynajmniej współczynniki korygujące wartość zielonych certyfikatów) miały być wyższe dla technologii droższych, a niższe dla tańszych, bardziej dojrzałych. To idea pozornie zacna. Dlaczego nadpłacać tanim producentom, skoro można im zabrać nadmierne zyski i przekazać tę nadwyżkę konsumentom w postaci niższej taryfy? Odpowiedź na to pytanie nie jest oczywista, o czym poniżej.

Zaczęły się niekończące się targi o współczynniki korekcyjne. Trochę można zrozumieć Ministerstwo, że miało dosyć niekończącej się szarpaniny z mnogością grup interesu, z których każda ciągnęła współczynniki w swoją stronę.

Rząd zrobił więc wytwórcom OZE niespodziankę i zamiast naprawić postanowił całkowicie pogrzebać dotychczasowy system wsparcia i przejść na taryfy gwarantowane, tyle że kontrakty na zakup energii elektrycznej mają być rozdzielane nie za pomocą kolejki, jak proponowało wielu przedstawicieli branży, a za pomocą aukcji.

Koszty wsparcia

I tu dochodzimy do jednego z najcięższych zarzutów wysuwanych przeciwko zielonym certyfikatom: że jest to zbyt kosztowny mechanizm wsparcia OZE.

Wsparcie OZE jest ekonomicznie uzasadnione ekologicznymi korzyściami dla społeczeństwa. Ma także węższe uzasadnienie ekonomiczne korzyściami zewnętrznymi dostarczanymi przez pionierów raczkującego sektora. Nie wspomnę już o korzyściach z dywersyfikacji źródeł wytwarzania.

Koszty system wsparcia OZE to suma nadwyżek płaconych producentom ponad hurtową cenę energii elektrycznej. Podstawowymi determinantami kosztów systemu wsparcia OZE są koszty technologii, koszty kapitału i nadwyżki producentów. Omówimy je po kolei poniżej.

Koszty technologii

Mechanizm świadectw pochodzenia doprowadził w Polsce do najtańszego z możliwych miksów OZE. Ponieważ nie dyskryminował żadnej technologii na rynku wygrywali najtańsi kwalifikowani producenci, czyli współspalanie biomasy w starych węglowych kotłach energetycznych, duże elektrownie wodne, elektrownie wiatrowe. Udało się też niektórym dedykowanym źródłom biomasowych i innym. Nie powstała praktycznie żadna większa elektrownia fotowoltaiczna ani wiatrowa farma morska. Dzięki braku współczynników korygujących ceny certyfikatów Polska uniknęła boomu i następnie krachu fotowoltaiki, który od 2008 prześladował kraje członkowskie UE stosujące wyższe taryfy dla drogich technologii. Rządy po kolei nie nadążały z redukcją taryfy wraz ze spadkiem kosztów technologii fotowoltaicznych które są długo prywatną wiedzą przemysłu, zanim dowie się o nich rząd. Doszło do boomu inwestycyjnego, a następnie krachu, kiedy rządy w panice przed rosnącymi kosztami system zaczęły gwałtownie redukować poziomy wsparcia, często ze skutkiem retroaktywnym. Z tej gorzkiej lekcji płynie ważna konkluzja: jak się chce mieć tani miks energetyczny to trzeba stosować rynkowy i neutralny system wsparcia, który ma wbudowane mechanizmy samoregulacji.

Neutralne technologicznie certyfikaty nie były oczywiście w Polsce wolne od wad. Każdy instrument interwencji rządu powoduje jakieś niechciane efekty uboczne, które trzeba monitorować i korygować we właściwym czasie. Niechcianym skutkiem ubocznym w Polsce, był lawinowy rozwój współspalania biomasy w kotłach energetycznych, który spowodował nadmierny popyt na drewno i sprowadzanie biomasy z dalekich kontynentów i czasami nieekologicznych źródeł. Po przekroczeniu pewnej skali współspalania korzyść dla środowiska stała się wątpliwa, co podważyło racjonalność publicznego wsparcia dla takiej technologii. Dodatkowo wytwarzanie energii ze współspalania, podobnie jak w dużych zamortyzowanych elektrowniach wodnych było bardzo tanie, nie wymagało praktycznie nowych inwestycji i na taka skalę przestało z czasem potrzebować wsparcia.

