Propozycje PSEW do projektu ustawy o OZE 4 listopada 2014 r. Warszawa

I. System aukcyjny Rozliczenie obowiązku wytworzenia przez wytwórcę ilości energii elektrycznej z OZE Etapowanie - wpływ systemu wsparcia na proces inwestycyjny Zapisy dyskryminujące energetykę wiatrową, PV i MEW – MWh/MW/rok II. Okres przejściowy Harmonogram wejścia w życie nowego systemu Luka inwestycyjna Zgodność propozycji PSEW z prawem EU III. Naprawa istniejącego systemu wsparcia Nadpodaż świadectw pochodzenia (ŚP) Transparentność systemu ŚP Obniżenie kwoty obliga zakupu ŚP poniżej 20% VI. Uwagi wynikające ze zgłaszanych poprawek w trakcie prac Podkomisji Umowy przyłączeniowe Propozycje w zakresie sprzedawców z urzędu i cen URE 2 Agenda

3 Uwagi do systemu aukcyjnego

4 Uzupełnienie zapisu art. 83 o trzyletnim okresie rozliczania zadeklarowanej produkcji o dopuszczalne odchylenie +/- 15% w stosunku do ilości deklarowanej w aukcji, przy zachowaniu zasady, iż łączna suma MWh objęta wsparciem nie może przekraczać ilości zadeklarowanych w aukcji MWh pomnożonych przez ilość lat wsparcia Proponowane rozwiązanie: Wprowadzenie dopuszczalnej korekty rzeczywistej produkcji w stosunku do ilości deklarowanej w aukcji o 15% Pełne rozliczenie z ilości zadeklarowanych MWh w okresie wsparcia (15 lat) pod sankcją kar Są to rozwiązania rekomendowane przez Ministerstwo Finansów w trakcie konsultacji międzyresortowych, korzystające z ważnych doświadczeń modeli aukcyjnych, m. in. w Holandii. Przyjęcie takich rozwiązań umożliwi: Zracjonalizowanie decyzji inwestycyjnych Uniknięcie wyższych kosztów systemu wsparcia

Standardem w określaniu produktywności farmy wiatrowej jest analiza na poziomie P50 tzn. produkcji, która oznacza, że w okresie 20 lat, istnieje 50% prawdopodobieństwo, że średnio w ciągu roku turbina (farma) wyprodukuje nie mniej MWh energii niż wielkość produkcji P50. W momencie przystąpienia do aukcji inwestor posiada jedynie prognozę produktywności w której obok naturalnej niepewności związanej ze zmiennością wiatru, są dwa dodatkowe poziomy niepewności, związane z samym projektem farmy (straty wewnętrzne) oraz związane z przetworzeniem siły wiatru na energie (krzywa mocy, straty wynikające z mikrositingu) – ta niepewność sięga 15% szacowanej produktywności; ryzyko zmienności wiatru pozostaje niezmienne, natomiast dodatkowe niepewności można znacząco zmniejszyć po okresie minimum roku eksploatacji. Ograniczenia metodologii szacowania produktywności są natury obiektywnej, niezależnej od inwestora i wynikają z dostępnych narzędzi prognostycznych. 5 Rozliczenie obowiązku energii elektrycznej z OZE - sposób określania produktywności farmy wiatrowej

6 Ryzyko produktywności niższej niż P(50) w funkcji odchylenia od tej wartości oszacowane dla: niebieska - 1 roku, czerwona - 3 lat i zielona - 6lat. Raport firmy DCAD, szacujący niepewność prognozy produktywności w oparciu o dane empiryczne Źródło: DCAD, Stermedia sierpień 2014 Długość okresu prognozy ma natomiast wpływ na prawdopodobieństwo osiągnięcia prognozowanej wielkości produkcji. Ryzyko to przejawia się w odchyleniach od prognozowanej wielkości produkcji i wynosi odpowiednio: dla 1 roku - 20%, dla 3 lat –11% i dla 6 lat = 9%.

7 Analiza systemu wsparcia w krajach UE System aukcyjny w Holandii zakłada 20% roczne odchylenie rzeczywistej produkcji w stosunku do wielkości będącej przedmiotem aukcji. Przewiduje on dodatkowy mechanizm gwarantujący niezmienny roczny cash flow przy produkcji w granicach 20%. W Wielkiej Brytanii przyjęte rozwiązanie polega na składaniu ofert na cenę 1 MWh, ale bez podawania ilości MWh, przy czym Inwestorzy jedynie składają deklaracje dot. zainstalowanej mocy – podmiot, który wygra aukcję jest zobowiązany do zainstalowania, co najmniej 90% zadeklarowanej mocy. We Włoszech, oferuje się cenę za 1 MWh, ale bez obowiązku dostarczenia określonej ilości, czyli wsparcie jest za każdą wyprodukowaną MWh. Tak samo jest również projektowany system aukcji w Niemczech. Producent zielonej energii elektrycznej otrzyma wynagrodzenie za tyle MWh ile wyprodukuje po ustalonej w przetargu cenie.

