Jak nowe mechanizmy wsparcia wpłyną na inwestycje w energetyce wodnej?
Projekt nowelizacji ustawy o OZE został skierowany wczoraj do I czytania w sejmowej Komisji ds. Energii i Skarbu Państwa. Na zaproponowanych przez Ministerstwo Energii nowych mechanizmach wsparcia mogą skorzystać małe elektrownie wodne. O tym, jakie wady i zalety mają opracowane w ME regulacje, a także o obecnych warunkach funkcjonowania producentów hydroenergii opowiada w wywiadzie dla Gramwzielone.pl Ewa Malicka, prezeska Towarzystwa Rozwoju Małych Elektrowni Wodnych.
Gramwzielone.pl: – Jak w ubiegłym roku rozwijały się inwestycje na krajowym rynku elektrowni wodnych?
Ewa Malicka, TRMEW: – W najnowszym numerze „Energetyki Wodnej” (1/2018) przedstawiono analizę polskiego sektora hydroenergetycznego w zakresie prowadzonych procesów inwestycyjnych. Wynika z niej, że w 2017 roku na różnym etapie uzyskiwania pozwoleń administracyjnych znajdowały się 173 projekty elektrowni wodnych, których łączna moc instalowana wynosiła 142,814 MW. Około 20 proc. z nich było na etapie bardzo zaawansowanym.
Do tego należy dodać inwestycje, które przeszły proces administracyjny i aktualnie znajdują się w trakcie budowy lub zostały już wybudowane, jak choćby elektrownia przy zbiorniku Świnna Poręba. Wszystkie te projekty czekają na nowelizację ustawy o OZE i planowane po niej aukcje oraz system FIP/FIT.
Na ile realizację inwestycji wstrzymują przeciągające się prace nad nowymi mechanizmami wsparcia?
– Okresy zawieszenia funkcjonowania systemu wsparcia w oczekiwaniu na nowe przepisy, takie jak obecny, w których inwestorzy wyczekują w niepewności na możliwość uruchomienia swoich obiektów lub dokończenie inwestycji, nie są dobre. W branży obserwuję coraz więcej zniechęcenia i wątpliwości. Dla energetyki wodnej, gdzie procedury administracyjne trwają długo i są kosztowne, wielomiesięczne oczekiwanie na możliwość udziału w aukcji po przejściu tych procedur jest bardzo frustrujące.
Tego problemu nie będzie w przypadku taryf FIP/FIT, do których zgodnie z projektem ustawy można będzie przystąpić, kiedy tylko inwestycja uzyska wymagane decyzje administracyjne. Jednak bez nowelizacji ustawy stoimy ze wszystkim w miejscu.
Od początku 2018 roku operatorzy większych elektrowni OZE stracili prawo do sprzedaży energii po tzw. cenie URE. Jak właściciele hydroelektrowni radzą sobie ze sprzedażą energii w tej sytuacji?
– Nie zakładaliśmy co prawda, że reguły gry zmienią się w ten sposób w trakcie trwania okresu wsparcia, ale Towarzystwo Rozwoju Małych Elektrowni Wodnych już kilka lat temu postanowiło zabezpieczyć branżę małej hydroenergetyki przed utratą prawa do sprzedaży energii po cenie URE i zapewnić właścicielom małych elektrowni wodnych (MEW) możliwość sprzedaży energii po godziwych cenach. Założyliśmy wówczas spółkę obrotu energią – TRMEW Obrót, która między innymi miała zająć się zakupem energii od właścicieli MEW i innych instalacji OZE.
Możliwość sprzedaży energii do spółki miała dopiero w przyszłości złagodzić skutki zakończenia okresu wsparcia dla instalacji MEW, ale okazało się, że ten aspekt działalności spółki przydał się nieoczekiwanie już teraz, w sytuacji utraty przez niektórych wytwórców prawa do gwarantowanego odkupu energii.
Co więcej, w ostatnim czasie TRMEW Obrót przedstawił właścicielom MEW ofertę zakupu energii po cenie wyższej niż cena URE. A więc nawet ci wytwórcy, którzy mają jeszcze prawo do sprzedaży energii sprzedawcom zobowiązanym, mogą z niego zrezygnować, mając możliwość sprzedaży energii po atrakcyjniejszej cenie.
Od początku roku obserwujemy wzrost cen zielonych certyfikatów. W jakim stopniu przyczynił się on do poprawy sytuacji operatorów elektrowni wodnych, którzy nadal działają w tym systemie rozliczeń?