Wyższe wsparcie dla wybranych technologii jest wskazane, jeżeli ma ona potencjał w średnim okresie stać się hitem rynku w kraju i za granicą. Być może Polska może stać się potęgą technologiczną w elektrowniach wiatrowych na morzu. Trzeba się natomiast pogodzić z tym, że wspieranie tymczasowo droższych technologii kosztuje tymczasowo więcej.

Projekt ustawy o OZE z września 2012 roku przewidywał zróżnicowanie współczynników wsparcia, które miało zapewnić "bardziej zrównoważony rozwój źródeł opartych o wszystkie technologie OZE, oraz kierować wsparcie dla tych technologii, które najbardziej go potrzebują" i jednocześnie "wprowadzić znaczne oszczędności". Niestety są to cele wzajemnie się wykluczające. Albo chcemy mieć jak najwięcej tanich technologii wytwarzania w miksie OZE, albo chcemy wspierać drogie technologie, które potrzebują wysokiego wsparcia, żeby były opłacalne.

Z danych, które opublikowało MG wynika, że oszczędności spodziewane są głównie z pozbawienia najtańszych producentów ich nadwyżki. Tego rzeczywiście można się spodziewać. Mylące przy tych obliczeniach było jednak pominięcie roli bodźców rynkowych. Zmiana względnych cen powoduje zmianę zachowań inwestorów i konsumentów. Po prostu jak się więcej płaci elektrowniom słonecznym niż wiatrowym, to inwestorzy budują mniej tańszych wiatraków, a więcej drogich paneli fotowoltaicznych. Ile dokładnie - zależy od różnicy cen względnych i elastyczności cenowych podaży. Zamiast jednak realistycznego modelu mikroekonomicznego analitycy przyjęli sztywne, życzeniowe założenia o udziałach różnych technologii wytwarzania w miksie OZE do 2020. Stąd szacowane oszczędności też są życzeniowe.

Koszty neutralnego technologicznie mechanizmu świadectw pochodzenia sztucznie zawyżono jeszcze z jednego powodu. Założono mianowicie, że ceny certyfikatów pozostaną na poziomie opłaty zastępczej, czyli maksymalnym w całym okresie obliczeniowym. Znowu zabrakło wiary w rynek, który przypomniał wszystkim o sobie już kilka miesięcy później, kiedy nadpodaż certyfikatów spowodowała spadek ich rynkowej wartości o ponad połowę, z 280 PLN do 120 zł. Od tego czasu cena powoli odrabia straty osiągając obecnie ponad 190 zł. Oczywiście głównym sprawcą spadku cen jest współspalanie, a głównymi ofiarami nowoczesna energetyka odnawialna (wiatrowa, dedykowana biomasa i słoneczna), ale nie można rynkowych oddziaływań ignorować ani się na rynek obrażać. Rynek trzeba mądrze regulować.

Na usprawiedliwienie Ministerstwa trzeba przyznać, że nie ono pierwsze popełniło ten błąd w metodzie obliczeń kosztów systemu wsparcia OZE. Uzasadnienie Dyrektywy o Odnawialnych Źródłach Energii również było oparte o podobnie błędne obliczenia konsultantów OPTRES1, którzy rekomendowali zróżnicowanie taryf oraz współczynników korekcyjnych dla różnych technologii jako efektywne kosztowo. Większość krajów europejskich poszła tą drogą, wprowadziła wysokie taryfy na fotowoltaikę. Wysokie ceny przyciągnęły lawiny inwestorów i systemy wsparcia zaczęły padać pod ciężarem kosztów jak klocki domina.

Uzasadnienie projektu ustawy z 2012 roku nie zawiera porównania pełnych kosztów systemu wsparcia OZE w Polsce i w innych krajach UE. Mój zespół w EBOiR dokonał takich szacunków, z których wynika, że po uwzględnieniu efektu boomu fotowoltaiki, polski mechanizm świadectw pochodzenia był jednym z najtańszych w Europie w przeliczeniu na 1 kWn energii ze wszystkich źródeł OZE razem wziętych.

