wtorek, sierpnia 13, 2019

Co w praktyce zmienia nowelizacja ustawy o OZE i czy faktycznie ustawa wspiera prosumentów?


Z uchwalaniem przepisów u progu kampanii wyborczej jest tak, że zazwyczaj tumult informacyjny przesłania ich istotę. Obecna rządowa nowelizacji ustawy o OZE przemknęła jakby bezrefleksyjnie przez Parament i okazuje się że tematem OZE nie jest łatwo się pochwalić. Stosunkowo najszerzej o faktycznych lub na razie domniemanych nowych instrumentach wsparcia i efektach nowelizacji można się dowiedzieć w wywiadzie udzielonym przez Ministra Energii – Pana Krzysztofa Tchórzewskiego portalowi Biznes Alert (link do rozmowy z 9 sierpnia).

Wywiad w znacznej części dotyczy instrumentu wsparcia adresowanego dla inwestujących w źródła fotowoltaiczne (tu stosunkowo najłatwiej o sukcesy), który bynajmniej nie jest przepisem ustawy o OZE. Program „Mój prąd” (faktyczne wsparcie) ogłoszony przez Premiera Morawieckiego jest „nakładką” na przepisy regulujące w ustawie od 3 lat zasady rozliczania  przez prosumentów nadwyżek energii do sieci w formule tzw. opustów, które bynajmniej (też w rozumieniu wytycznych UE) pomocą publiczna ani instrumentem wsparcia nie są. Do tej pory wsparcia na rzecz prosumpcji osób fizycznych i samorządów  udzielały regionalne programy operacyjne (RPO) i tylko ta cześć systemu była pomocą publiczną. Trudno też za wsparcie uznać samo dodanie do katalogu prosumentów przedsiębiorców inwestujących w OZE (taką możliwość zapewnia im to nowa dyrektywa o OZE), bez uwzględnienia istoty działania systemu opustów.

Czy można bowiem nazwać instrumentem wsparcia mechanizm obrotu energią na rynku wg którego detaliczny odbiorca energii (przyłączony do sieci niskiego napięcia) sprzedaje nadwyżki energii do sieci po cenie energii rynkowej w hurcie (obowiązującej na zaciskach sieci wysokiego napięcia), a dodatkowo odbiorca energii (regionalny monopolista) przy przejmowaniu nadwyżki energii zagwarantował sobie ustawowo obniżkę ceny o 20-30% (tzw. upust)? 
Trudno nazwać wsparciem usługę bilansowania prosumenta w sytuacji gdy energia od prosumenta dostarczana jest do systemu w szczycie zapotrzebowania - dokładnie wtedy gdy jej cena jest wyższa (najwyższa w szczytach produkcji z instalacji PV) niż średnia cena energii w grupie taryfowej i wtedy gdy niezużyta na miejscu cześć energii samoczynnie przepłynie do innego odbiorcy w węźle (za co i tak spółka dystrybucyjna OSD dostaje zapłatę w procesie taryfowania usługi dystrybucji).  A dołożenie prosumentowi przez OSD licznika inteligentny? –Tu i tak dyrektywa UE o efektywności energetycznej obliguje do ich instalowania (powinno je mieć 80% odbiorców w 2020 roku, choć Ministerstwo Energii w procesie wdrażania przepisu wydłuża w nieskończoność termin realizacji tego celu – ostatnio do 2026r.).

Minister Energii postrzega jednak że wspiera i stymuluje rynek OZE do rozwoju:

(…) w wyniku nowelizacji ustawy o OZE, zwiększy się liczba osób korzystających ze wsparcia regulacyjnego OZE. Przed zmianami ustawy i rozszerzeniem katalogu prosumentów istniał mechanizm wsparcia dla przedsiębiorców inwestujących w mikroinstalacje OZE. Mechanizm ten bazował na cenie zakupu energii wynoszącej 100% ceny energii na rynku konkurencyjnym. Nie był to tak motywujący mechanizm, jak bezkosztowe wsparcie typu prosumenckiego.