– Okres kwartału, w którym nastąpił wzrost cen, jest zbyt krótki, a sam wzrost o około 25 zł/MWh zbyt mały, aby mówić o jakiejkolwiek poprawie sytuacji właścicieli MEW. Obecnie większość elektrowni wodnych, które są instalacjami o bardzo długim okresie życia, potrzebuje takiego poziomu dochodów, który umożliwi im przeprowadzenie gruntownych modernizacji, zapewniających dalsze funkcjonowanie w ramach systemu wsparcia dla zmodernizowanych instalacji. Z tej perspektywy wzrost cen certyfikatów, o którym mówimy, to kropla w morzu potrzeb.
Jeśli zaś chodzi o ocenę możliwości dalszego wzrostu cen zielonych certyfikatów, to uważam, że na tak rozregulowanym rynku, jakim jest rynek praw majątkowych do świadectw pochodzenia dla energii z OZE, próba analizy szans na wzrost ich cen byłaby z mojej strony nieodpowiedzialna.
Przy okazji publikacji ostatniego projektu nowelizacji ustawy o OZE Ministerstwo Energii przedstawiło założenia dotyczące zaplanowanych na ten rok aukcji. Jak ocenia Pani założenia dotyczące przyjętych cen referencyjnych oraz planowanych mocy, które Ministerstwo przewidziało dla energetyki wodnej i czy te założenia będą wykonalne?
– Z perspektywy branży energetyki wodnej zarówno zaplanowany w aukcjach wolumen, jak i ceny referencyjne, które – przypomnijmy – dla elektrowni wodnych w projekcie ustawy wynoszą odpowiednio 550, 500 i 480 zł/MWh, pozwoliłyby na zrealizowanie wielu inwestycji.
W tej chwili jednak nie wolumeny energii ani nie ceny referencyjne stanowią przeszkodę dla inwestorów, ale terminy przeprowadzenia aukcji. To głównie w tym kontekście założenia ME mogą okazać się niewykonalne. Nowelizacji ustawy spodziewaliśmy się we wrześniu ubiegłego roku i jeszcze przed zakończeniem 2017 r. miały odbyć się aukcje. Tymczasem mamy już drugi kwartał kolejnego roku i pojawiają się uzasadnione wątpliwości, czy aukcje uda się zrealizować do końca 2018 roku, bo noweli ustawy wciąż jeszcze nie ma.
Przygotowana przez Ministerstwo Energii nowelizacja ma doprecyzować zasady systemu aukcyjnego. Tymczasem przedstawiciele branży OZE już wskazują na regulacje, które w projekcie nowelizacji wymagają poprawy, aby bez problemów przeprowadzić aukcje i realizować na ich podstawie inwestycje. Jakie regulacje z procedowanej nowelizacji, związane z systemem aukcyjnym, zdaniem TRMEW wymagają korekty?
– Z doświadczeń innych branż przy realizacji nowych inwestycji w ramach systemu aukcyjnego wiemy, że problemem są zbyt sztywne wymagania w zakresie precyzyjnej realizacji przygotowywanego przed wykonaniem inwestycji planu sprzedaży energii. Obecnie wytwórca nie ma możliwości dokonania korekty tego planu w przypadku przesunięć w harmonogramie projektowym, których przyczyny mogą wynikać z okoliczności niezależnych od wytwórcy. Tę kwestię na pewno należałoby jeszcze poprawić.
Ponadto do projektu ustawy, w trakcie jego kolejnych opracowań, wkradło się kilka błędów redakcyjno-legislacyjnych, które mają czasem całkiem poważne konsekwencje – np. w zakresie karania wytwórców za niewyprodukowanie energii. Te błędy warto jeszcze wyeliminować na etapie prac sejmowych, ale są to drobne zmiany.
Na ile atrakcyjny dla inwestorów działających w branży energetyki wodnej wydaje się system FiT i FiP, który zaproponowano w nowym projekcie nowelizacji ustawy o OZE?
– O wprowadzenie tego systemu dla elektrowni wodnych TRMEW zabiegało od dawna, ale po przeprowadzeniu aukcji migracyjnych, w których wzięło udział kilkadziesiąt elektrowni wodnych, kiedy mieliśmy już pewność, że system aukcyjny nie jest odpowiedni dla małych przedsiębiorców i niszowych technologii, dołożyliśmy jeszcze więcej starań, aby przekonać o tym Ministerstwo Energii i to się wreszcie udało.
Planowany system FIP/FIT jest dla MEW bardzo atrakcyjny. Jest prosty, sprawdzony, przewidywalny i bezpieczny dla wytwórców. Zawiera też elementy umożliwiające chętnym uczestnikom tego systemu „uczenia się rynku”, bo nawet mali wytwórcy mogą sprzedawać energię na zasadach rynkowych i rozliczać ujemne saldo do wysokości stałej ceny. W tej sprzedaży i rozliczeniach, jak również w procedurach przystąpienia do systemu FIP/FIT wspomagać ich może TRMEW Obrót, dzięki czemu każdy, nawet najmniejszy wytwórca będzie mógł z łatwością sobie poradzić.
