Problemy związane z przejściem z systemu zielonych certyfikatów do systemu aukcji

O problemach związanych z przechodzeniem z obecnego systemu wsparcia energetyki odnawialnej, opartego o zielone certyfikaty, do nowego - aukcyjnego - pisze w swojej analizie mec. Christian Schnell z kancelarii DMS Legal.

Sprawa implementacji systemu aukcji za pomocą dużego trójpaku wydaje się być przesądzona, a tymczasowa zmiana w prawie energetycznym, dotycząca stabilizowania obecnego systemu, celem łagodnego przejścia, nie jest brana pod uwagę. Wprowadzenie systemu aukcji oznacza wprowadzenie stałych cen dla zielonej energii, tzn. przejście z obecnego modelu kwotowego do systemu Feed-in-tariff. Zmiana podstawy systemu wsparcia jest procesem, który wymaga bardzo starannego przygotowania, więc wprowadzenie nowego systemu wsparcia z początkiem 2015 roku jest ambitnym celem, a inwestorzy będą mieli tylko rok na przygotowanie. Jednak realnym terminem obowiązywania nowego systemu wsparcia może być początek 2016 roku.

Tymczasem sytuacja przedsiębiorców w obecnym systemie wsparcia jest krytyczna. Banki obawiają się finansowania nowych projektów bez gwarantowanej ceny dla zielonych certyfikatów, a wypłacane kredyty w wysokości nawet 10 mld złotych są częściowo zagrożone. Większość istniejących farm wiatrowych jest jednak dalej opłacalna z powodu umów długoterminowych, zawartych na sprzedaż praw majątkowych, wynikających ze świadectw pochodzenia, tzn. zielonych certyfikatów, za gwarantowaną cenę (CPA) – jednak tylko do momentu zmiany systemu wsparcia, ponieważ zdecydowana większość tych umów zawiera klauzulę wypowiedzenia w przypadku zmiany systemu wsparcia, co ma również wpływ na inne umowy związane z CPA tj. umowy sprzedaży energii elektrycznej (PPA) i umowy o  świadczenie usługi operatora handlowego (Commercial Balancing Agreement) z powodu klauzuli „cross-default”.

Ponadto elementem destabilizacji obowiązującego systemu kwotowego jest potencjalny wzrost nadpodaży zielonych certyfikatów z powodu niewydanych świadectw pochodzenia ze (współ)spalania biomasy leśnej. Wydanie świadectw dot. produkcji energii elektrycznej z 2012 r. na zasadach uproszczonych wydaje się być przesądzone, co powiększa nadpodaż do 2,1 TWh. Jednak wydanie świadectw pochodzenia ze (współ)spalania biomasy leśnej w 2013 r. zostało zatrzymane na skutek wymagań URE, który żąda od producentów energii elektrycznej pełnej dokumentacji udowadniającej, że (współ)spalana biomasa leśna odpowiada kryterium rozporządzenia z 18 października 2012 r. URE rekomendował w ostatnim tygodniu system dobrowolnej certyfikacji biomasy, taki jaki obowiązuje np. w Niemczech. Już teraz producenci energii elektrycznej mogliby bez kłopotów importować (o ok. 10 procent droższą) biomasę certyfikowaną, a krajowi producenci stałej biomasy mogliby się certyfikować za pomocą, od dłuższego czasu istniejących, systemów certyfikacji jak  REDCert/EU lub ISCC/EU. Nie brakuje nawet polskojęzycznych audytorów. Dla tych krajowych producentów, którzy eksportują stałą biomasę, certyfikacja już teraz ma miejsce.

Kwestia wsparcia dla współspalania blokowała wprowadzenie ustawy OZE opartej o obecny system kwotowy w drugiej połowie 2012 r., jednak przy wprowadzeniu systemu aukcji trzeba uwzględniać, że w żadnym z obowiązujących systemów aukcji w Europie współspalanie nie korzysta z systemu wsparcia, ponieważ byłoby poważnym elementem destabilizującym system. Interesujące wydaje się być podejście w Holandii. Każda instalacja spalająca węgiel powinna, zgodnie z pomysłem holenderskiego ustawodawcy, współspalać 10 procent stałej biomasy (certyfikowanej), jednak bez dodatkowego wsparcia. Odrębne taśmy, bramki elektroniczne i instalacje przeciwpożarowe zostały już zainstalowane w decydowanej większości polskich elektrowniach i elektrociepłowniach, więc wdrożenie tego pomysłu nawet nie wymagałoby inwestycji ze strony energetyki. 

Przy przejściu do nowego systemu wsparcia powraca dyskusja nt. praw nabytych, toczona już przed rokiem. Paradoksem jest, że tylko zagraniczni inwestorzy mogą się powołać na prawa nabyte na podstawie ponad 60 zawartych bilateralnych umów o ochronie inwestycji. Powołując się na ochronę praw nabytych, okres wsparcia na obecnych zasadach miał trwać do końca 2017r., ponieważ w momencie uzyskania koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej z OZE dla większości inwestycji obowiązywało rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 sierpnia 2008 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii. Rozporządzenie to określało kwotowy obowiązek uzyskania świadectw pochodzenia do 2017r. dla wszystkich inwestycji zakończonych po wejściu w życie rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 8 października 2012 r. tj. na dzień 31 grudnia 2012 r. Od wejścia w życie tego rozporządzenia okres ochrony praw nabytych trwa zgodnie z powyższą logiką do 2021 roku. Ale czy oznacza to, że trzeba utrzymać obecny system wsparcia nawet do 2021 roku i przez okres od sześciu do siedmiu lat równolegle prowadzić dwa diametralnie inne systemy wsparcia obok siebie? Zgodnie z  koncesjami wydanymi od pierwszego stycznia ub.r. tylko kilkadziesiąt MW turbin wiatrowych zostało w tym roku zainstalowanych przez podmioty zagraniczne. Duże instalacje (współ)spalające biomasę nie uzyskały koncesji dla wytwarzania energii elektrycznej z OZE.

