Nowy mechanizm wsparcia OZE w Polsce

Poniżej prezentujemy stanowisko Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej  dotyczące założeń systemu aukcyjnego jako nowego mechanizmu wsparcia dla OZE w Polsce

Wprowadzenie

1.Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej pozytywnie ocenia deklaracje Ministerstwa Gospodarki, ogłoszone w dniu 17 września 2013, wskazujące na determinację w przygotowaniu finalnego projektu ustawy o OZE. Przedstawione propozycje słusznie odwołują się do celów określonych w Krajowym Planie Działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych, który przewiduje istotny rozwój energetyki wiatrowej. Niemniej jednak, niektóre założenia nie mogą być zaakceptowane. Zastrzeżenia dotyczą tych szczegółowych rozwiązań, które naruszają prawa nabyte, zasadę ochrony słusznych interesów w toku oraz w niektórych przypadkach dyskryminują sektor energetyki wiatrowej wobec innych źródeł OZE. Jednocześnie widzimy możliwość udoskonalenia wielu szczegółowych założeń przedstawionej propozycji w drodze rzeczywistych konsultacji społecznych.

2.Mamy również nadzieję, że dorobek blisko trzyletniej dyskusji nad nową ustawą o OZE nie zostanie zaprzepaszczony i część najlepszych, wypracowanych przy udziale PSEW rozwiązań, znajdzie zastosowanie w nowo proponowanym systemie. W szczególności konieczne jest uwzględnienie fundamentalnych postulatów dotyczących ochrony praw nabytych, pilnej naprawy systemu świadectw pochodzenia oraz zapewnienia stabilności i opłacalności inwestycji w OZE.

3.Stoimy na stanowisku, że energetyka wiatrowa jest w stanie zbudować do roku 2020 nawet więcej niż  kolejnych 3500 MW trwałych mocy (tzn. mocy wytwarzających energię również po wygaśnięciu okresu wsparcia), po konkurencyjnych w stosunku do innych technologii OZE kosztach. W ten sposób energetyka wiatrowa wpisuje się  w założenie Ministerstwa  Gospodarki o konieczności optymalizacji kosztów wsparcia energetyki odnawialnej.

4.Nasze stanowisko opiera się na trzech głównych filarach:
- rzeczywistym, a nie pozorowanym poszanowaniu praw nabytych i słusznych interesów w toku,
- niedyskryminowaniu niezależnych inwestorów w sektorze energetyki (IPP), których działalność doprowadziła do zrealizowania ponad 80% inwestycji w energetyce wiatrowej,
- niedyskryminowaniu odnawialnych źródeł energii tworzących trwałe moce, z których lwią część dostarcza energetyka wiatrowa.
Podstawowe Założenia

5.Wprowadzenie nowego systemu wsparcia powinno być poprzedzone niezwłoczną naprawą istniejącego systemu. Wielomiesięczne (jak można zakładać na podstawie doświadczeń lat 2010 – 2013) prace nad nowym systemem nie powinny stanowić pretekstu dla zaniechania działań naprawczych dotyczących obecnego systemu świadectw pochodzenia.

6.Nowy system powinien jasno definiować Okres Przejściowy, rozumiany jako okres przejścia z istniejącego systemu zielonych certyfikatów do systemu taryf feed-in premium (system feed-in-premium zakłada, że w sytuacji gdy cena za energię będzie niższa niż taryfa feed in, projekt inwestycyjny otrzymuje dopłatę w wysokości różnicy pomiędzy ceną rynkową a taryfą feed-in) (termin zdefiniowany w punkcie 17 i następnych).

7.Założenia nowego systemu wsparcia powinny zawierać odpowiednie postanowienia dotyczące:
- ochrony praw nabytych dla istniejących OZE, oraz
- ochrony słusznych interesów w toku dotyczących OZE w fazie przygotowania do budowy, które zostaną ukończone w Okresie Przejściowym.

Każda nowa inwestycja  która weszła  do eksploatacji w ramach istniejącego systemu wsparcia oraz wejdzie do eksploatacji w Okresie Przejściowym, powinna mieć zagwarantowany rzeczywisty 15-letni okres wsparcia.

8.Istniejący system zielonych certyfikatów okazał się skutecznym narzędziem umożliwiającym rozwój energetyki odnawialnej, przede wszystkim ze względu na swoją prostotę i brak uznaniowości. Nowy system również powinien w maksymalny sposób opierać się na prostych zasadach i minimalizowaniu uznaniowości, zaś rozwiązania dotyczące praw nabytych i Okresu Przejściowego  powinny  tylko w minimalnym i uzasadnionym zakresie ingerować w zasadę równości wsparcia dla wszystkich technologii OZE.

