Polska Izba Gospodarcza Energetyki Odnawialnej i Rozproszonej przedstawiła stanowisko na temat systemu zielonych certyfikatów i przypomniała historię rozwoju sektora OZE w Polsce. Jej zdaniem media przedstawiają niepełne lub nieprawdziwe dane o mechanizmie wsparcia energetyki ze źródeł odnawialnych opartym na systemie zielonych certyfikatów.
Jak powstał system zielonych certyfikatów?
Jak tłumaczy Izba, system świadectw pochodzenia energii ze źródeł odnawialnych funkcjonuje w Polsce od października 2005 r. Służą one potwierdzaniu realizacji obowiązku zapewnienia odpowiedniego udziału (rosnącego w kolejnych latach) energii z odnawialnych źródeł w finalnej konsumpcji energii elektrycznej. Polska w Traktacie Akcesyjnym zobowiązała się do osiągnięcia 7,5% udziału tej energii w konsumpcji finalnej energii elektrycznej w terminie do 2010 r (w 2004 r udział ten wynosił niespełna 3%).
Następnie, w grudniu 2008 r Polska, w ramach Pakietu Klimatyczno-Energetycznego przyjętego przez Radę Europejską, zaakceptowała nowy cel udziału OZE w konsumpcji energii finalnej w wysokości 15% na rok 2020 (dla większości kraju UE cel ten ustalono na poziomie 20%).
Ścieżkę osiągania tego celu określił Krajowy Plan Działań na rzecz oze (KPD) przyjęty przez Rząd w grudniu 2010 r i znowelizowany w grudniu 2011 r. W szczególności ustalono w nim cele indykatywne dla sektorów: zaopatrzenia w ciepło – 17%, transportu – 10% (udział biopaliw) oraz energii elektrycznej – 19%.
– Koszty wytwarzania w odnawialnych źródłach energii były w tym czasie zasadniczo wyższe niż przychody, jakie można byłoby uzyskać ze sprzedaży energii na rynku hurtowym, a tym samym inwestycje te były nieopłacalne. Konieczne było administracyjne wygenerowanie popytu na energię z tych źródeł stymulującego rozwój inwestycji – podkreśla Izba.
Dlatego zdecydowano się przypisać do świadectw pochodzenia zbywalne prawa majątkowe (tzw. zielone certyfikaty). W ten sposób zamierzano pokrywać różnicę pomiędzy kosztami wytworzenia energii w instalacjach OZE, a przychodami za sprzedaż energii, uzyskiwanymi przez wytwórców OZE na rynku.
Obowiązek zapewnienia udziału OZE w konsumpcji finalnej obciąża spółki obrotu i duże zakłady energochłonne, które potwierdzają jego wykonanie przedstawiając do umorzenia odpowiednią ilość świadectw pochodzenia, zakupionych na Towarowej Giełdzie Energii (TGE).
– Podmioty zobowiązane do umarzania certyfikatów, kupują je od wytwórców OZE na TGE w transakcjach sesyjnych i kontraktach dwustronnych (pozasesyjnych rejestrowanych na giełdzie). Wbrew twierdzeniom Ministerstwa Energii żadne inne, pozagiełdowe formy obrotu certyfikatami nie występują – wyjaśnia.
Analizując koszty poszczególnych technologii i ich przewidywane zmiany ustalono w latach 2004-2005, że optymalna cena certyfikatu nie powinna przekraczać 240 zł/MWh (w cenach z 2004 r). Ustalono w związku z powyższym taki poziom tzw. opłaty zastępczej, która miała być wnoszona przez podmioty zobowiązane do umarzania certyfikatów w sytuacji, gdy ich podaż byłaby mniejsza od popytu. Założono, że opłata zastępcza będzie systematycznie indeksowana o wskaźnik inflacji. W 2015 r zrezygnowano z indeksacji i ustalono ją w ustawie o odnawialnych źródłach energii na poziomie 300,3 zł/MWh.
– Średnie ważone ceny certyfikatów w transakcjach sesyjnych oscylowały w latach 2005-2012 w pobliżu pułapu wyznaczanego przez opłatę zastępczą. Taka wartość certyfikatu zachęcała do inwestycji, w pierwszej kolejności w sektorze biomasowym i wiatrowym – przypomina Izba.
