Nowe regulacje OZE – mapa rzeczywistych interesów

1 lutego 2013

Idą zmiany. Czy na dobre?

Obecny system wsparcia energii wytwarzanej z odnawialnych źródeł faworyzuje stare elektrownie wodne i współspalanie. Nie ma jakiegokolwiek uzasadnienia ekonomicznego dla wspierania przestarzałej hydroenergetyki. Elektrownie te zostały wybudowane z naszych pieniędzy w latach 60-, 70- i 80-tych ubiegłego stulecia. Są one obiektami, które już się zamortyzowały, a wciąż produkują energię elektryczną. Przychody z jej sprzedaży na rynku są więc nadzwyczajnym przychodem koncernów energetycznych. Na dodatek rząd zapewnia im wsparcie w postaci zielonych certyfikatów.

Z kolei współspalanie budzi wiele kontrowersji ekologicznych, technicznych, rynkowych i strategicznych. Od strony ekologicznej wątpliwości dotyczą wzrostu importu biomasy. Spalanie biomasy jest bowiem najbardziej ekologiczne, gdy jest ona wytwarzana i spalana lokalnie. Dlatego też NFOŚiGW limituje moc instalacji na biomasę, ukierunkowując wsparcie na projekty małoskalowe. Od strony technicznej rodzą się pytania, co do sprawności procesu i jego technicznej trwałości.

Współspalanie rozwinęło się w ostatnich latach do tego stopnia, że zdominowało rynek dostaw energii elektrycznej z OZE. Niedawne spadki cen zielonych certyfikatów (z 280 zł/MWh do 190-200 zł/MWh) wskazują na występowanie ich nadpodaży. Uruchamianie kolejnych instalacji współspalania przełoży się na dalsze spadki cen. Operatorzy tych instalacji są liderem cenowym na rynku zielonych certyfikatów. Ich ceny będą spadały, dopóki nie osiągną poziomu równego długookresowemu kosztowi krańcowemu dla tej technologii (czyli 160-170 zł/MWh). Wtedy też inwestowanie w nowe instalacje nie będzie opłacalne. Przejściowo ceny zielonych certyfikatów mogą spaść jeszcze niżej, dopóki rynek nie znajdzie się w równowadze.

Jeżeli ceny zielonych certyfikatów będą się utrzymywać na poziomie ok. 160-170 zł/MWh, to w 2013 roku nie zostanie oddana do użytku żadna farma wiatrowa ani biogazownia. Co gorsza, niektóre z już istniejących mogą zbankrutować, gdyż nie będą w stanie spłacać kredytów.

Utrzymanie obecnego systemu wsparcia ma znaczące implikacje dla struktury rynku. Farmy wiatrowe „domykają się” ekonomicznie przy cenie zielonego certyfikatu na poziomie ok. 220-230 zł/MWh, a biogazownie przy cenie zbliżonej do 280 zł/MWh. Jeżeli ceny zielonych certyfikatów będą się utrzymywać na poziomie ok. 160-170 zł/MWh, to w 2013 roku nie zostanie oddana do użytku żadna farma wiatrowa ani biogazownia. Co gorsza, niektóre z już istniejących mogą zbankrutować, gdyż nie będą w stanie spłacać kredytów.

Nie powinniśmy myśleć o rozwoju OZE tylko w kategoriach ekologicznych, ale także strategicznych. OZE jest sposobem zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. W tym ujęciu współspalanie wypada niekorzystnie, pogłębiając naszą zależność od importu surowców energetycznych z zagranicy.

Przyjęcie ustawy OZE natychmiast mogłoby uwolnić ponad 1/6 zielonych certyfikatów, które obecnie otrzymuje stara hydroenergetyka. W kolejnych latach ograniczanie wsparcia dla współspalania mogłoby pozwolić przesunąć na inne technologie dalsze 2/5 z nich. W systemie wsparcia pojawiłoby się więcej przestrzeni na biomasę, biogaz, wiatr, energię słoneczną – czyli podsektory OZE, które ekologicznie i strategicznie są dla Polski ważne.

Przyjęcie ustawy OZE natychmiast mogłoby uwolnić ponad 1/6 zielonych certyfikatów, które obecnie otrzymuje stara hydroenergetyka. W kolejnych latach ograniczanie wsparcia dla współspalania mogłoby pozwolić przesunąć na inne technologie dalsze 2/5 z nich. W systemie wsparcia pojawiłoby się więcej przestrzeni na biomasę, biogaz, wiatr, energię słoneczną – czyli podsektory OZE, które ekologicznie i strategicznie są dla Polski ważne. Wartość umorzonych zielonych certyfikatów wyniosła w 2011 roku w przybliżeniu 3,5 mld zł. Dzięki nowej ustawie Polska będzie mogła lepiej wykorzystać około połowę z tej kwoty.