9.PSEW wyraża obawę, że założenia nowego systemu wsparcia zaprezentowane przez Ministerstwo Gospodarki polegają w zbyt dużym stopniu na uznaniowych działaniach administracji państwowej, a kosztem zaprojektowania zobiektywizowanych kryteriów i zasad. Takie podejście tworzy kolejne obszary ryzyka, które w konsekwencji mogą oznaczać że nowy system wsparcia nie spełni zakładanych celów, czyli uruchomienia procesów inwestycyjnych skutkujących osiągnięciem zakładanego w KPD miksu energetycznego OZE. Obawy te znajdują potwierdzenie np. w trwającym kilkanaście miesięcy procesie wydawania tzw. Rozporządzenia OZE1, czy też w braku jakichkolwiek działań korekcyjnych ze strony administracji rządowej (pomimo werbalnych zapowiedzi) w odpowiedzi na załamanie na rynku zielonych certyfikatów, które miało miejsce w lutym 2013.  
Naprawa istniejącego systemu

10.Niezależnie od tego, w jakiej perspektywie czasowej będzie funkcjonował istniejący system świadectw pochodzenia, niezbędne jest wprowadzenie mechanizmów eliminujących dysfunkcje systemu, które ujawniły się w latach 2012 - 2013 i znajdują praktyczny wyraz w postaci krachu na rynku praw majątkowych.

11.Istniejący system świadectw pochodzenia powinien działać albo :
- do końca Okresu Przejściowego (podejście zastosowane we Włoszech), albo
      - w okresie kolejnych 15 lat od zakończenia Okresu Przejściowego (podejście zastosowane w Wielkiej Brytanii, gdzie po zakończeniu Okresu Przejściowego system będzie funkcjonował przez kolejne 20 lat).
    
Odniesienia do Włoch i Wielkiej Brytanii zostały przytoczone z tego względu, iż są to jedyne dwa kraje członkowskie UE, które zaplanowały przejście z  systemu zielonych certyfikatów do systemu feed-in-premium, czyli tak jak zakłada to nowy system wsparcia zaprezentowany przez Ministerstwo Gospodarki. We Włoszech to przejście rozpoczęło się w 2012 roku i jest wysoko oceniane zarówno przez inwestorów, jak i sektor bankowy. W wielkiej Brytanii Okres Przejściowy zaczyna się w 2014 roku i kończy się w 2017 roku.

12.W żadnym przypadku nie jest natomiast akceptowalna propozycja Ministra Gospodarki, by istniejący system świadectw pochodzenia funkcjonował do końca 2021 roku. Stanowisko to nie ma uzasadnienia merytorycznego. W kształcie proponowanym przez Ministra Gospodarki oznacza pozbawienie znacznej części projektów racjonalnego, oczekiwanego 15 letniego okresu wsparcia (proponowanego przez Ministra Gospodarki  w kolejnych projektach ustawy o OZE i uwzględnianego dziś przez inwestorów) i de facto zmusza większość z nich do deklaracji przejścia do systemu aukcji, bez gwarancji uzyskania wsparcia (dotyczy to 88% zrealizowanych inwestycji uruchomionych po 2006 roku). Ograniczenie okresu wsparcia do roku 2021 nie ma również uzasadnienia prawnego. Minister Gospodarki wywodzi ograniczenie czasu funkcjonowania istniejącego systemu z faktu, iż rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 18 października 2012 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia (…) definiuje wielkość kwoty obowiązku dotyczącego świadectw pochodzenia jedynie do 2021 roku. Powoływanie się na rozporządzenie jest jednak niewłaściwe. Kalendarz określony rozporządzeniem jest bowiem jedynie wyrazem delegacji ustawowej zawartej w art. 9a ust. 9 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne, zobowiązującej Ministra Gospodarki do określenia obowiązku dotyczącego świadectw na „kolejne 10 lat”. Delegacja ustawowa oznacza, że, na dziś, obowiązek dotyczący świadectw pochodzenia powinien być określony do roku 2022. Z kolei poprzednie rozporządzenie z 2008 r. określało ten obowiązek do roku 2017 r., a jeszcze wcześniejsze rozporządzenie z 2005 r. – do roku 2014. Żadna z wymienionych dat nie oznaczała i nie miała oznaczać końca systemu wsparcia, a była prostym wyrazem wypełnienia delegacji ustawowej do określenia obowiązku na „kolejne 10 lat”. Fakt wydawania kolejnych rozporządzeń utwierdzał inwestorów w uzasadnionym przekonaniu, że system wsparcia ma charakter bezterminowy. W świetle ogłoszonych projektów ustawy o OZE, dla nowych projektów, oczekiwanie to mogło zostać skrócone do lat 15. W zaufaniu do tej długości okresu wsparcia były wyliczane wskaźniki opłacalności inwestycji i podejmowane decyzje o rozwoju i budowie nowych projektów.