Aby lepiej zrozumieć o co tu chodzi w tej wypowiedzi (nie wyjaśniono tego w ocenie skutków rządowego projektu uchwalonej regulacji) warto przedstawić, na przykładzie fotowoltaiki wprowadzanej na rynek w wielu segmentach rynku, gdzie faktycznie po obecnej nowelizacji ustawy o OZE mamy odczynienia z instrumentami wsparcia OZE, a gdzie są jedynie pozory wsparcia oraz gdzie technologia PV rozwijać się może bez wsparcia – schemat w postaci tabeli. Schemat obrazuje dostępne po wejściu w życie ustawy „instrument wsparcia” (nazwy kolorem niebieskim). Zielone pola wskazują gdzie rozwija się rynek (intensywność zielnego tła obrazuje aktualną atrakcyjność ekonomiczną inwestycji w danym segmencie rynku, ale z drugiej strony - z czasem - niebieskiego możne być szybko coraz mniej... ). Minister Tchórzewski w powyższym cytacie mówi o instrumentach dla właścicieli mikroinstalacji  OZE (PV) oznaczonych na schemacie w wierszu 1 i kolumnach A, B, C, D.
Nowelizacja ustawy o OZE wprowadza możliwość skorzystania z rozliczenia z opustami na rzecz spółek obrotu przez firmy (komórka 1C). Firmy inwestujące w mikroinstalacje do tej pory miały możliwość korzystania ze sprzedaży nadwyżek energii po średniej cenie hurtowej określanej co kwartał przez Prezesa URE (obecnie 242 zł/MWh) i nowelizacja takie rozwiązanie dalej dopuszcza (komórka 1D). Nie można jednoznacznie stwierdzić które z podejść jest korzystniejsze gdyż opłacalność zależy od konkretnych uwarunkowań danego przedsiębiorstwa, np.: (1) system czasu pracy (system podstawowy 5x8, praca w ruchu ciągłym, system weekendowy, nocny, system sezonowy itd.), który wpływa na współczynnik autokonsumpcji, (2) dynamiczny profil zużycia energii elektrycznej, (3) cena zakupu energii czynnej i jej relacja średniej ceny hurtowej, (4) ryzyko pojawienia się nadwyżek produkcji energii w ciągu roku (365 dni) nad konsumpcją (i ich przepadnięcia w systemie opustów).

W przypadku małego MŚP korzystającego z taryfy grupy C różnica pomiędzy zawyżoną zazwyczaj cena jaką płaci za energią a średnią ceną hurtową może pokryć koszty wymuszonego opustu (30%), ale dochodzą dodatkowe ryzyka regulacyjne. Regulacje prosumenckie są nieprecyzyjne w sensie wykładni podatkowej i dają pole do manipulacji, zawłaszcza ze stronty OSD: bilansowanie międzyfazowe, bilansowaniu w taryfach wielostrefowych, przejmowanie nadwyżek po 365 dniach, dążenie do taryf abonamentowych (prosument oszczędza energię z sieci ale finansowo zyskuje coraz mniej).

Z podobnych powodów trudno wyrazić radość z wtłaczania w ramach uchwalonych przepisów spółdzielni energetycznych (wiejskich) do systemu opustów z jeszcze wyższymi opustami na rzecz sprzedawcy zobowiązanego, który będzie dokonywać ze spółdzielnią rozliczenia nadwyżek energii elektrycznej wprowadzonej do sieci potrącając sobie aż 40% (!) wolumenu.
Sprzedaż po cenie rynkowej dla większości przedsiębiorców pracujących w systemie podstawowym  jest generalnie rozwiązaniem prostszym i logiczniejszym oraz pozwala na (niewielkie) dodatkowe przychody. Samego zatem faktu poszerzenia definicji prosumenta (bez zmiany zasad sprzedaży energii na bardziej korzystną) nie można uznać za system wsparcia ani za dodatkową pomoc, czy też uczciwy i skuteczny sposób zwiększanie liczby mikroinstalacji OZE.

Niestety fotowoltaika nie może, tak jak inne źródła i technologie OZE o wielokrotnie mniejszym potencjale do których przedsiębiorcy nie mają powszechnego dostępu, skorzystać z bezpiecznych (ograniczających widzimisię koncernów energetycznych i ekspozycje na nadmierne ryzyka) systemów wsparcia w postaci: gwarantowanej ceny zakupu określanej jako feed-in tariff (komórka 2D)  oraz gwarantowanej premii  feed-in premium (komórka 3D) i dlatego te instrumenty nie wpływają na realizację przez Polskę celów w zakresie OZE na 2020 rok.