Drugim ważnym kierunkiem zmian jest wprowadzenie nowego mechanizmu wsparcia małych źródeł – taryf stałych. Szczególnie istotne jest uproszczenie w podłączeniu do sieci instalacji, które służą do produkcji energii na własne potrzeby (do sieci oddawana jest tylko nadwyżka). Doprowadzi to do otwarcia nowego segmentu rynku, który może się szybko rozwinąć.

Warto podkreślić, że podczas prac nad projektem nowych regulacji wzięto pod uwagę rozbieżne stanowiska wielu interesariuszy. Zaproponowane w projekcie ustawy zmiany systemu wsparcia idą w dobrym kierunku – pozwalają lepiej wydawać ponad połowę środków, które już są w systemie, a ponadto otwierają rynek na generację rozproszoną.

Kto jest w grze?

W tym miejscu warto odwołać się do teorii regulacji, a dokładniej do koncepcji nazwanej z angielskiego „regulatory capture”, która głosi, że rynek regulowany ma większy wpływ na kształt regulacji niż regulator. Jednym z ekonomistów, który wniósł ważny wkład w zrozumienie tego mechanizmu jest Mancur Olson. Dowodzi on, że kształt regulacji (a zatem podział kosztów i korzyści z niej wynikający) jest wynikiem ścierania się grup interesów. Pokazuje, że im więcej może zyskać każdy z uczestników tej rozgrywki, tym większa szansa, że regulacja będzie dla niego korzystna. Mniej liczne grupy interesów organizują się łatwiej, pod warunkiem, że mają odpowiednie zasoby (czy też metody wywierania wpływu), a preferencje jej członków są spójne.

Analizując krajowych graczy na rynku wytwarzania energii elektrycznej, możemy wyodrębnić 4 grupy interesariuszy:

1. Koncerny energetyczne z udziałem Skarbu Państwa oraz prywatni wytwórcy energii elektrycznej, którzy posiadają konwencjonalne bloki systemowe.

Korzysta ona w największym stopniu z obecnych regulacji, gdyż 2/3 wpływów z zielonych certyfikatów uzyskuje ze starych hydroelektrowni i współspalania. W pierwszej kolejności będzie dążyła do tego, by nowa ustawa weszła jak najpóźniej. Będzie ona również zabiegała o lepsze warunki dla współspalania. Możliwym kompromisem jest wydłużenie okresu, w którym instalacja współspalania otrzymuje zielone certyfikaty – z 5 do 8 lub nawet 10 lat.

2. Kilkudziesięciu prywatnych deweloperów (krajowych i zagranicznych) dużych instalacji OZE, głównie farm wiatrowych.

Grupa ta mocno argumentuje, że głównym zagrożeniem nie jest dla niej nowa ustawa OZE, lecz niestabilność regulacji. Jednakże w gruncie rzeczy największym niebezpieczeństwem dla farm wiatrowych są instalacje współspalania. Ich działalność powoduje spadek cen zielonych certyfikatów. Trwały spadek poniżej 200 zł/MWh przy jednoczesnym spadku cen „czarnej” energii elektrycznej (w ciągu 2012 roku z 220 zł/MWh do ok. 170-180 zł/MWh) podcina wykonalność finansową nowych farm wiatrowych. Może on także doprowadzić do bankructwa istniejących, które nie mają długoterminowych kontraktów na sprzedaż zielonych certyfikatów, a inwestycje finansowały głównie kredytem.

3. Kilkuset prywatnych deweloperów (głównie krajowych) małych farm wiatrowych i biogazowni.

Ma ona najmniejszą siłę przebicia. Składa się głównie z bardzo słabych kapitałowo polskich przedsiębiorstw, które dopiero budują swoje kompetencje w OZE. Są one zbyt liczne i zbyt słabe ekonomicznie, by mieć wpływ na dyskusję o kształcie regulacji. Korzystna ustawa o OZE jest dla tej grupy warunkiem koniecznym, ale nie wystarczającym, udanej inwestycji. Warunkiem dodatkowym jest dostęp do dotacji unijnych.

4. Kilka milionów gospodarstw domowych, które mogłyby zainwestować w mikroinstalacje (głównie w fotowoltaikę).

Wydaje się, że czwarta grupa nie ma dużej siły przebicia. Jej interesy są jednak mocno artykułowane przez producentów i importerów paneli fotowoltaicznych, co korzystnie wpływa na jej spójność. Dzięki wprowadzeniu obecnego projektu ustawy o OZE zyskałaby ona najwięcej. Co istotne, nie jest ona zagrożeniem dla pierwszej grupy – profesjonalni energetycy nie wierzą, że fotowoltaika prosumencka może mieć znaczący udział w zaopatrzeniu rynku w energię elektryczną. Z kolei nieco większe instalacje tego typu mogą być hamowane metodami techniczno-administracyjnymi.