13.Jeżeli istniejący system świadectw pochodzenia miałby funkcjonować jedynie do końca Okresu Przejściowego, to niezbędne jest wprowadzenie bardzo rygorystycznego i skutecznego mechanizmu interwencji gwarantującej określony minimalny poziom cen świadectw pochodzenia. Wynika to z tego, że w krótkim okresie, jaki pozostałby do końca systemu, nie ma możliwości racjonalnego administracyjnego zarządzania systemem, tak by zapobiec spadkowi wartości świadectw. W sytuacji, gdy system miałby działać przez 15 lat od końca Okresu Przejściowego, wartość świadectw mogłaby być utrzymywana przy zastosowaniu jedynie narzędzi administracyjnych, przede wszystkim działań wpływających na popyt na świadectwa.



14.Proponowane rozwiązania w postaci ograniczenia współspalania i wyłączenia z systemu wsparcia zamortyzowanych hydroelektrowni są właściwym kierunkiem przywracania równowagi na rynku praw majątkowych.

15.Nie ma natomiast odpowiedniego uzasadnienia dla proponowanego ograniczania terminu ważności świadectw pochodzenia, gdyż  zmniejsza to płynność rynku (zamiast jednego produktu, konieczność wprowadzenia wielu produktów – świadectw pochodzenia/praw majątkowych o różnych okresach ważności), wprowadza dodatkowe ryzyko spadku wartości świadectw pochodzenia/praw majątkowych przy końcu ich terminu ważności, a ponadto wstrzymuje rozwój rynków terminowych wymagających właśnie wysokiej płynności instrumentu podstawowego.

16.Należy natomiast wprowadzić zasadę, iż realizacja obowiązku przedstawienia świadectw pochodzenia do umorzenia poprzez wniesienie opłaty zastępczej nie powoduje wypełnienia tego obowiązku (z wyłączeniem sytuacji, gdy prawa majątkowe wynikające ze świadectw pochodzenia nie będą dostępne) oraz objęcie obrotu prawami majątkowymi w ramach przedsiębiorstw pionowo zintegrowanych obowiązkiem kontroli cen transakcyjnych pod kątem cen transferowych.

17.Rynek OTC przyczynił się do dynamicznego rozwoju projektów OZE poprzez umożliwienie zawierania kontraktów długoterminowych, zmniejszających ryzyko wahań cen w długim okresie. W sytuacji, gdy zamiarem Ministra Gospodarki było utrzymanie systemu świadectw pochodzenia jako podstawowego narzędzia systemu wsparcia, widzieliśmy możliwość wprowadzenia obliga giełdowego na poziomie max 20% (wyłącznie dla nowych projektów). W sytuacji, gdy zamiarem jest wprowadzenie systemu aukcyjnego, wprowadzenie obliga giełdowego traci uzasadnienie, gdyż oznaczałoby wyłącznie podważenie zawartych już kontraktów długoterminowych, z trudnymi do przewidzenia skutkami dla funkcjonujących projektów.

18.Stoimy na stanowisku, ze konieczne jest zwiększenie transparentności rynku świadectw pochodzenia. Może to zostać osiągnięte poprzez wprowadzenie rozwiązań zgłoszonych przez PSEW w trakcie prac nad tzw. Małym Trójpakiem Energetycznym (art. 20f). Przyjęte ówcześnie rozwiązania, które zostały zgłoszone poprawką Senatu, są niepełne zarówno w sferze zakresu, jak i częstotliwości informacji, które powinny być publikowane.

Okres Przejściowy

19.Okres Przejściowy definiuje czas potrzebny na dokończenie budowy projektów OZE, w tym elektrowni wiatrowych, w istniejącym systemie wsparcia, których budowa rozpoczęła się przed wejściem w życie nowej ustawy o OZE. Powinien on obowiązywać przez dwa lata od wejścia w życie nowej ustawy (gdyby ustawa weszła w życie do końca 2014 roku, to Okres Przejściowy trwałby do końca 2016 roku). Okres Przejściowy podlegałby przedłużeniu dla poszczególnych projektów w sytuacji wystąpienia  Uzasadnionych Przyczyn Wydłużenia Budowy. Poprzez Dokończenie Procesów Inwestycyjnych rozumie się uzyskanie ostatecznego pozwolenia na użytkowanie, natomiast  przez Uzasadnione Przyczyny Wydłużenia Budowy należy rozumieć, między innymi, nie wywiązanie się OSD/OSP z terminu przyłączenia oraz zaskarżenie posiadanych decyzji, takich jak pozwolenie na budowę, decyzja środowiskowa, skutkujące brakiem możliwości rozpoczęcia budowy lub zatrzymaniem budowy, w sytuacji, gdy ostatecznie nie zostanie stwierdzona wina po stronie inwestora.

