Rządowy projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii

− ograniczenie dostępności biomasy na potrzeby energetyczne, ciepłownicze
i przemysłowe (przede wszystkim w przemyśle drzewnym, celulozowo-
-papierniczym, meblarskim oraz płytowym),
− realna możliwość nieopłacalności wykorzystania biomasy stałej dla celów
ogrzewania indywidualnego oraz powrót do spalania węgla w indywidualnych
kotłach domowych, co spowoduje zwiększenie tzw. niskiej emisji.
Konsekwentna realizacja ścieżki wykorzystania biomasy stałej dla celów
energetycznych umożliwi wykonanie planów zawartych w KPD w zakresie produkcji
ciepła i energii elektrycznej. Powyższe wymaga jednak sukcesywnych zmian
technologii, poprawy sprawności i efektywności przetwarzania biomasy na końcowe
nośniki energii. Jest to możliwe, gdy ograniczone zostanie w większości przypadków
nieefektywne współspalanie biomasy w elektrowniach i elektrociepłowniach
węglowych, a zaoszczędzony w ten sposób strumień krajowej biomasy skierowany
zostanie na potrzeby przemysłowych instalacji odnawialnych źródeł energii, w których
biomasa spalana jest w układach dedykowanych lub w układach hybrydowych
w wysokosprawnej kogeneracji (CHP) albo po uszlachetnieniu (brykietowanie,
peletyzacja) na potrzeby lokalnej, wysokosprawnej produkcji ciepła w automatycznych
dedykowanych kotłach i piecach na pelety lub brykiety.
Aby zmienić kierunek wykorzystania znaczących zasobów biomasy należy stopniowo
ograniczać jej wykorzystanie w instalacjach tzw. współspalania na rzecz instalacji,
w których
biomasa spalana jest w dedykowanych instalacjach spalania
wielopaliwowego, dedykowanych instalacjach spalania biomasy lub w układach
hybrydowych w wysokosprawnej kogeneracji (CHP).
Wzrost sprawności w krajowych systemach przetwarzania i konwersji biomasy na
nośniki energii jest najbardziej naturalnym procesem zwiększenia efektywności
wykorzystania biomasy. Biorąc pod uwagę powyższe, zaprezentowane w projekcie
ustawy mechanizmy mające na celu stopniowe kierowanie strumienia biomasy stałej
z dotychczasowych procesów współspalania biomasy z węglem w elektrowniach oraz
elektrociepłowniach do przemysłowych instalacji odnawialnych źródeł energii,
w których
biomasa spalana jest w dedykowanych instalacjach spalania
wielopaliwowego, dedykowanych instalacjach spalania biomasy lub w układach

2) Wg ocen niezależnych ekspertów zużycie biomasy w kotłach indywidualnych spada od 2004 r., ze względu na ograniczoną
dostępność i wzrastające koszty paliwa.
42
hybrydowych w wysokosprawnej kogeneracji (CHP) spowoduje znaczące oszczędności
paliwa w związku z wyższą sprawnością przetwarzania paliwa na energię. Powyższe
umożliwi realizację celów zawartych w KPD, a także znacząco poprawi bezpieczeństwo
energetyczne poprzez ograniczenie importu biomasy.