Jaki będzie ostateczny kształt ustawy?

Gra lobbyingowa toczy się pomiędzy pierwszą i drugą grupą. Wynika ona z tego, że w wyniku wejścia w życie postulowanych zmian, duzi deweloperzy farm wiatrowych mogliby rzeczywiście uszczknąć pokaźny kawałek tortu całkowitych dostaw energii elektrycznej. Na tyle duży, że może on boleśnie zmniejszyć sprzedaż energii elektrycznej z tradycyjnych źródeł. Z kolei, jeżeli rząd doszedłby do wniosku, że obecny system wsparcia jest satysfakcjonujący i nie zostanie zmieniony, a – w odpowiedzi na postulaty deweloperów – zostanie zakonserwowany, będzie to dla farm wiatrowych i instalacji na biogaz bardzo złą wiadomością. W ciągu 2-3 lat powstanie wtedy tyle instalacji współspalania, że będą one determinowały ceny zielonych certyfikatów na rynku.

Gra lobbyingowa toczy się pomiędzy pierwszą i drugą grupą. Wynika ona z tego, że duzi deweloperzy farm wiatrowych rzeczywiście mogą uszczknąć pokaźny kawałek tortu całkowitych dostaw energii elektrycznej. Na tyle duży, że może on boleśnie zmniejszyć sprzedaż energii elektrycznej z tradycyjnych źródeł.

W myśl teorii Mancura Olsona, ostateczna regulacja powinna być korzystna dla grupy interesariuszy, która ma spójne preferencje oraz środki do zorganizowania się i wywierania wpływu na regulatora. Najmocniejszą pozycję ma pierwsza grupa. Składa się ona zaledwie z czterech, bardzo silnych, mocno powiązanych z rządem (ze względu na udziały Skarbu Państwa) podmiotów oraz z kilku inwestorów zagranicznych, którzy rozwijają energetykę konwencjonalną w Polsce.

Rząd nie jest zainteresowany osłabianiem czterech państwowych koncernów energetycznych, bo niedawno postawił im nowy cel – wsparcie poszukiwań i wydobycia gazu łupkowego. Energetyka stoi ponadto przed bardzo kosztownym programem inwestycji w nowe moce wytwórcze i w sieci przesyłowe. Istotny będzie również głos zagranicznych koncernów energetycznych inwestujących w bloki konwencjonalne. Zmiana zasad wsparcia może je narazić na straty.

Rząd nie jest zainteresowany osłabianiem czterech państwowych koncernów energetycznych, bo niedawno postawił im nowy cel – wsparcie poszukiwań i wydobycia gazu łupkowego. Energetyka stoi ponadto przed bardzo kosztownym programem inwestycji w nowe moce wytwórcze i w sieci przesyłowe. Istotny będzie również głos zagranicznych koncernów energetycznych inwestujących w bloki konwencjonalne. Zmiana zasad wsparcia mogłaby je narazić na straty. Może to być podstawą do dochodzenia odszkodowań od Skarbu Państwa oraz doprowadzić do zniechęcenia do budowania nowych bloków energetycznych w Polsce.

Reasumując, czy to na etapie prac rządowych, czy parlamentarnych, ustawa o OZE zostanie istotnie zmodyfikowana. Ostatecznym zwycięzcą będą duże koncerny energetyczne posiadające elektrownie konwencjonalne – uzyskają one lepsze warunki wsparcia dla współspalania. Być może obszarem kompromisu będzie stara hydroenergetyka, która zostanie pozbawiona zielonych certyfikatów. Pozwoli to na przejściowe zrównoważenie rynku zielonych certyfikatów.

Scenariusze rozwoju dla energetyki niekonwencjonalnej po 2013 roku

Jeżeli dojdzie do realizacji scenariusza opisanego w poprzedniej sekcji, to rynek OZE będzie rozwijał się dwutorowo. Z jednej strony zielone certyfikaty będą zachęcały do uruchamiania nowych instalacji współspalania. Z drugiej zaś – taryfy stałe będą stymulowały rozwój mikroinstalacji. Nie będzie miejsca na nowe farmy wiatrowe i biogazownie, gdyż nie będą one w stanie rywalizować z instalacjami współspalania.