20.W sytuacji, gdy istniejący system zielonych certyfikatów miałby funkcjonować  jedynie do końca Okresu Przejściowego, projekty zakończone w istniejącym systemie powinny otrzymać Gwarantowaną Taryfę Przejścia „feed-in-premium” (patrz punkt 22). Jest to rozwiązanie bazujące na modelu wdrożonym we Włoszech.

21.Proponowana przez Ministerstwo Gospodarki, dla istniejących elektrowni, zasada wyboru przez pierwsze dwa lata działania nowego systemu, czy pozostaje w istniejącym systemie czy przechodzi do nowego równoległego systemu aukcji, nie może być zaakceptowana, z następujących powodów:
- oznacza, że nie wszystkie istniejące elektrownie otrzymałyby wsparcie przez 15 lat (zasadą aukcji jest bowiem to, że nie wszystkie projekty mogą taką aukcję wygrać); 88% nowych mocy w źródłach odnawialnych powstało po roku 2006, co  oznacza ze jedynie 12% skorzystałoby z pełnego 15-letniego okresu wsparcia bez konieczności przejścia do systemu aukcji;
- aby utrzymać 15-letni okres wsparcia, istniejące instalacje byłyby zmuszone przystąpić do systemu aukcji, który będzie dla nich niewiadomą. Nie jest bowiem możliwe określenie wysokości wsparcia, jaki będzie wynikiem aukcji, ani czy w ogóle projekt uzyska w aukcji jakiekolwiek wsparcie.

Aukcje dla nowych projektów zostały wdrożone w systemach wsparcia w różnych krajach, natomiast system aukcyjny dla funkcjonujących projektów musiałby być zupełnie odmienną, wysoce nowatorską konstrukcją. Taki system nie został nigdzie wprowadzony, między innymi dlatego, iż  łamałby zasadę ochrony praw nabytych.

22.Gwarantowana Taryfa Przejścia (feed-in-premium) powinna zostać obliczona jako suma ceny URE z roku 2012 + średnia cena świadectw pochodzenia z lat 2010 – 2012, a następnie podlegać indeksacji  o wskaźnik inflacji CPI.
Okres obowiązywania Gwarantowanej Taryfy Przejścia dla poszczególnych  projektów powinien wynieść 15 lat od momentu otrzymania pierwszego świadectwa pochodzenia (okres liczony w miesiącach).

23.Nie ma natomiast uzasadnienia oparcie gwarantowanej taryfy przejścia na cenie świadectw uwzględniających ceny roku 2013. Jest to rok niereprezentatywny w całym okresie funkcjonowania systemu, bowiem wystąpiły w nim gwałtowne spadki cen świadectw, które były dodatkowo zawinione przez opóźnione działania administracji rządowej oraz przedłużający się proces prac nad nową ustawą o OZE. PSEW, podczas konsultacji poprzedniej wersji ustawy o OZE, przedkładał opracowania eksperckie szczegółowo wyliczające, przy jakich cenach energii i świadectw istniejące elektrownie wiatrowe są opłacalne [raport]2. Należy wyraźnie podkreślić, że dla projektów elektrowni wiatrowych nie ma możliwości optymalizacji kosztów, bowiem są one zdefiniowane w momencie powstania inwestycji. Stąd też nie mogą zostać zaakceptowane propozycje:

-  wyłączenia indeksacji wskaźnikiem inflacji (indeksacja opłaty zastępczej gwarantowana w obowiązującym dziś prawie),
-  idea aukcji dla istniejących elektrowni,
- założenie, że projekty elektrowni wiatrowych, które skorzystały z przyznanej pomocy publicznej, będą wyłączone z aukcji (jeżeli dotyczyć miałoby to także projektów istniejących i będących w trakcie realizacji.

Takie działania jak powyżej, oznaczałyby wyłącznie obniżenie prognozowanych przychodów poprzez zastosowanie rozwiązań i mechanizmów, które są sprzeczne z podstawowymi zasadami na jakich został zbudowany dotychczasowy system wsparcia. Ponadto system wsparcia w formie zielonych certyfikatów czy taryfa feed in premium jest sam w sobie pomocą publiczną. Te projekty, które otrzymały dotacje bezpośrednie nie mogą z tego powodu być dyskryminowane. Poza wszystkim w praktyce nie byłoby możliwe określenie, jaka wysokość przyznanej pomocy publicznej miałaby oznaczać wyłączenie elektrowni z systemu aukcji. Z pewnością nie można bowiem przyjąć, że pomoc, stanowiąca często niewielką część kosztów inwestycyjnych, miałaby stanowić swoistą karę dla projektu i oznaczać, odpowiednio nierentowność (dla istniejących elektrowni) lub też brak możliwości zrealizowania inwestycji (dla nowych projektów).