Koszty i ryzyko

Często słychać opinie, że rynkowe systemy wsparcia (takie jak świadectwa pochodzenia) wymagają wyższych premii za ryzyko dla producentów niż mechanizmy centralnie planowane. Z punktu widzenia inwestorów taryfy gwarantowane wydają się dawać mniej ryzykowne przychody, bo stałe przez wiele lat i gwarantowane przez rząd. Można więc oczekiwać, że koszty kapitału oraz oczekiwane marże będą także niższe.

Przekonanie że ryzyko regulacyjne jest niższe niż rynkowe sprawdzało się mniej więcej do 2008 roku, kiedy najpierw Hiszpania, a w ślad za nią kilka innych krajów europejskich zaczęło masowo łamać zawarte umowy na taryfy gwarantowane, po tym jak ich systemy wsparcia praktycznie zbankrutowały pod ciężarem niespodziewanego boomu inwestycyjnego w elektrownie fotowoltaiczne. Inwestorzy napływali falami do krajów, które nie zdążyły obniżyć wysokich taryf gwarantowanych obiecujących łatwe i wysokie zyski. Po Hiszpanii, Grecja, Włochy Czechy, Bułgaria, Rumunia, a nawet Wielka Brytania wprowadzały regulacje retroaktywnie obcinające dochody już istniejących instalacji. Departamenty kredytowe banków (w tym EBOR, w którym pracowałem przez ostanie 6 lat), obserwując ewolucję ryzyka inwestowania w OZE w UE podwyższyły ocenę ryzyka wieloletnich umów z instytucjami państwowymi. Inne banki robiły to samo. Za tym poszły w górę koszty kapitału. Niskie ryzyko regulacyjne skończyło się wraz z krachem solarnym, kryzysem finansów publicznych w Europie i raczej będzie na trwale towarzyszyło taryfom gwarantowanym, gdyż cała Europa ma poważny dylemat jak zintegrować OZE z konkurencyjnym, ogólnoeuropejskim rynkiem energii, do którego wieloletnie taryfy gwarantowane przez państwa członkowskie strukturalnie nie pasują.

Trudno w Polsce znaleźć kogoś, kto chce słuchać o niskim ryzyku na rynku certyfikatów, po tym jak ceny świadectw poszybowały w dół na początku 2013 roku. Jednakowoż, po kilku tygodniach wahań ceny się ustabilizowały na poziomie niższym od opłaty zastępczej, pokazując, że automatyczna korekta cen przywróciła równowagę między podażą i popytem.

Developerzy OZE w Polsce to przedsiębiorczy i odważni ludzie. Przez lata oswajali się z rynkowym ryzykiem cen certyfikatów. Zaczęły się pojawiać pierwsze projekty, w których finansowanie było w części zabezpieczone przychodami z certyfikatów sprzedawanych przez giełdę, a więc niekoniecznie w całości gwarantowane umową na odbiór certyfikatów przez przedsiębiorstwa energetyczne. Pojawiły się na rynku firmy handlowe, które przejmowały od operatorów handel elektrycznością i certyfikatami, niekiedy nawet sprzedając energię na rynku hurtowym i rezygnując z gwarantowanej ceny oferowanej w ustawie. Ten rozwój rynku był wielkim sukcesem polskiego systemu wsparcia OZE, właśnie dlatego, że polegał on na mechanizmach i zachowaniach rynkowych. Gdyby się mu pozwolono organicznie rozwijać uczestnicy coraz lepiej rozumieli by ryzyko, udoskonaliliby mechanizmy hedżingowe, a zwiększona konkurencja dodatkowo obniżyłaby marże. Mechanizmy wyceny i zarządzania ryzykiem zaczęły kuleć wobec przedłużającego braku pewności co do reformy systemu. Po ogłoszeniu rewolucyjnej zmiany we wrześniu tego roku rozsypały się w drobny mak.