„Współspalanie winne załamaniu systemu certyfikatów”
Jak podkreśla PIGEOR system stymulacji inwestycji w postaci zielonych certyfikatów w pierwszym okresie swojego funkcjonowania zadziałał zgodnie z oczekiwaniami jego projektodawców. W sektorze energii elektrycznej produkcja z OZE wynosiła w 2005 r 3,7 TWh1, a w 2015 r już ponad 22 TWh. W 2020 r., gdy Polska rozliczać będzie realizację swoich zobowiązań w ramach pakietu klimatyczno-energetycznego, produkcja energii elektrycznej z OPZE powinna wynieść co najmniej 24 TWh (19%).
– Tak duży wzrost był możliwy dzięki szybkiemu rozwojowi energetyki wiatrowej, gdzie w ciągu dekady wybudowano blisko 4,5 tys. MW nowych mocy (z poziomu 83 MW w 2005 r do 4582 MW w 2015 r) oraz technologii biomasowych: elektrowni i elektrociepłowni na biomasę (wzrost z blisko 190 MW w 2005 do ok. 1123 MW w 2015 r). Bardzo szybki wzrost produkcji (z 0,88 TWh w 2005 r do 6,72 TWh w 2012 r) zanotowano także w sektorze współspalania – wyjaśnia Izba.
W 2015 r, gdy zanotowano maksimum produkcji z OZE udział tych 3 technologii w produkcji z OZE ogółem wyniósł prawie 88%. Pozostałe branże – jak zaznacza Izba – biogazowa, hydroenergetyka i fotowoltaika rozwijały się w tym okresie znacznie wolniej, głównie ze względu na stosunkowo wysokie koszty produkcji.
-Koncepcja systemowa zakładała, że w miarę spadku cen technologii biogazowych i fotowoltaiki źródła te przekraczać będą barierę opłacalności i będą się rozwijać dynamiczniej w późniejszym zakresie. Dla tych źródeł, a także dla hydroenergetyki zaplanowano również inne rodzaje zachęt, w tym w szczególności dotacje inwestycyjne (stąd umiarkowany rozwój także tych źródeł) – podkreślono w komunikacie.
Niestety – jak kontynuuje PIGEOR – nie posłuchano ostrzeżeń ekspertów, którzy wskazywali, iż system certyfikatów nie powinien obejmować technologii współspalania, gdzie dostosowanie bloków węglowych do wykorzystywania biomasy wymagało stosunkowo niewielkich nakładów inwestycyjnych, nieporównywalnie małych w stosunku do nakładów na budowę nowych elektrociepłowni na biomasę, turbin wiatrowych o biogazowniach i nowych inwestycjach w hydroenergetyce nie wspominając. -Spowodowało to gwałtowny wzrost produkcji energii w tym sektorze – w latach 2005-2015 instalacjom prowadzącym współspalanie przyznano certyfikaty za wolumen energii rzędu 41,5 TWh (1/3 wszystkich wydanych), znacznie więcej niż dla pozostałych sektorów, w tym drugiego w kolejności sektora wiatrowego (36,7 Twh) – zaznaczono.
Zdaniem Izby, jest to jedna z najważniejszych przyczyn obserwowanej aktualnie destrukcji systemu zielonych certyfikatów. – Równie poważne było przyznawanie certyfikatów obiektom tzw. starej hydroenergetyki (inwestycje z lat 60-tych i 70-tych), gdzie do ich właścicieli trafiły certyfikaty o wolumenie ok. 18 TWh oraz wykonywanie obowiązku zapewnienia udziału oze przez podmioty do tego zobowiązane poprzez uiszczanie opłaty zastępczej – Łącznie w latach na konto Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej wpłacono opłaty zastępcze, odpowiadające wolumenowi 8,7 Twh – czytamy w komunikacie.
Koszty OZE dla klienta końcowego
Izba podkreśla, że od początku wiadomo było, że system zielonych certyfikatów generować będzie określone i stosunkowo proste do oszacowania – na podstawie wartości realizowanych inwestycji – koszty dla odbiorców końcowych, które miały być uwzględniane w taryfach sprzedawców energii. Najwyższe jego koszty zanotowano w 2013 r, kiedy to wartość umorzonych certyfikatów wyniosła ok. 3,3 mld zł, a ich średnia cena kształtowała się na poziomie 230 zł/MWh (średniorocznie w transakcjach pozasesyjnych – OTC). – W 2016 r, wobec załamania się ich cen (średnioroczna cena certyfikatów na rynku OTC 135 zł/MWh) kwota ta wyniosła ok. 2,3 mld zł. Oznacza to obciążenie przeciętnego gospodarstwa domowego kwotą 3 zł/miesiąc – wylicza Izba.