Zasady Wsparcia Nowych Projektów


24.System wsparcia dla nowych projektów, tzn. rozpoczynanych po wejściu w życie nowej ustawy o OZE, powinien działać jako system Taryfy dla Nowych Projektów feed in premium, gdzie  wielkość wsparcia byłaby określona jako różnica pomiędzy taryfą feed in a ceną energii elektrycznej na rynku hurtowym. Wsparcie powinno obowiązywać co najmniej przez 15 lat, zgodnie z dotychczasowymi deklaracjami Ministra Gospodarki wyrażonymi w kolejnych projektach ustawy o OZE.

25. Wsparcie w postaci Taryfy dla Nowych Projektów powinno dotyczyć projektów wiatrowych spełniających dwa kryteria: minimalna wielkość instalowanych turbin powinna wynosić 1,5 MW (co jest dolną granicą dla profesjonalnych, nowoczesnych turbin wiatrowych) oraz  instalowanie fabrycznie nowych turbin  Zasadą powinno być bowiem wspieranie jedynie projektów w których instalowane będą nowoczesne technologie.

26.Alokacja wsparcia powinna odbywać się poprzez system aukcji, gdzie jedynym kryterium wyboru jest wysokość proponowanej stawki taryfy dla projektu. Punktem wyjścia dla aukcji powinna być Taryfa Referencyjna, będąca jednocześnie maksymalną taryfą w aukcji, oraz  maksymalny dopuszczalny poziom obniżki licytowanej taryfy (maksymalnie 15%), tak, by nie dopuścić do licytowania nieuzasadnionych niskich cen, a tym samym do nierealistycznych projektów blokujących limity aukcyjne.

27.Aukcje powinny odbywać się odrębnie dla poszczególnych technologii (z różnymi Taryfami Referencyjnymi), tak, aby możliwe było kształtowanie pożądanego miksu energetycznego w sektorze OZE, zapewniającego zrównoważony rozwój sektora oraz zapobiegający nadmiernemu wzrostowi cen technologii lub paliwa  w przypadku szybkiego wzrostu jednego rodzaju technologii opłacalnej w warunkach momentu przeprowadzania aukcji, lecz mogącej utracić opłacalność w momencie, gdy warunki cenowe ulegną zmianie. Za  przykład niech posłuży szybki wzrost cen biomasy, będący konsekwencją szybkiego wzrostu wolumenu współspalania. Proponowany podział na technologie powinien odzwierciedlać technologie określone w KPD.

28.Taryfy Referencyjne powinny być określane przez Ministerstwo Gospodarki na podstawie opracowań niezależnej instytucji (tak jak to miało miejsce podczas prac nad poprzednią wersją ustawy o OZE w zakresie współczynników korekcyjnych). Zdaniem PSEW założeniem dla kalkulacji Taryfy Referencyjnej powinno być indeksowanie przyznanych w wyniku aukcji taryf o inflację. PSEW proponuje by dla indeksowania przyjąć wielkość inflacji bazowej, po wyłączeniu cen energii elektrycznej i paliw. W ten sposób zapewnić można niższy poziom Taryfy Referencyjnej, co oznacza ze Taryfy dla Nowych Projektów będą niższe na początku i będą wzrastać w stopniu uzależnionym od inflacji (będą neutralne inflacyjnie), co wpłynie korzystnie na wysokość taryf za energię elektryczną. Ponadto wprowadzenie zasady indeksacji usunie w znaczącym stopniu ryzyko inflacyjne, stanowiące istotną barierę dla długoterminowego finansowania dłużnego projektów wiatrowych (standardem dla finansowania projektów wiatrowych w Polsce jest okres od 12 do 15 lat). To nie inwestor steruje poziomem inflacji i to nie jego ryzyko inflacji powinno obciążać. Brak zabezpieczenia ryzyka inflacji na poziomie ustawodawczym oznaczałby też  trudności z finansowaniem bankowym OZE (bankowe modele finansowe zawierały dotychczas element indeksacji opłaty zastępczej, jako gwarantowanej ustawowo zasady). Należy zwrócić uwagę także na fakt wyraźnie wyższych podstawowych stóp procentowych w Polsce (niż w większości krajów EU), mających wpływ zarówno na koszt finansowania dłużnego, jak i na oczekiwany zwrot z kapitału.   