W propozycji aukcyjnego mechanizmu wsparcia OZE tkwią przynajmniej dwa duże źródła niestabilności:

1. Prawa nabyte pod obecnym systemem mają być odebrane po siedmiu latach. Uzyskanie finansowania na nowe OZE pod tak wygaszany mechanizm świadectw pochodzenia będzie niemożliwe. Prawdopodobnie spowoduje to lawinę pozwów przeciwko rządowi, która pochłonie sporo rzadkiego czasu urzędników i podważy zaufanie do państwa jako wieloletniego płatnika za odnawialną energię kupowaną na aukcji.

2. Zanim nowy system zacząłby działać musi upłynąć dobrych kilka lat i nie za bardzo wiadomo co mają robić wtedy przedsiębiorcy. Przypatrzmy się harmonogramowi. MG ogłosiło, że po notyfikacji prze KE system ma obowiązywać od 2015 roku. To bardzo optymistyczne założenie, zważywszy, że szczegółów mechanizmu aukcyjnego wciąż nie ma, a ogłaszane pomysły różnych cen referencyjnych dla różnych technologii stoją w sprzeczności z duchem projektu nowych wytycznych KE do spraw pomocy publicznej dla energetyki i środowiska. Załóżmy zatem, bardziej realistycznie, że system nabierze mocy prawnej w połowie 2015. Poniższa tabelka pokazuje spodziewany harmonogram rozwoju wydarzeń.




Przy planowanym systemie aukcyjnym budowa nowych elektrowni OZE może ruszyć za 4-5 lat, a pierwszy prąd popłynie za 5-6 lat. Przez ten czas inwestycje w OZE zamrą, a inwestorzy zamkną swoje biura, zwolnią ludzi i zajmą się czymś innym. Prace nad nowymi technologiami OZE przeniosą się do innych krajów. Doświadczenia światowe pokazują, że to raczej optymistyczny harmonogram. Do tego trzeba prawdopodobnie dodać 1-2 lata na docieranie systemu aukcyjnego, powtarzanie nieudanych aukcji, itp. Opóźnienia z aukcjami białych certyfikatów mogą służyć jako lekcja realizmu.

Odbudowa infrastruktury rynkowej, technologicznej, kapitału ludzkiego i instytucjonalnego oraz zaufania do systemu będzie kosztowna i długotrwała. Po gorzkiej lekcji powracający na rynek inwestorzy za 5 lat będą oczekiwali wysokich premii za ryzyko. Te dodatkowe koszty trzeba będzie doliczyć do spodziewanych cen na aukcji.

To, co się dzieje obecnie w Polsce to nie kryzys mechanizmu rynkowego, lecz podręcznikowy przykład piętrzenia ryzyka regulacyjnego przez rząd. Kilkuletnie przeciąganie decyzji, a następnie nagłe ogłoszenie radykalnej i nieprzemyślanej zmiany polityki jest źródłem chaosu i destabilizacji rynku.

Koszty i nadwyżki producentów (“nadpłacanie”)

Nadmierne zyski nie zawsze są złe. Bez nich nie byłoby apetytu na ryzyko, a więc innowacji i postępu technologicznego. Firmy, które wchodzą na rynek z nowymi produktami i technologiami są przez jakiś czas nagradzane nadmiernymi zyskami za nadmierne ryzyko, jakie podejmują. To także nagroda za obniżenie ryzyka dla następujących firm, które nasycają rynek, obniżają koszty i marże. Z tego punktu widzenia, wsparcie dla współspalania biomasy w wysłużonych kotłach węglowych oraz duże zamortyzowane elektrownie straciło uzasadnienie ekonomiczne. Pozostałe źródła energii odnawialnej wciąż można jeszcze uznać za raczkujące i innowacyjne technologie. Pytanie jak długo?

Od dziecięctwa do dojrzałości OZE

Większość znanych dziś technologii OZE wchodzi szybko w okres dojrzewania. Koszty z roku na rok spadają, sprawności rosną, penetracja rynku się pogłębia. OZE w Europie to już nie egzotyczny eksperyment na małą skalę, ale spory sektor, który stawia wyzwanie tradycyjnemu scentralizowanemu modelowi energetyki, zdominowanemu przez duże przedsiębiorstwa energetyczne i moce systemowe.