Inwestor oferując cenę w aukcji może: 1) albo zaniżyć ilość deklarowanych ilości MWh by uniknąć płacenia kar (podejście racjonalne) 2) pozostawić ilość produkcji na poziomie P50 z uwzględnieniem pewnego ryzyka System będzie więc „wspierał” podejście ryzykowne, kosztem racjonalnych i odpowiedzianych inwestorów, którzy by utrzymać zakładaną rentowność będą zmuszeni podwyższyć cenę za oferowaną MWh, co oznaczałoby też wyższe koszty systemu wsparcia Z tego właśnie powodu w systemach aukcyjnych w Europie przyjęte zostały rozwiązania, które uwzględniają specyfikę technologii korzystających z sił przyrody. System nie powinien zachęcać do zachowań ryzykownych (np. celowe zawyżanie ilość deklarowanych MWh) 8 Określanie poziomu oferowanej ceny w aukcji - konsekwencje proponowanego rozwiązania

9 Z jednej strony zapisy zawarte w projekcie ustawy przyjmują jako moment objęcia systemem wsparcia moment pierwszego wytworzenia energii w instalacji OZE Z drugiej strony nie uwzględnia się specyfiki projektów realizowanych etapowo, gdyż definicja instalacji OZE mówi o „jednym miejscu przyłączenia” (art. 2 pkt 13 lit. a) Fraza „przyłączonych w jednym miejscu przyłączenia” może być interpretowana w ten sposób, że kolejne fazy projektu OZE (np. uruchomionego w 2015 roku), jeżeli są przyłączone do sieci w tym samym miejscu, co wcześniej uruchomione urządzenia (np roku), to stanowią część tej samej instalacji OZE, a co za tym idzie, tylko urządzenia z I etapu korzystają z 15 – letniego okresu wsparcia, zaś urządzenia uruchomione w II etapie z krótszego okresu wsparcia. Definicja instalacji OZE vs okres wsparcia projektów realizowanych etapowo Umożliwienie etapowego realizowania projektów OZE

10 Postulujemy, aby definicja źródła OZE na potrzeby rozliczania okresu wsparcia była oparta o dokument koncesji i moc określoną w tym dokumencie. Realizowanie projektów w poszczególnych etapach wiązać się będzie z wydaniem nowej lub zmianą istniejącej koncesji, niezależnie od tego czy dany projekt jest przyłączony do jednego lub wielu punktów przyłączenia i czy jest jedna czy też wiele umów przyłączeniowych. W takim rozwiązaniu nie ma ryzyka nadużywania systemu, bowiem nie można dostać koncesji na większa ilość MW niż się wybudowało, a jak się chce wybudować więcej MW to koniecznością jest zmiana koncesji. Umożliwienie etapowego realizowania projektów OZE

11 Ograniczanie wolumenów przetargów dla technologii pracujących ≤4000 MWh/MW/rok jest bezpodstawne z punktu widzenia prawa krajowego, gdyż każdy podmiot przystępujący do aukcji musi mieć zawartą umowę przyłączeniową, a każda taka umowa wymagała analizy możliwości przyłączenia do sieci - nie ma więc uzasadnienia dla ograniczeń w dostępie do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE). Idea przetargów prowadzi do wykorzystania instalacji o najlepszej produktywności pod względem kosztowym – czyli w rozliczeniu PLN/MWh. Jest to wystarczające i właściwe kryterium zawierające w sobie składnik efektywności i produktywności instalacji. Regulacja polegająca na podziale na technologie powyżej i poniżej 4000 MWh/MW/rok Propozycja zawarta w zapisie art. 72 dyskryminuje technologie wiatrowe, ale również fotowoltaiczne czy małe elektrownie wodne Propozycja Ministerstwa Gospodarki nie zawiera żadnych przesłanek w oparciu, o które Rada Ministrów w Rozporządzeniu miałaby określać wielkość wolumenu aukcji dla technologii poniżej 4000 MWh/MW/rok. W ocenie PSEW, gdyby ten zapis miał pozostać jednak w ustawie, powinien bezsprzecznie zawierać konkretne i obiektywne przesłanki do zastosowania, ale dopiero w momencie, gdy technologia wiatrowa na lądzie osiągnie poziom 6500 MW określonych w Krajowym Planie Działania w zakresie OZE do roku 2020.