 
29.Taryfy Referencyjne powinny być ogłaszane na okres kolejnych trzech lat  z zastosowaniem w kolejnych latach  współczynnika degresji, który odzwierciedlałby przewidywany postęp technologiczny dla poszczególnych technologii (rozwiązanie proponowane w poprzedniej wersji ustawy o OZE). Zgodnie z zasada określoną w pkt 28 Taryfa Referencyjna (jeszcze przed pomniejszeniem jej o współczynnik degresji) powinna być zwiększana o stopę inflacji. Dla technologii o szybszym postępie technicznym Taryfy Referencyjne byłyby ogłaszane w krótszych horyzontach czasowych.  

30.Wielkość aukcji (limitu MW) dla każdego roku, z podziałem na technologie, powinna być zaplanowana do roku 2020 i ogłoszona z chwilą wprowadzenia nowego systemu. Zapewni to transparentność systemu i umożliwi przedsiębiorcom odpowiednie planowanie działalności gospodarczej. W wyniku monitoringu działania systemu wsparcia możliwe powinno być wszakże przesuwanie niewykorzystanych limitów MW, tak by zwiększyć limity MW dla tych technologii, które są w stanie zapewnić zbudowanie nowych projektów, tak by wypełnić cele 2020.

31.Wsparcie dla morskiej energetyki wiatrowej (MEW) powinno odbywać się rozdzielnie wobec aukcji na pozostałe OZE. Tzn. że niezbędny jest „odrębny koszyk” z alokowanymi środkami na potrzeby rozwoju projektów offshore. Z uwagi na początkową fazę rozwoju morskiej energetyki wiatrowej zasadne jest zastosowanie systemu fixed feed-in-premium lub subwencji kapitałowych dla pierwszych komercyjnych projektów wielkoskalowych dotyczących morskich farm wiatrowych. W systemie aukcyjnym przedmiotowe instrumenty gwarantowałyby rozwój morskiej energetyki, pozwalając Polsce wykorzystać jeden z najwyższych na obszarze Morza Bałtyckiego potencjałów rozwoju MEW ze względu na długość linii brzegowej oraz znaczący obszar morza terytorialnego i wyłącznej strefy ekonomicznej. Dodatkowo pragniemy zwrócić uwagę na bardzo wysoki potencjał wytworzenia przez sektor morskiej energetyki wiatrowej wartości dodanej dla Polskiej gospodarki, w wysokości prawie 74 mld zł, w perspektywie roku 2025. Rozwój tego sektora może stworzyć w Polsce dodatkowe 31 tys. nowych miejsc pracy i pozwolić na zaspokojenie zapotrzebowania na energię elektryczną po roku 2020 przy jednoczesnej redukcji emisji do atmosfery i wzroście bezpieczeństwa energetycznego kraju.

32.Sygnalizowany przez Ministerstwo Gospodarki zamiar wprowadzenia współczynników premiujących stabilne źródła wytwórcze OZE nie może być zaakceptowany z następujących powodów:
 
- dyskryminuje energetykę wiatrową, gdyż nie ma możliwości precyzyjnej oceny wpływu elektrowni wiatrowych na działanie systemu elektroenergetycznego w tym na jego stabilność (patrz raport…)3, a tym samym na zobiektywizowane ustalenia wysokości takiego współczynnika. Takie podejście jest niezgodne z zasadą neutralności technologicznej, którą wskazuje Komisja Europejska4;
- dyskryminuje niezależnych inwestorów (sektor IPP), którzy, nie będąc pionowo zintegrowanymi grupami oraz posiadając jedynie pojedyncze źródła, nie będą w stanie zagwarantować mocy rezerwowych dla posiadanych elektrowni wiatrowych;
- jak dowodzą prowadzone analizy istniejących systemów elektroenergetycznych, o znacznie wyższych stopniach penetracji energetyki wiatrowej, jej wpływ na niestabilność tych sieci jest ograniczony i niższy niż mógłby wynikać z powszechnych opinii [przywołanie raportu]5;
- preferuje źródła tylko pozornie stabilne (np. biomasa), które co prawda nie zależą od zjawisk przyrodniczych, ale są tak samo nieprzewidywalne, bowiem mogą zaprzestać lub zmniejszyć produkcję z przyczyn leżących chociażby po stronie kosztów lub dostępności surowców.

Premiowanie quasi – stabilnych źródeł dyskryminuje jedną z niewielu technologii energii odnawialnej, która po okresie wygaśnięcia wsparcia jest w stanie, w zbudowanych instalacjach, produkować energię elektryczną przez co najmniej kolejne 10 lat.  To różni zasadniczo energetykę wiatrową od wielu technologii, które po wygaśnięciu okresu wsparcia muszą zaprzestać produkcji energii (przykładem może być technologia współspalania, która bez wsparcia nie produkuje energii odnawialnej – tu niezbędne wsparcie dotyczy kosztów operacyjnych a nie poniesionych jednorazowych i odzyskanych kosztów inwestycyjnych).