Polska nie jest pierwszym krajem, który decyduje się na przejście do systemu FiT. Podobne doświadczenie przeżywają obecnie np. Włosi. Dla nowych instalacji system kwotowy („certificati verdi”) od 1. stycznia 2013 r. nie jest stosowany – po dwuletnim okresem wprowadzenia - ale dla istniejących instalacji handluje się dalej zielonymi certyfikatami. Stabilizatorem cenowym działającym podobnie jak fundusz stabilizujący jest w tym przypadku GSE (Gestore Servizi Energetici), podmiot w rękach włoskiego Ministerstwa Finansów i Ekonomii. Jednak we Włoszech nigdy nie wprowadzono instrumentu opłaty zastępczej będącego maksymalnym bodźcem cenowym.

Jak mógłby wyglądać sprawa przejścia w Polsce? Zgodnie z podejściem włoskim tylko instalacje przyłączone do końca trwania obecnego systemu wsparcia, np. końca 2015 r., powinny działać w starym systemie wsparcia, m.in. z powodu w/w praw nabytych. Jeżeli jednak najistotniejszą datę dla praw nabytych byłaby koniec 2017 r., zielone certyfikaty straciłyby zatem swoją ważność od 1. stycznia 2018 roku? Do tego momentu wymagania kwotowe mogą obowiązywać zgodnie z rozporządzeniem z 18. października 2012 r., jednak z ograniczoną ilością produkcji energii elektrycznej ze współspalania i bez wparcia dla dużych elektrowni wodnych (zob. analizy autora z dnia 27. lipca ub.r. pod tytułem „Czy zmiana systemu wsparcia OZE na system aukcji jest konieczna i korzystna?” publikowanej w OLE!). Bez produkcji energii elektrycznej z OZE w nowych instalacjach od 1. stycznia 2016 r., dla których obowiązywać będzie nowy system wsparcia w formie systemu aukcyjnego, nadpodaż zielonych certyfikatów zniknie do końca 2017 roku. Nawet jeżeli tzw. sprzedawcy zobowiązani z powodu braku zielonych certyfikatów są zmuszeni do uiszczenia opłaty zastępczej w 2017 roku, wpływy mogą być użyteczne dla finansowania już działającego nowego systemu wsparcia.

Na koniec nasuwa się pytanie co się stanie z instalacjami OZE, które zostaną przyłączone do 2015 r., tzn. przed przejściem do nowego systemu wsparcia, od 2018 r. Inwestorzy, którzy uzyskali finansowanie swoich inwestycji na okres 15 lat, stają w obliczu problemu, że inwestycja im się nie zwróci i że nie będą w stanie z przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej pokryć raty kredytu. Czy istnieją wtedy prawa nabyte? Ustawodawca może się powołać na w/w rozporządzenie, które miało obowiązywać dla inwestycji przyłączonych do sieci do 2012 r. tylko do 2017 roku, albo dla inwestycji od 1.stycznia 2013 r. do 2021 roku. Wtedy się materializuje ryzyko project finance. Jednak takie rozwiązanie wydaję się być skrajnym scenariuszem. Jak wyglądają alternatywne scenariuszy? Wprowadzenie funduszu stabilizującego po dyskusji w ostatnich miesiącach wydaje się  mało realny. Generalnie utrzymanie równoległego systemu wsparcia bazując na zielonych certyfikatów do końca 2030 r. dla tych inwestorów, którzy uzyskają pozwolenie na użytkowanie do końca 2015 r., wydaje się być nieoptymalnym wariantem z powodu wysokich kosztów administracji tego systemu. Zrównoważonym podejściem byłoby wynagradzanie tych inwestycji za pomocą stałej ceny wysokości przez okres 15 lat od momentu udzielania koncesji lub do wygaśnięcia koncesji.

Istotny jest, że przy wprowadzeniu zmiany systemu wsparcia ustawodawca powinien przekazać czytelny sygnał, z jaką ceną za MWh inwestorzy mogą się liczyć od 2018 r. do końca indywidulanego okresu wsparcia. Rozsądnym poziomem ceny wydaje się poziom 430 złotych, tzn. suma obecnej ceny URE i poziomu sporej części zawartych długoterminowych kontraktów sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia, tj. 230 złotych. Ale ostatecznie wysokość gwarantowanej ceny to arbitralna polityczna decyzja, ponieważ pieniądze inwestorów ufających w stabilną politykę Polski zostały już dawno zainwestowane.


Autor tekstu dr Christian Schnell jest partnerem w kancelarii DMS Legal.

Zobacz także...

Komentarze

Patronat honorowy

Partnerzy portalu

PGE PSE