Jednakże wraz z rosnącym udziałem OZE w strukturze wytwarzania energii coraz trudniej ignorować koszty systemowe, które OZE przerzuca na pozostałych uczestników rynku. To przede wszystkim koszty bilansowania systemu wynikające z nieprzewidywalności wytwarzania w OZE uzależnionych od pogody, a zwłaszcza wiatru i słońca. I to nie chodzi tylko o koszty mocy rezerwowych, które trzeba uruchomić natychmiast, jak przestaje wiać albo świecić. Mowa tu także o poważnych kosztach, które musi ponosić operator systemu (a w konsekwencji konsument) wtedy, kiedy jest za dużo wiatru i słońca, a OZE, które ma uprzywilejowany odbiór wypiera z grafika często wcześniej zakontraktowane moce. Konsument płaci wtedy dwa razy: raz subwencję dla OZE, a dwa rekompensatę za kontrakt złamany tą subwencją. W średnim okresie i przy większej skali OZE może spowodować przedwczesne wycofywanie z systemu mocy tradycyjnych, zwłaszcza gazowych o wyższych kosztach zmiennych, dodatkowo zwiększając niestabilność systemu elektroenergetycznego.

Warto wspomnieć, że koszty bilansowania zależą nie tylko od OZE. Koszty te są tym niższe im nowocześniejszy jest system energetyczny i rynek energii elektrycznej, czyli im bardziej konkurencyjny jest rynek hurtowy, im więcej w nim elastycznych źródeł mogących szybko zareagować na wezwanie operatora do zwiększenie lub zmniejszenia mocy (w tym mocy rezerwowych pochodzących ze strony popytowej), im bardziej inteligentne sieci, im więcej połączeń z zagranicą, im lepsze umowy o połączeniu rynków.

Nie można też zapomnieć, że OZE generują dużo niższe koszty społeczne w porównaniu z energetyką tradycyjną, zwłaszcza opartą na węglu. Normalnie tych kosztów nie widać w rachunku firm, ale realnie obciążają one społeczeństwo - dlatego w ekonomii nazywają się "zewnętrznymi". Szacowane przez ekonomistów koszty zewnętrzne są wyższe niż stosowane obecnie opłaty za emisje, a zwłaszcza ceny uprawnień w europejskim systemie handlu emisjami. Brak pełnej internalizacji kosztów zewnętrznych w sensie ekonomicznym jest także formą subwencji dla energetyki konwencjonalnej.

Tak czy siak, OZE kończy swój miesiąc miodowy. Dotychczasowy dominujący w Europie model wsparcia energetyki odnawialnej spełnił swoje zadanie i nie pasuje do okresu dojrzewania sektora. Obecnie najważniejszym wyzwaniem jest integracja OZE z pan-europejskim, zintegrowanym rynkiem energii elektrycznej. Ten duch przyświeca płynącym z DG ds. Konkurencji oraz DG Energii nowym wytycznym na temat wsparcia OZE. Komisja oczekuje, że kraje, które dotąd stosowały wieloletnie administracyjnie ustalane taryfy gwarantowane przejdą na technologicznie neutralne feed-in premium rozdzielane w drodze aukcji albo na w pełni rynkowy model zbywalnych certyfikatów - też niedyskryminujący poszczególnych technologii.

Producenci OZE będą musieli brać na siebie coraz więcej ryzyka rynkowego: zarówno ryzyka ceny energii elektrycznej, jak i ryzyka poziomu wsparcia. Coraz bardziej też będą musieli zadbać o obniżenie swojego wkładu do kosztów bilansowania system poprzez doskonalenie metod przewidywania pogody, technologii magazynowania energii oraz agregacji różnych, wzajemnie uzupełniających się źródeł wytwarzania i obniżania popytu. Integracja z rynkiem i stopniowe obciążanie OZE kosztami bilansowania systemu stworzy bodźce do takich innowacji.

Co wynika z nowych zasad pomocy publicznej UE?

Przedstawiciele Ministerstwa Gospodarki twierdzą, że proponowane przez nich rozwiązanie jest zbieżne z kierunkiem proponowanych przez Komisję Europejską zmian w systemie pomocy publicznej dla OZE.