Jeżeli dojdzie do realizacji scenariusza opisanego w poprzedniej sekcji, to rynek OZE będzie rozwijał się dwutorowo. Z jednej strony zielone certyfikaty będą zachęcały do uruchamiania nowych instalacji współspalania. Z drugiej zaś – taryfy stałe będą stymulowały rozwój mikroinstalacji.

W segmencie instalacji uprawnionych do taryfy stałej będą dominowały bardzo niewielkie instalacje o przeciętnej mocy 4-6 kW. Jest to warunkowane odpowiednim zapisem w ustawie. Zgodnie z nim, bez zbędnych formalności można podłączyć się do sieci, jeżeli wytwarzana energia będzie wykorzystywana na potrzeby własne. Do sieci kierowana ma być jedynie nadwyżka. Instalacje przydomowe, których moc przewyższy przydział mocy na pobór energii natrafią natomiast na takie same trudności w uzyskiwaniu podłączenia do sieci, jakie dotychczas napotykały farmy wiatrowe i biogazownie. Dystrybutor energii elektrycznej będzie argumentował, że nie ma potrzeby instalowania większego źródła OZE, skoro dotychczas gospodarstwo domowe zaspokajało swoje potrzeby w ramach przyznanej mocy.

Również dużym instalacjom fotowoltaicznym będzie trudno przyłączyć się do sieci. W gruncie rzeczy ta technologia jest jeszcze bardziej niespokojna i trudna do prognozowania niż farma wiatrowa. Dystrybutor energii elektrycznej nie będzie miał trudności z wykazaniem, że nie może jej podłączyć do sieci, ze względu na bariery techniczne. Ponadto, wciąż nie jest rozwiązana kwestia już wydanych warunków przyłączenia, które dają dobry pretekst do odmawiania wydawania nowych.

Niezależnie od tego, czy ustawa wejdzie w życie, czy nie, rozwijać się będzie współspalanie. Farmy wiatrowe utrzymają swoją pozycję, ale raczej nie zdominują rynku. Może się zdarzyć, że te farmy, które zbankrutują, będą odkupywane przez państwowe koncerny energetyczne. Nowa ustawa warunkuje natomiast rozwój generacji rozproszonej. Jeżeli taryfy stałe będą utrzymane w ostatecznej wersji ustawy, to otworzą rynek dla mikroinstalacji fotowoltaicznych.

Niezależnie od tego, czy ustawa wejdzie w życie, czy nie, rozwijać się będzie współspalanie. Farmy wiatrowe utrzymają swoją pozycję, ale raczej nie zdominują rynku. Może się zdarzyć, że te farmy, które zbankrutują, będą odkupywane przez państwowe koncerny energetyczne. Nowa ustawa warunkuje natomiast rozwój generacji rozproszonej. Jeżeli taryfy stałe będą utrzymane w ostatecznej wersji ustawy, to otworzą rynek dla mikroinstalacji fotowoltaicznych.

——————————-
Niniejszy tekst jest nieco zmienionym reprint-em artykułu, który ukazał się pod tytułem „OZE – Regulatory fiction”, w publikacji „Generacja rozproszona w nowoczesnej polityce energetycznej – wybrane problemy i wyzwania”, wydanej nakładem Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (ISBN-978-83-934797-4-0).

O autorze:

dr Jan Rączka
ekspert, Regulatory Assistance Project

Partner Forum Analiz Energetycznych oraz doradca Regulatory Assistance Project - międzynarodowej organizacji non-profit, świadczącej wyspecjalizowaną pomoc jednostkom administracji publicznej w obszarze energetyki oraz pomagającej przy wypracowywaniu rozwiązań poprawiających efektywność ekonomiczną szeroko rozumianego rynku energii. Doktor nauk ekonomicznych. W latach 2008-12 pełnił funkcję Prezesa Zarządu Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Warszawie. Wcześniej był adiunktem na Wydziale Nauk Ekonomicznych Uniwersytetu Warszawskiego. Pracował także w Europejskim Banku Odbudowy i Rozwoju oraz w Forum Europy Środkowo Wschodniej w Fundacji Batorego. W 2009 r. był członkiem rządowego zespołu, który wynegocjował pierwsze transakcje sprzedaży uprawnień do emisji CO2 w ramach protokołu z Kioto. Promotor i współautor dopłat do kapitału kredytów na kolektory słoneczne dla klientów indywidualnych. Pracował nad instrumentami wsparcia poprawy efektywności energetycznej, inteligentnych sieci energetycznych i nowych technologii w ochronie środowiska.

Inne artykuły tego autora:
18/03/2016 OZE – lepsze własne niż obce 21/06/2013 Skąd pat inwestycyjny w energetyce? 08/03/2013 Gdzie dziś zarabia się w elektroenergetyce? 14/12/2012 Efekt domina