12 Okres przejściowy

Utrzymanie obecnego systemu wsparcia do końca 2016 roku, co stworzy stabilne i przewidywalne warunki do inwestowania w OZE w okresie przed faktycznym rozpoczęciem funkcjonowania nowego, aukcyjnego systemu wsparcia. Tzw. rozwiązanie zakładkowe – jednoczesne uruchomienie systemu aukcyjnego od 2016 roku i pozostawienie ‚otwartych drzwi’ do systemu ZC do końca 2016 roku poprzez wprowadzenie okresu przejściowego, w którym przepisy niezbędne do przygotowania aukcji (rozdział IV projektu ustawy) OZE będą już obowiązywać, ale możliwe będzie jeszcze uzyskanie prawa do udziału w systemie certyfikatowym. Takie rozwiązania pozwolą na uruchomienie i wdrożenie systemu aukcyjnego jeszcze w roku 2016, a jednocześnie nie zatrzymają inwestycji w OZE w latach

14 Źródło: Lewiatan Wariant II - Harmonogram dla nowego systemu aukcyjnego i luka inwestycyjna z rocznym okresem przejściowym Wariant I - Harmonogram dla nowego systemu aukcyjnego i luka inwestycyjna (linia czerwona)

 System ZC nie stanowi pomocy publicznej, a jego dalsze stosowanie i modyfikacje nie są w żaden sposób uzależnione od spełnienia warunków określonych w Wytycznych dla pomocy publicznej w ochronie środowiska i energetyce (dokument Komisji Europejskiej przyjęty z 1 lipca 2014 roku) i Rozporządzeniu Komisji Europejskiej z dnia 17 czerwca 2014 r. uznającym niektóre rodzaje pomocy za zgodne z rynkiem wewnętrznym w zastosowaniu art. 107 i 108 Traktatu (GBER)  Nawet gdyby wbrew stanowisku Polski uznać ZC za pomoc publiczną to jest to system zgodny z prawem UE, w tym z Rozporządzeniem GBER i Wytycznymi KE  Zgodnie z rekomendacją Komisji Europejskiej zawartą w Wytycznych dla pomocy publicznej w ochronie środowiska i energetyce (pkt 127 Wytycznych KE ) zasadne jest, by lata 2015 – 2016 stanowiły okres przejściowy przed wprowadzeniem w roku 2017 systemu aukcyjnego. Dlatego z prawnego punktu widzenia system ZC może i wręcz powinien funkcjonować równolegle z systemem premii FiP przyznawanych w aukcjach,  KE w żadnym razie nie wymaga od Polski przejścia z systemu ZC na system FiP, ani nie nakłada ograniczeń w czasie stosowanie systemu ZC, który nie jest pomocą publiczną. 15 Proponowane rozwiązanie stworzenia okresu przejściowego jest zgodne z prawem UE i rekomendowane w Wytycznych Komisji Europejskiej na bazie których jest wdrażana ustawa o OZE

16 Naprawa istniejącego systemu wsparcia

Zakładając, że aukcje wejdą w życie w 2016 roku. Do 2020 roku zasadnicza część projektów OZE będzie zależała od tego jak mechanizmy ustawy będą regulowały rynek zielonych certyfikatów i jaka będzie praktyka organów administracji rządowej w tym względzie Wiatr 3677 MW ~ 4600 MW MW (KPD) (IQ 2014) + ~1 000 MW MW ( ) ( ) System zielonych certyfikató w System aukcji Moc: Przyrost: Biomasa Moc: Przyrost: 995 MW (IQ 2014) MW (KPD) MW ( ) Współspalanie Woda Moc: Przyrost: ~180 MW ~360 MW 974 MW (IQ 2014) MW (KPD) + ~180 MW ( ) Wsparte: Ogółem: Czy nowa ustawa to tylko aukcje?

18 Źródło: Wyliczenia PSEW na podstawie danych URE, ARE i TGE 783 GWh

Wejście w życie z dniem 1 stycznia 2016 roku art. 44 ust oraz art. 59 i art Obowiązek umorzenia świadectw pochodzenia - domyślny obowiązek „kolorowania” energii określony przez ustawę na poziomie 20% - Świadectwa pochodzenia skorygowane współczynnikiem 0,5 dla instalacji współspalania - Brak wsparcia dla hydroenergii > 5 MW Wprowadzenie przejrzystego systemu informacji o sytuacji na rynku zielonych certyfikatów ⁻ Zwiększony zakres i częstotliwość publikowania informacji nt. rynku ŚP Korekta art. 60 określająca przesłanki dla możliwości obniżenia kwoty obliga zakupu świadectw pochodzenia poniżej 20% ⁻ Konieczność dodania przesłanki w zakresie sytuacji na rynku zielonych certyfikatów i jego zbilansowania 19