To prawda, ale częściowa. Rzeczywiście Komisja proponuje, że taryfy gwarantowane rozprowadzane w drodze aukcji będą dopuszczalną formą udzielania pomocy operacyjnej dla OZE. Tyle że dokument konsultacyjny Komisji mówi o aukcji feed-in premiums, czyli nadwyżce nad hurtową ceną energii elektrycznej. Ta ostatnia powinna zostać określana przez konkurencyjny rynek energii. Rządowy projekt mówi natomiast o aukcji taryf obejmujących zarówno sztywną cenę energii elektrycznej, jak i nadwyżkę pokrywającą dodatkowe koszty OZE.

Prawdą jest jednak także to, że projekt wytycznych KE dopuszcza wspieranie producji OZE zielonymi certyfikatami, pod warunkiem, że nie będzie różnicowania współczynników korekcyjnych dla różnych technologii. To wypisz wymaluj dotychczasowe polskie świadectwa pochodzenia.

Projekt Komisji utrudnia natomiast stosowanie sztywnych taryf gwarantowanych zróżnicowanych dla poszczególnych technologii odnawialnych. Jest to zgodne z ogólnym trendem stopniowego wystawiania producentów OZE na ryzyko rynkowe wraz z "dojrzewaniem" zielonych technologii wytwórczych.

Jeżeli projekt nowych wytycznych dotyczących pomocy publicznej dla energetyki i środowiska stanie się prawem unijnym to notyfikacja rządowego projektu będzie żmudna i ryzykowna, a realizacja oczekiwań sektora o gwarantowanych taryfach zróżnicowanych dla różnych technologii będzie niemożliwa..

Podsumowanie

Dyskusje nad mechanizmami wsparcia w OZE w Polsce są tak zapętlone, że trudno sobie wyobrazić szybkie zaprojektowanie i wdrożenie jakiegokolwiek nowego system. W sytuacji, w której mamy dużo konkurujących teorii, w nauce stosuje się czasami zasadę brzytwy Ockhama, która w skrócie mówi, że jeżeli nie można się zdecydować pomiędzy wieloma konkurencyjnymi rozwiązaniami problemu najlepiej wybrać rozwiązanie najprostsze. Ta zasada minimalizuje, choć nie eliminuje, ryzyko popełnienia błędu.

Najprościej byłoby minimalnie skorygować obecny mechanizm świadectw pochodzenia, tak aby uniknąć niechcianych efektów nie pozbawiając go jednak podstawowej zalety: bodźców do stosowania jak najtańszych technologii OZE i do uczestnictwa operatorów OZE w konkurencyjnym rynku.

Przede wszystkim należy pozostawić neutralny technologicznie i rynkowy mechanizm świadectw pochodzenia, w którym uczestnicy rynku mieliby swobodę kształtowania cen zarówno energii elektrycznej, jak i certyfikatów, choc przy tych ostatnich zrozumiała jest chęć regulatora pozostawienia pułapu cenowego w postaci opłaty zastępczej.

Wycofanie wsparcia dla współspalania oraz dużych, zamortyzowanych elektrowni wodnych ma uzasadnienie ekonomiczne i ekologiczne, zwłaszcza dla tych pierwszych. Wystarczy uznać je za źródła niekwalifikowane, co do czego panuje już w zasadzie w Polsce zgoda, i co proponowało zresztą przez MG we wcześniejszych projektach zmian ustawy o OZE z 2012 roku. Można dać im okres dostosowawczy. Dla współspalania może to być rok 2015, żeby energetyka mogła dociągnąć stare kotły węglowe do terminu obowiązywania dyrektywy IED, kiedy te źródła i tak muszą być wyłączone. Duże elektrownie wodne mogą otrzymać dodatkowe przychody niekoniecznie z certyfikatów, ale na przykład za sprzedaż usług retencyjnych i mocy rezerwowych.