33.Warunkiem przystąpienia do aukcji powinno być spełnienie jedynie trzech warunków (także po to by uniknąć uznaniowości i przewlekłości procesu weryfikacji):
- posiadanie ostatecznego pozwolenia na budowę na cały projekt (wraz z przyłączeniem do sieci i drogami dojazdowymi);
- posiadanie umowy o przyłączenie (lub ważnych warunków przyłączenia) z datą przyłączenia pozwalającą na przyłączenie projektu w ciągu 36 miesięcy od daty ogłoszenia aukcji;
- wpłata kaucji na rachunek instytucji prowadzącej aukcje/przedstawienie gwarancji bankowej na kwotę 0,5% wartości inwestycji, czyli dla projektów wiatrowych ok. 30.000 zł/MW, na okres od momentu rozpoczęcia budowy, rozumianej jako wpłaty niezwrotnych zaliczek  na poczet dostaw wyposażenia technologicznego. Z chwilą wpłacenia niezwrotnych zaliczek  o wysokości dwukrotnie wyższej niż kwota kaucji, kaucja ta  będzie zwracana. Kaucja zastępowałaby proponowane przez Ministerstwo Gospodarki udokumentowanie źródeł finansowania, co jest trudne do weryfikacji i  dyskryminuje niezależnych inwestorów, którzy nie mają możliwości przedstawienia gwarancji korporacyjnych, a tym samym byliby zmuszeni do organizowania finansowania bez pewności czy wygrają aukcje czy nie i przy jakiej cenie.

34.Zwycięzca aukcji powinien mieć 36 miesięcy na realizację inwestycji z uwzględnieniem postanowień dotyczących Uzasadnionych Przyczyn Wydłużenia Budowy (patrz punkt 19). Opóźnienie w oddaniu inwestycji powinno skutkować zmniejszeniem przyznanej Taryfy dla Nowego Projektu  o 0,5% za każdy miesiąc opóźnienia, lecz nie więcej niż 12%, co odpowiada dodatkowym 24 miesiącom. Po przekroczeniu tego terminu inwestycja traciłaby prawo do wsparcia.

35.Zamiar Ministra Gospodarki wprowadzenia aukcji na ilość energii, a nie na moc, nie może być zaakceptowany z następujących powodów:
- nie jest zgodny z postanowieniami Dyrektywy 2009/28/WE, narusza zapisy Dyrektywy 2009/28/WE, która wskazuje na konieczność zastosowania uśrednionego rozliczenia produkcji energii elektrycznej ze źródeł wiatrowych, co uwzględnia zmienny charakter pracy tych źródeł (patrz załącznik II dyrektywy). Bazując na powyższych zapisach dyrektywy, ustawa powinna uwzględniać specyfikę pracy źródeł odnawialnych, a nie dyskryminować je przez pryzmat tego charakteru pracy, która promuje postęp techniczny i inwestycje w OZE oraz wzrost mocy, co zapewniają jedynie nowe, trwałe moce a nie wsparcie bieżącej produkcji (patrz np. art. 12 dyrektywy);
- dyskryminuje podwójnie technologię wytwarzania energii elektrycznej z energii wiatru, która ponosi już znacząco wyższe koszty bilansowania niż inne technologie (niższa przewidywalność generacji wiatrowej znajdować powinna i znajduje swoje odzwierciedlenie jedynie w kosztach bilansowania);
- dostępnych jest wiele narzędzi w zarządzaniu stabilnością systemu elektroenergetycznego, dotychczas nie wprowadzonych w Polsce (prognozy wiatru włączone do procedur bilansowania KSE), bądź też na początkowym okresie wdrażania (DSM): dyskryminowanie energetyki wiatrowej nie powinno być de facto  alternatywą dla rozwoju tych narzędzi;
- proponowane przez PSEW prowadzenie aukcji w odniesieniu do koszyków technologicznych (zastosowane zarówno we Włoszech, jak i w Wielkiej Brytanii) lub określenia maksymalnego pułapu mocy zainstalowanej w danej technologii wyklucza ryzyko wzrostu mocy w energetyce wiatrowej ponad zakładany poziom.