Co więcej, jak pisze PIGEOR, dane te, łatwe do zweryfikowania w raportach TGE, przeczą informacjom przekazywanym przez Ministerstwo Energii opinii publicznej oraz Posłom i Senatorom podczas dyskusji parlamentarnych nad zmianą poziomu opłaty zastępczej (np. wystąpienie Ministra Krzysztofa Tchórzewskiego w Sejmie w dniu 20 lipca 2017 r). ME twierdzi, że każdy procent udziału produkcji z OZE w energii dostarczanej konsumentom oznacza ich obciążenie rzędu 700 mln zł rocznie.
– W rzeczywistości, przy cenach certyfikatów z rynku OTC w 2017 r (umowy długoterminowe) kwota ta nie przekracza 120-150 mln zł rocznie, ale nawet przy maksymalnych cenach certyfikatów nie przekroczyłaby połowy podawanej przez Ministra. W przeliczeniu na rachunki gospodarstw domowych oznacza to, że 1% wzrost udziału OZE oznacza wzrost obciążenia rzędu 20 groszy miesięcznie, a przy maksymalnych cenach certyfikatów (300 zł/MWh) wynosiłby 40-50 gr. – czytamy dalej.
Izba tłumaczy także, że znaczna część tych inwestycji, zwłaszcza w sektorze wiatrowym zrealizowana została w systemie project finance, gdzie zabezpieczeniem dla zaciągniętych kredytów były umowy długoterminowe na sprzedaż certyfikatów lub certyfikatów i energii (tzw, umowy pakietowe) zawierane przez inwestorów oze z pomiotami zobowiązanymi do zakupu i umarzania certyfikatów. – Takie długookresowe umowy dwustronne to nie żadna patologia (tak twierdzi ME), tylko powszechnie stosowany w kraju i za granicą model biznesowy, także w obrocie energią. Śmiało można założyć, że gdyby nie ten instrument, co najmniej połowa ze zrealizowanych w latach 2005-2015 inwestycji nigdy by nie powstała – tłumaczy Izba.
Nadpodaż zielonych certyfikatów
– Niestety, mimo ostrzeżeń branży formułowanych już w 2012 r rząd PO/PSL nie podjął żadnych działań prowadzących do dopasowania tempa przyrostu produkcji, do planów miksu energetycznego – podkreślono.
Efektem – jak pisze Izba – była rosnąca nadpodaż zielonych certyfikatów, których nadwyżka ponad bieżący popyt już w 2014 r. przekroczyła wolumen umorzenia na rok następny. Doprowadziło to na przełomie 2012/2013 r. do znaczących wahań cen certyfikatów, a od początku 2014 r do ich systematycznego spadku, gwałtownie zmniejszającego przychody branży OZE.
Aktualnie w Rejestrze Świadectw Pochodzenia znajdują się aktywne certyfikaty o wolumenie 27 TWh, przy obowiązku umorzenia za 2017 rok szacowanym na 18,5 TWh. – Należy dodać, że wolumen ten wzrośnie jeszcze o co najmniej 9-10 TWh świadectw wydanych w II połowie 2017 r za bieżącą produkcję, co oznacza, że nadwyżka będzie nadal rosnąć. Obrazowo mówiąc, oznacza to, że nawet gdyby sektor OZE nie wyprodukował w roku 2018 ani jednej kWh energii, ilość certyfikatów dostępnych na rynku wystarczyłaby z naddatkiem na pokrycie obowiązku umorzenia za ten rok – czytamy w komunikacie.