3. Alternatywne podejście do wprowadzenia ww. schematu zoptymalizowanych
mechanizmów wsparcia dla wytwórców energii elektrycznej z odnawialnych
źródeł energii
Alternatywą dla przyjęcia proponowanych w projekcie rozwiązań, mogłoby być
utrzymanie obecnego lub modyfikacja istniejącego systemu wsparcia opartego na
dotychczasowych mechanizmach, np. w formie zaproponowanej przez Ministra
Gospodarki w projekcie ustawy o odnawialnych źródłach energii z października 2012 r.
Proponowano wtedy wprowadzenie współczynników korekcyjnych, dostosowując ilość
świadectw pochodzenia do kosztów poszczególnych technologii. Przyjęcie takiego
rozwiązania, obarczone byłoby jednak następującymi wadami:
1. Założeniem systemu certyfikatów było elastyczne kształtowanie ich ceny
w zależności od relacji podaży (produkcji zielonej energii) i popytu
(administracyjnie ustalany obowiązek zakupu certyfikatów). W sytuacji deficytu
energii elektrycznej z OZE prowadziłoby to do wzrostu, a w sytuacji jej nadwyżki –
do ograniczenia podaży. Takie założenia nie odzwierciedlały jednak specyfiki
branży OZE. Inwestycje w projekty OZE cechują się bowiem najczęściej wysokim
udziałem kosztów inwestycyjnych. W przypadku już istniejących podmiotów
oznacza to brak możliwości elastycznego kształtowania podaży w zależności od
ceny certyfikatów. Mechanizm ten ujawnił się w 2012 r., kiedy spadek cen
certyfikatów nie tylko powstrzymał nowe inwestycje (co było zgodne z założeniami
systemu), ale wiele z istniejących podmiotów doprowadził do krawędzi opłacalności
produkcji. W rzeczywistości jedyną technologią dostosowaną do systemu
certyfikatów było spalanie wielopaliwowe, gdzie istniała techniczna możliwość
elastycznego dostosowania podaży zielonej energii do aktualnych warunków na
rynku certyfikatów.
2. Rozwiązaniem zaproponowanym w 2012 r. przez Ministerstwo Gospodarki w celu
ograniczenia bankructw istniejących podmiotów było administracyjne dostosowanie
popytu i podaży w celu powrotu do sytuacji deficytu świadectw pochodzenia.
43
W rezultacie, cena certyfikatów powróciłaby do poziomu opłaty zastępczej.
Oznaczało to jednak zakwestionowanie rynkowego charakteru systemu wsparcia
i wysłanie jasnego sygnału inwestorom, iż cena certyfikatu nie zależy od podaży
zielonej energii, a od administracyjnej opłaty zastępczej. W tej sytuacji Minister
Gospodarki przyjąłby na siebie odpowiedzialność za utrzymanie ceny certyfikatu,
przez co utraciłby możliwość sterowania rozwojem sektora OZE.
3. W zakresie dostosowania wysokości wsparcia dla najtańszych technologii,
zaproponowano przyjęcie tzw. współczynników korekcyjnych, które dostosowałyby
ilość przyznawanych certyfikatów do szacowanych kosztów technologii.
Problematyczna jednak była kwestia ustalania ich wysokości, co miałoby miejsce
w wyniku decyzji administracyjnej. Ich wyznaczanie było także możliwe przy
założeniu, że cena certyfikatu jest zbliżona do wysokości opłaty zastępczej. Ponadto
specyfika OZE – w zależności od lokalnych warunków środowiskowych,
dostawców surowca, etc. – oznaczała, że takie podejście prowadziło do nadwsparcia
jednych i dyskryminacji innych projektów. W rezultacie w przypadku najtańszych
technologii nie zostałby w pełni wykorzystany ich potencjał. W przypadku
projektów realizowanych, z definicji w praktycznie wszystkich przypadkach
doszłoby do mniejszego lub większego nadwsparcia.
4. Dodatkowym problemem, który pojawił się w projekcie z października 2012 r. była
próba zapewnienia pełnej dywersyfikacji poprzez zapewnienie, że każda
technologia – nawet najbardziej kosztowna – będzie miała szanse na realizację.
Pomimo korzyści związanych z uwzględnieniem w polskim miksie energetycznym
technologii, które mają potencjał do rozwoju w przyszłości, takie rozwiązanie
znacznie podraża sam system wsparcia.
5. Podsumowując stronę kosztową, zgodnie z OSR przedstawionym do projektu
z 2012 r., koszty systemu wsparcia miały do 2020 r. sięgnąć ok. 11 mld zł rocznie.
Dla porównania w proponowanym w obecnej ustawie systemie szacunek tych
kosztów to ok. 4 mld zł rocznie do 2020 r. Oszczędność rzędu ok. 6 mld zł
przekłada się na niższe rachunki dla konsumentów: dla osoby płacącej za
elektryczność 100 zł/miesięcznie, roczna oszczędność wynosi ok. 550 zł rocznie
(szczegółowe wyliczenia znajdują się w OSR). Porównując oba systemy,
największe oszczędności przynoszą następujące rozwiązania:
1)
ograniczenie wsparcia do najtańszych i najbardziej efektywnych technologii,
44
2)
uzależnienie wysokości wsparcia od cen energii na rynku konkurencyjnym –
w sytuacji oczekiwanego wzrostu cen energii elektrycznej w nowym systemie
wysokość wsparcia będzie spadać, podczas gdy w poprzednich propozycjach
wysokość wsparcia była niezależna od cen energii,
3)
stworzenie mechanizmu konkurencji pomiędzy poszczególnymi projektami –
dzięki czemu wysokość wsparcia powinna lepiej odzwierciedlać faktyczne
koszty projektu.
6. Pomijając same koszty systemu wsparcia, kolejnym elementem jest kwestia jego
postrzegania przez inwestorów. Jest to o tyle istotne, że system bardziej przyjazny,
minimalizujący ryzyko oznacza niższe koszty, a co za tym idzie – niższe wymagane
wsparcie. Opłacalność dla inwestorów jest także niezbędna, aby projekty były
realizowane. Zgodnie z propozycją modyfikacji systemu certyfikatów, inwestorzy
wciąż jednak narażeni byliby na następujące ryzyka:
1)
zmiany cen certyfikatów: każda zmiana popytu i podaży, która prowadziłaby
do spadku ceny certyfikatu (od góry ograniczeniem byłaby wysokość opłaty
zastępczej), w przypadku tych z istniejących inwestorów, którzy nie mają
możliwości redukcji kosztów (praktycznie wszyscy poza współspalaniem)
oznaczałaby zagrożenie bankructwem;
2)
legislacyjne – ze względu na wysoki koszt wsparcia należałoby się liczyć
z kolejnymi zmianami systemu, które z kolei prowadziłyby do wahań na rynku
certyfikatów; obniżenie wartości certyfikatów byłoby także możliwe
w wyniku redukcji – lub choćby zamrożenia zwiększania obowiązku
umorzenia certyfikatów;
3)
zmiany cen energii – podobnie jak w przypadku cen certyfikatów,
zdecydowana większość inwestorów OZE nie ma możliwości ograniczenia
kosztów w przypadku spadku cen energii na rynku.
7. Powyższe ryzyka stanowią integralną część obecnego systemu wsparcia, jednak jak
się wydaje, nie były dotychczas brane pod uwagę przez inwestorów realizujących
projekty OZE i przez instytucje finansowe. Świadczy o tym wstrzymanie realizacji
większości nowych projektów po tym jak ryzyka te zmaterializowały się w 2012 r.
Ponieważ wcześniejszy projekt ustawy nie adresował żadnego z tych ryzyk, jest
mało prawdopodobne, aby umożliwił powrót stabilności, która z kolei
doprowadziłaby do realizacji nowych inwestycji. Podobne skutki miałoby
45
wprowadzenie pilotażu systemu aukcyjnego wraz z jednoczesną deklaracją, że
system certyfikatów będzie w przyszłości zmieniany. Ze względu na fakt, iż
zobowiązania unijne dotyczą 2020 r., zdecydowano się zatem na wprowadzenie
całkowicie nowego systemu, który te ryzyka adresuje:
1)
z punktu widzenia inwestora wygrywającego aukcję, taryfa stała/różnicowa
jest zagwarantowana na stałym poziomie przez 15 lat niezależnie od
przyszłych warunków rynkowych, cen energii, udziału OZE oraz ewentualnie
nowych technologii o znacznie niższych kosztach wytwarzania energii;
2)
zmiany legislacyjne nie będą wpływać na zobowiązania stałych taryf wobec
inwestorów; ze względu na klauzulę o zakazie nadwsparcia pomoc ta nie
narusza także zasad konkurencji na wspólnym rynku i nie będzie
kwestionowana przez Komisję Europejską.