36.Jeżeli miałyby się utrzymać aukcje  na ilość energii, a nie na moc, to jedynie pod warunkiem, że albo zostałby wprowadzony system korekty deklarowanej produkcji/wylicytowanej ceny (mechanizm zastosowany w Holandii) albo powinna być zagwarantowana możliwość przenoszenia niewyprodukowanej w danym roku ilości energii na kolejne lata (jak i też otrzymania wsparcia ponad deklarowany roczny wolumen produkcji, pod warunkiem aby łącznie wsparcie było limitowane do zadeklarowanej produkcji w okresie 15 lat). Dla istniejących projektów oraz projektów zrealizowanych w Okresie Przejściowym nie byłoby żadnych limitów i projekty te otrzymywałyby Gwarantowane Taryfy Przejścia niezależnie od ilości wyprodukowanej energii do końca 15 letniego okresu wsparcia. Zwracamy jednak uwagę, że przyjęcie systemu wsparcia opartego o aukcje na ilość energii, a nie na moc, z krótszym okresem rozliczeniowym niż 15 lat będzie zawsze prowadziło do powstawania większej ilości mniej efektywnych inwestycji, co spowoduje, że dla zapewnienia tej samej ilości energii potrzebnych będzie więcej farm wiatrowych, realizujących swoją produkcję w oparciu o jak najtańsze, a nie najbardziej efektywne technologie, pozbawiając nasz kraj możliwości uczestnictwa w postępie technologicznym energetyki wiatrowej.

37.Aukcje powinny odbywać się maksymalnie dwa razy do roku. Okres składania ofert wynosiłby 30 dni. Rozstrzygnięcie aukcji następowałoby w ciągu 5 dni roboczych od zakończenia przyjmowania ofert.

38.Jeżeli w ramach aukcji nie zostałoby rozdysponowane co najmniej 80% mocy, to na pozostałą kwotę odbywałaby się aukcja dodatkowa w terminie 185 dni od daty uprawomocnienia się wyników poprzedniej aukcji. Jeżeli zostałoby rozdysponowane więcej niż 80%, to pozostała niewykorzystana pula zwiększałaby pulę następnej aukcji.

39.W kolejnych latach powinny być monitorowane wyniki aukcji, po to by w sytuacji, gdy byłby zagrożony cel 2020 dokonać przesunięć niewykorzystanej mocy pomiędzy koszykami technologicznymi. Energia wiatrowa jako efektywna technologia jest w stanie wybudować więcej nowych mocy ponad ilości zakreślone w obecnym KPD.

40.Na wyniki aukcji przysługiwałoby prawo odwołania się w trybie KPA, co nie wstrzymywałoby przyznania taryf pozostałym podmiotom biorącym udział w aukcji. Należy wszakże zapewnić, by w nowej ustawie OZE zostały wpisane krótkie obligatoryjne terminy rozpatrywania odwołań do sądów administracyjnych, na wzór unormowań zawartych np. w ustawie o zamówieniach publicznych.

41.Proponowana przez Ministerstwo Gospodarki Instytucja SEO powinna skupić się na rozliczaniu taryf feed-in-premium (zarówno Gwarantowanych Taryf Przejścia jak i Taryf dla Nowych Projektów) oraz świadczyć opcjonalną usługę dostępu do rynku dla małych projektów, na zasadach dobrowolności. Tym samym zostałyby wprost implementowane zapisy Dyrektywy 2009/28 o zasadzie pierwszeństwa w dostępie do sieci energii z OZE. Rozliczanie różnic pomiędzy ceną rynkową a taryfą feed-in powinno opierać się o indeks cen rynkowych, niezależnie od rzeczywistych cen za energię uzyskiwanych przez poszczególne projekty OZE.  Natomiast w przypadku świadczenia usługi dostępu do rynku, trzeba  rozwiązać problem  kosztów bilansowania elektrowni wiatrowych. Rozdzielenie funkcji dostępu do rynku i bilansowania kreuje bowiem dodatkowe obszary ryzyka, a co za tym idzie dodatkowe koszty dla projektów elektrowni wiatrowych. W tej sytuacji SEO powinno być także podmiotem bilansującym oraz grafikującym dostawy energii. Wydaje się wątpliwe, by SEO mogło wypełniać takie właśnie funkcje.

42.Nie ma uzasadnienia wprowadzenie instytucji monopolisty w zakupie energii ze źródeł odnawialnych w postaci SEO, ponieważ stanowi instrument ograniczający działanie mechanizmów rynkowych. Na rynku energii pojawiłaby się bowiem instytucja o charakterze nierynkowym oferująca docelowo 20% energii elektrycznej. Wprowadzenie takiego monopolu byłoby równoznaczne z wypowiedzeniem umów długoterminowych z trudnymi do oszacowania konsekwencjami, w szczególności konsekwencjami odszkodowawczymi dla budżetu państwa. W sytuacji gdyby SEO świadczyła usługę dostępu do rynku (patrz pkt 41), energia która byłaby przedmiotem obrotu w wykonaniu tej usługi, powinna być w całości oferowana na rynku bieżącym po cenie zero, tak by być zapewnić neutralność w stosunku do cen rynkowych (energia ze źródeł odnawialnych ma pierwszeństwo w zakupie i przy ofercie zero sprzedawana będzie w całości po cenie spot).