Nadpodaż certyfikatów powodująca dramatyczny spadek ich cen powstała z co najmniej kilku powodów. Zdaniem Izby są to:
- utrzymywanie obowiązku umorzenia certyfikatów na poziomie 10,4% w 3 kolejnych latach (2010-2012), mimo rosnącej szybko produkcji;
- realizacja obowiązku wykazania udziału OZE przez podmioty zobowiązane poprzez uiszczanie w latach 2007-2012 opłaty zastępczej o wolumenie rzędu 8 TWh (20% ówczesnego obowiązku i prawie 1/3 dzisiejszej nadwyżki), mimo, iż na TGE można było nabyć wystarczającą ilość certyfikatów po znacznie niższych cenach;
- przyznawanie certyfikatów dla tzw. dużej hydroenergetyki, która nie zrealizowała nowych inwestycji, ale uzyskała w okresie 2005-2015 ok. 20 TWh certyfikatów, co stanowi blisko 75% nadwyżki;
- znacznie wyższy i szybszy niż zakładano w Krajowym Planie Działań wzrost produkcji z współspalania, która wygenerowała 42 TWh, o ponad 56% przekraczając założenie przyjętej dla tej branży;
– Kolejne rządy miały pełną świadomość narastania tego problemu, ale nie zrobiły nic, aby w sposób skuteczny doprowadzić do zbilansowania systemu i przywrócenia racjonalnej ceny certyfikatów – zaznaczono jeszcze raz w stanowisku.
„Nie ma wolnego rynku certyfikatów”
PIGOR podkreśla, że wbrew twierdzeniom Ministerstwa Energii nie istnieje wolny „rynek certyfikatów”, na którym cenę regulują prawa podaży i popytu. – Popyt określany jest przez Ministra Energii, który w ostatnich 2 latach obniżał obowiązek umorzenia znacznie poniżej zapisanych w ustawie o OZE 20%, powodując dalszy wzrost niezbilansowania. W tej sytuacji nadwyżka certyfikatów nie ma dla podmiotów zobowiązanych do ich umorzenia praktycznie żadnej wartości, a ich aktualna cena giełdowa nie pozwala na uzyskanie oczekiwanej rentowności instalacji OZE – tłumaczy Izba.
Jak wynika z wyliczeń Izby, dla instalacji budowanych w latach 2009-2014 koszty wytwarzania energii wynoszą ok. 380-420 zł/MWh (megawatogodzinę) w turbinach wiatrowych, 480-520 zł/MWh w biogazowniach, 350-400 zł/MWh w nowych instalacjach spalania biomasy. – Z porównania z hurtowymi cenami energii wynika, że wartość certyfikatów, gwarantująca minimalną rentowność inwestycji powinna oscylować w granicach ok. 250 zł/MWh. Tymczasem ich aktualne ceny na TGE wynoszą średnio ok. 30 zł/MWh w transakcjach sesyjnych i ok. 100 zł/MWh w transakcjach pozasesyjnych, co dla zdecydowanej większości producentów OZE oznacza przychody znacznie poniżej granicy rentowności (straty sektora w 2016r szacuje się na 3 mld zł) – argumentuje PIGEOR.
Izba wylicza, że obniżenie poziomu opłaty zastępczej z 300 zł/MWh- co jest jednym z elementów tzw. małej nowelizacji OZE – do poziomu ok. 50 zł w żaden sposób jej zdaniem nie wpłynie to na wzrost popytu na certyfikaty, gdyż jest on regulowany tylko decyzjami Ministra Energii o wielkości obowiązku umorzenia. – Wręcz przeciwnie, zwiększy to zainteresowanie podmiotów zobowiązanych do umorzenia certyfikatów uiszczaniem w zamian opłaty zastępczej, co jest łatwiejsze i nie wymaga rejestracji na TGE. Zjawisko takie wystąpiło już w latach 2007-2012, gdy średnie ceny certyfikatów były zbliżone do poziomu opłaty zastępczej, w związku z czym podmioty zobowiązane ich nie kupowały.Tym samym zainteresowanie certyfikatami po obniżeniu opłaty może być jeszcze mniejsze niż obecnie – podkreślono.
Jednak nawet gdyby popyt na certyfikaty znacząco wzrósł (do tego potrzebne byłoby znaczące zwiększenie obowiązku do poziomu 19-20%) i pojawiłaby się rosnąca tendencja cenowa, to według PIGEOR wzrost ich cen hamowany będzie przez nowy, zaniżony poziom opłaty zastępczej, która w kolejnych latach nie będzie mogła wzrosnąć o więcej niż 25%. – Oznacza to, że przy starcie z poziomu 50 zł/MWh osiągnięcie minimalnego poziomu rentowności rzędu 200 zł/MWh zajęłoby minimum 6 lat. Tak długiego okresu trwałej nierentowności nie udźwignie żaden podmiot gospodarczy – kończy PIGEOR w wydanym komunikacie.
Polska Izba Gospodarcza Energetyki Odnawialnej i Rozproszonej/BiznesAlert.pl