4. Skutki zmiany mechanizmu wsparcia w odniesieniu do sytuacji prawnej
podmiotów uprawnionych do korzystania z systemu na zasadach
dotychczasowych (kwestia zachowania praw nabytych)

4.1.1. Wyznaczenie ustawowego okresu obowiązywania systemu wsparcia
dla istniejących instalacji OZE
Nowością projektowanej ustawy jest wyznaczenie 15-letniego okresu wsparcia
w sytuacji, gdy obecne przepisy PE kwestii tej nie regulują. Brak było zatem jasno
wyznaczonego okresu podlegania mechanizmom wsparcia wytwarzania energii
elektrycznej z odnawialnych źródeł energii lub wytwarzania biogazu rolniczego.
Należy przy tym jednoznacznie wskazać, iż celem regulacji jest zapewnienie
15-letniego okresu wsparcia dla wytwórców energii z OZE. Odrębną kwestią jest
ograniczenie do 10 lat maksymalnego okresu, w którym mogą być przeprowadzane
aukcje na zakup energii elektrycznej z OZE, co wynika z wytycznych Komisji
Europejskiej w sprawie pomocy na ochronę środowiska i energetykę. Okres ten nie ma
jednak wpływu na zachowanie praw nabytych wytwórców, którzy w ramach aukcji
uzyskali prawo do zakupu wytworzonej energii elektrycznej z OZE przez cały okres
15 lat. Powyższe oznacza, iż przepisy unijne dopuszczają możliwość przeprowadzenia
aukcji w 10. roku funkcjonowania systemu, gdzie wytwórcy energii otrzymać mogą
wsparcie przez kolejnych 15 lat (formuła 10 + 15). Niemniej jednak należy wyraźnie
46