Trzeba obnizyć ryzyko inwestycyjne dając rynkowi wyraźniejszą prognozę popytu. Można to osiagnąć poprzez określenie ilości świadectw podlegajacych obowiazkowi umarzania na wiele lat w przyszlość, takze po 2020 roku, z ewentualnym przejrzystym mechanizmem dokonywania korekt zagregowanego popytu.

Wycofanie wsparcia dla źródeł ponad połowy certyfikatów podbije ceny znowu do poziomu opłarty zastępczej i to zapewne na wiele lat. Da to wysokie zyski inwestorom w najtańsze źródła kwalifikowane, czyli wiatr na lądzie, dedykowane źródła biomasowe i w coraz większym stopniu fotowoltaika. Odblokuje to impuls inwestycyjny pomimo dużego ryzyka regulacyjnego wywołanego zamieszaniem z ostatnich 2-3 lat. Wysokie zyski dadzą także impuls do innowacji i rozwoju rodzimych technologii biomasowych, biogazowych, małych źródeł wiatrowych. Po jakimś czasie konkurencja znowu zbije ceny certyfikatów poniżej poziomu opłaty zastępczej – docelowo aż do zera, kiedy wsparcie zostanie całkowicie wycofane, a OZE będą gotowe do wolnej konkurencji na rynku. I to jest ostateczny cel systemu.

Technologie opłacalne na poziomie dużo wyższym niż opłata zastępcza, lecz z obiecującym potencjałem rozwojowym dla polskiego przemysłu, takie jak elektrownie wiatrowe na morzu, można wyłączyć z systemu certyfikatów I objąć osobną aukcją feed-in premiums, albo włączyć do systemu i oferować dotacje inwestycyjne na budowę platform oraz przyłączeń. Dodatkowego wsparcia można udzielić instrumentami polityki przemysłowej (dotacje na badania i rozwój, na infrastrukturę przesyłową, albo dotacje inwestycyjne do instalacji).

Proponowana tu prosta reforma mechanizmu certyfikatów zamiast rewolucji oferuje stabilizację na gruncie znajomym dla inwestorów, rządu i URE. Buduje na tym, co dobre w dotychczasowym mechanizmie wsparcia. Jest spójna z ewolucją systemów wsparcia OZE w Europie wzmacniając integrację z konkurencyjnym rynkiem energii. Jest mechanizmem elastycznym, prorynkowym i samoregulującym się.

I na koniec jeszcze jedno zastrzeżenie. Powyższe uwagi nie dotyczą mikrogeneracji I generacji rozproszonej, bo jest to osobny I bardzo złożony temat. Ustawodawca może się nad nim pochylić jak komercyjne instalacje OZE znowu zaczną w Polsce powstawać.

Grzegorz Peszko
×

DALSZA CZĘŚĆ ARTYKUŁU JEST DOSTĘPNA DLA SUBSKRYBENTÓW STREFY PREMIUM PORTALU WNP.PL

lub poznaj nasze plany abonamentowe i wybierz odpowiedni dla siebie. Nie masz konta? Kliknij i załóż konto!

Zamów newsletter z najciekawszymi i najlepszymi tekstami portalu

Podaj poprawny adres e-mail
W związku z bezpłatną subskrypcją zgadzam się na otrzymywanie na podany adres email informacji handlowych.
Informujemy, że dane przekazane w związku z zamówieniem newslettera będą przetwarzane zgodnie z Polityką Prywatności PTWP Online Sp. z o.o.

Usługa zostanie uruchomiania po kliknięciu w link aktywacyjny przesłany na podany adres email.

W każdej chwili możesz zrezygnować z otrzymywania newslettera i innych informacji.
Musisz zaznaczyć wymaganą zgodę

KOMENTARZE (0)

Do artykułu: Nie naprawiać niezepsutego, czyli o reformowaniu systemu wsparcia OZE

NEWSLETTER

Zamów newsletter z najciekawszymi i najlepszymi tekstami portalu.

Polityka prywatności portali Grupy PTWP

Logowanie

Dla subskrybentów naszych usług (Strefa Premium, newslettery) oraz uczestników konferencji ogranizowanych przez Grupę PTWP

Nie pamiętasz hasła?

Nie masz jeszcze konta? Kliknij i zarejestruj się teraz!