20 Zjawisko nadpodaży ulega redukcji w sytuacji wejścia w życie postulowanych rozwiązań Modelowanie uwzględnia podniesienie wymiaru zobowiązania na dwa kolejne lata po wejściu w życie Ustawy do 20% (czyli abstrahuje od autopoprawek Ministerstwa zmieniających proponujących zmiany zapisów w art. 179 projektu ustawy)

21 Po wprowadzeniu mechanizmów ograniczenia wsparcia dla współspalania i dużej energetyki wodnej oraz wolumenowego dla produkcji energii ze współspalania nadpodaż jest istotnie niższa i zaczyna powoli spadać od roku 2017, jednak nadal do roku 2020 utrzymuje się na wysokim poziomie powyżej 15 TWh, a zatem problemu nie można uznać za rozwiązany i należy się spodziewać krachu na rynku świadectw pochodzenia.

22 Komentarz do wybranych poprawek

Termin ten według poprawki 58 i 59 nie może być dłuższy niż 48 miesięcy od dnia zawarcia umowy o przyłączenie, a w przypadku instalacji wykorzystującej energię wiatru na morzu - odpowiednio 72 miesięcy od dnia zawarcia umowy o przyłączenie. Poprawki przewidują również możliwość wypowiedzenia umowy o przyłączenie po przekroczeniu tego terminu. Dodatkowo poprawka 66 nakazuje dostosowanie do nowych wymogów (tj. w zakresie terminów pierwszego dostarczenia energii elektrycznej do sieci) już zawartych umów o przyłączenie do sieci, na podstawie których nie zrealizowano przyłączenia do sieci do dnia wejścia w życie ustawy o OZE, w terminie 6 miesięcy od dnia wejścia w życie ustawy. Brak takiego dostosowania uprawniać będzie do wypowiedzenia umowy o przyłączenie. 23 Poprawki MG wprowadzające obowiązek określenia w umowie o przyłączenie terminu dostarczenia po raz pierwszy energii elektrycznej wytworzonej w przyłączanej do sieci instalacji odnawialnego źródła energii – art. 170 i art. 179 PSEW zwraca się o odrzucenie tych poprawek, uważając że proponowane zmiany do Projektu niosą ze sobą zagrożenia oraz nieuzasadnione utrudnienia w działalności zarówno dla inwestorów, działających w sektorze energetyki odnawialnej, jak i operatorów systemów elektroenergetycznych. Konieczność dostawania umów przyłączeniowych do nowego systemu wsparcia powinna być objęta odrębną nowelizacją PE dopiero po wejściu w życie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz przeprowadzeniu i rozliczeniu pierwszych aukcji określonych w rozdziale 4 tej ustawy.

24 TAKNIE kwartalne ustalanie tzw. ceny URE, jednak pod warunkiem, że decyzja co do wyboru sprzedaży wg ceny URE będzie także w okresach kwartalnych NIE dla zróżnicowania cen URE dla poszczególnych godzin, cena URE powinna być ceną średnią ceną URE powinna być objęta cala wyprodukowana energia (z uwzględnieniem specyfiki usługi POBH czyli bilansowania handlowego świadczonej przez stronę trzecią) NIE dla ograniczenia funkcjonowania podmiotów bilansujących i konieczności sprzedaży całej wyprodukowanej energii sprzedawcy z urzędu jako zasadę należy przyjąć, że usługa POBH powinna być wyodrębniona i osobno wyceniana NIE dla rozwiązań wyrównujących saldo z wykorzystaniem OREO, gdyż grozi to uznaniem systemu wsparcia za pomoc publiczną prawo do sprzedaży wg ceny URE powinno być stosowane tak długo jak długo źródło OZE posiada ważną koncesję (kwartalne obliczanie ceny zbliża tą cenę do warunków rynku) NIE dla dodatkowych obowiązków dokumentacyjnych związanych ze sprzedażą wg ceny URE zjawisko „arbitrażu” nie jest zgodne z „dobrymi praktykami” i powinno być docelowo ograniczone NIE dla rozwiązań będących jednostronnie krzywdzące wytwórców

Branża energetyki wiatrowej pragnie wspierać w sposób merytoryczny prace sejmowej komisji ds. energetyki, mając na względzie: -> cel zasadniczy, czyli uchwalenie dobrej ustawy o OZE, -> która wprowadzi oszczędności po stronie wsparcia, -> ale również umożliwi zrównoważony rozwój technologii OZE, które w sposób uzasadniony ekonomicznie tworzą nowe, trwałe moce wytwórcze. 25 Podsumowanie

26