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.
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:
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
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