Na ile atrakcyjne są zaproponowane warunki sprzedaży energii w tym systemie?
– Trochę naszych obaw budzi jeszcze wysokość ceny referencyjnej dla najmniejszych instalacji, od której uzależniona jest stała cena w FIP/FIT – stanowi 90 procent ceny referencyjnej. Instalacje MEW o mocy poniżej 500 kW, które nie skorzystają z pomocy inwestycyjnej, będą mogły uzyskać w FIP/FIT cenę 495 zł/MWh. Z analiz LCOE wynika, że ta cena pozwoli zrealizować niektóre, ale na pewno nie wszystkie potencjalne inwestycje. To będzie można jednak ocenić i ewentualnie poprawić po wprowadzeniu systemu.
Jest jeszcze jeden problem, który w branży MEW postrzegany jest jednak jako najpoważniejszy. Znowu dotyczy czasu i terminów. We wrześniu 2020 roku skończy się okres wsparcia dla około połowy istniejących obecnie elektrowni wodnych. Te instalacje, korzystając z systemu FIP/FIT powinny przygotować się do modernizacji, która umożliwi im dalsze funkcjonowanie. Im dłużej jednak czekamy na wprowadzenie ustawy, tym okres, w którym system FIP/FIT wesprze wytwórców w istniejących instalacjach staje się krótszy, a wytwórcy coraz bardziej zawiedzeni i niepewni jak poradzą sobie po roku 2020.
Opóźniający się termin wejścia w życie systemu ogranicza też liczbę nowych instalacji, które będą mogły z niego korzystać, bo termin w jakim można będzie przystąpić do FIP/FIT, jest ograniczony, przygotowywanie projektów MEW jest czasochłonne, a inwestorzy raczej nie zdecydują się na skorzystanie ze skróconego okresu wsparcia.
Jak TRMEW ocenia możliwości rozwoju energetyki wodnej w ramach klastrów energii? Jak oceni Pani dotychczasowy postęp w budowie tych klastrów, których elementem mają być elektrownie wodne?
– Towarzystwo Rozwoju Małych Elektrowni Wodnych jest liderem i założycielem Klastra OZE Grudziądz, który został oficjalnie powołany 13 października 2017 r. W skład klastra wchodzi Gmina Miasto Grudziądz, spółki komunalne oraz przedsiębiorcy z terenu Grudziądza zajmujący się produkcją, dystrybucją, konsumpcją i obrotem energią elektryczną oraz ciepłem. Jednym z tych przedsiębiorstw jest mała elektrownia wodna „Trynka”, w której notabene mieści się siedziba TRMEW. Koordynatorem klastra jest spółka TRMEW Obrót.
Klaster przystąpił do przeprowadzanego przez Ministerstwo Energii konkursu dla klastrów energii, w którym ubiega się o Certyfikat Pilotażowego Klastra Energii i obecnie czekamy na wyniki tego konkursu. Klaster traktujemy jako pole do zbierania doświadczeń w zakresie optymalizacji zarządzania energią i ciepłem na określonym obszarze. Mamy nadzieję, że wnioski z działań klastrów pilotażowych posłużą jako podstawa do wprowadzenia niezbędnych zmian prawnych, które pozwolą w przyszłości odnosić realne korzyści wszystkim uczestnikom klastrów.
Czy na etapie tworzenia tego klastra pojawiły się bariery, które należałoby wyeliminować?
– Kilka problemów natury prawnej pojawiło się na samym początku działania naszego klastra. Pierwszy dotyczy obszaru działania. Grudziądz jest miastem na prawach powiatu. A ponieważ obszar klastra jest ograniczony do jednego powiatu, nasz klaster nie mógł objąć jednocześnie miasta Grudziądz i powiatu grudziądzkiego z okolicznymi gminami i miastami, a właśnie na ich terenie mieści się wiele instalacji wytwórczych OZE.
Ponadto nie jest jasne, czy decydujący dla określenia lokalizacji wytwórcy energii jest adres instalacji czy miejsce jej przyłączenia do sieci. W naszym przypadku instalacje zlokalizowane są poza miastem, ale przyłączone do sieci na obszarze miasta. Inny poważny problem jest taki, że zgodnie z ustawą o zamówieniach publicznych najwięksi członkowie klastra Grudziądz są zobowiązani do wybierania dostawców energii w drodze przetargu.
Z punktu widzenia rozwoju energetyki wodnej w ramach klastra największym problemem jest jak na razie brak konkretnych korzyści finansowych – czyli atrakcyjnej ceny zakupu energii – jakie klaster mógłby zaoferować wytwórcy, działając w aktualnych ramach prawnych.
gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy Gramwzielone.pl Sp. z o.o.