Minister Energii  prezentując faktyczne lub domniemane - zwłaszcza wobec prosumentów - dobre strony nowelizacji ustawy o OZE, nie zwrócił uwagi na potencjalnie najważniejszy dla nich efekt nowelizacji przepisów. Chodzi o delegacje ustawową (art. 4, ust. 14) do wydania rozporządzenia w porozumieniu z ministrem właściwym do spraw gospodarki (MPiT), w którym m.in. określone/doprecyzowane zostaną: sposób dokonywania rejestracji oraz bilansowania, szczegółowy sposób dokonywania rozliczeń prosumentów oraz udostępnienia danych pomiarowych. Jeżeli to rozporządzenie zapewni stabilność prawną i faktyczną ochronę prosumentów nie tylko przed ww. manipulacjami ale też przed skutkami bierności i obojętności  (np. przed wyłączaniem instalacji PV w szczytach ich produkcji w obliczu koncentracji mocy w węzłach sieci i wzrostu napięcia z powodu braku inwestycji w infrastrukturę sieci niskiego napięcia i poprawy bilansowania (np. DSR/DSM). Jest tu też miejsce na zobowiązanie  OSD do wykonania oceny zdolności przesyłowych określających  możliwości przyłączania nowych odbiorców i źródeł  rozproszonych na poziomie  wszystkich stacji średniego napięcia (z uwzględnieniem np. okresów  maksymalnego obciążenia w szczytach letnich  i zimowych oraz jakości energii w miejscach dostarczania). Poza tym rozprowadzenie daje szansę na to, aby szarą sferę instrukcji ruchu sieci (tzw. IRIESD) do której nie ma dostępu  prosument przenieść w sferę prawa na którego stanowienie/zmiany  ma  jednak większy wpływ druga strona.

Ryzyko dla prosumentów i generacji rozproszonej podnosi też brak uwzględnienia generacji rozsianej i rozproszonej jako scenariusza w polityce energetycznej. Minister Tchórzewski przyznał, że „Mój prąd” (miliardowe, potrzebne ale uwaga: nieplanowane wsparcie) nie jest komponowanie do projektu Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku. Ale jak widać na powyższych schemacie (obszar w czerwonej obwolucie) jest wiele innych obszarów generacji prosumenckiej, które ogóle nie były brane pod uwagę w pracach nad politykę energetyczną, a będą odgrywać coraz większa rolę nie tylko w  realizacji celów OZE na 2030 rok ale i w energetyce. I nie dotyczy to tylko energii elektrycznej ale także niedocenianego ciepła i chłodu z OZE.  Takie scenariusze są, np. „Krajowy Plan Rozwoju Mikroinstalacji Odnawialnych Źródeł Energii do roku 2030” [link] wskazujący na olbrzymi niewykorzystany potencjał zmniejszania kotów energii, ale minister ds. energii takich „drobiazgów” (realny wg IEO potencjał 15 GW tylko prosumenckich PV w 2030 roku) nie widzi. Widzi za to najdroższe wielkoskalowe technologie, które "ogarnia".

Czy jest możliwe wiarygodne, odpowiedzialne i efektywne promowanie prosumentów i energetyki rozproszonej bez technologicznej mapy drogowej i subscenariusza w polityce energetycznej (i w KPIEK)? Oczywiście że nie. Ma to też kluczowe znacznie dla regulacji prosumenckich. Nowa dyrektywa o OZE (RED II) mówi np. że państwa członkowskie mogą stosować wobec prosumentów (niedyskryminacyjne i proporcjonalne) opłaty odnośnie wytworzonej energii elektrycznej z OZE w ich obiektach od 1.12. 2026 roku, ale tylko wtedy jeśli ogólny udział instalacji na własny użytek przekracza 8 % całkowitej zainstalowanej mocy elektrycznej w danym państwie członkowskim. Choćby dlatego potrzeby jest scenariusz i statystyka oraz wskazania co do polityki taryfowej w polityce energetycznej aby nie było zaskoczenia wzrostem kosztów na przełomie lat 2026/2027 i dalszego wzrostu ryzyka inwestycyjnego.

Nie są instrumentem wsparcia uproszczenia administracyjne, gdyż to się wszystkim, w tym prosumentom „po prostu należy” (jak mawia znajomy ekspert od zasad pomocy publicznej) i jest wymogiem ex ante przepisów unijnych. Faktycznym wsparciem dla prosumentów inwestujących w fotowoltaikę są instrumenty finansowe i podatkowe, które nie wynikają z nowelizacji ustawy o OZE: są to programy „Mój prąd” i znacząca ulga w podatku PIT (dla prosumentów indywidualnych – komórka 1A na schemacie) oraz gwarancja BGK  „Biznes MAX (dla prosumentów biznesowych, których w myśl dyrektywy unijnej można nazwać autoproducentami –komórka 3D na schemacie). Nie są to bynajmniej regulacyjne instrumenty wsparcia ministra ds. energii.  Jedynym instrumentem wsparcia dla fotowoltaiki w ustawie o OZE są aukcje, które także już na realizacje celów OZE nie wpłyną. Choć wytyczne UE zalecają aby ogłaszać aukcje z 3 letnim wyprzedzeniem  i choć to już III kwartał nikt nie wie czy w ogóle lub jakie będą w przyszłym roku lub 2021 i czy jeszcze kiedykolwiek będą.  

Choć minister ds. energii jako gospodarz ustawy o OZE dostał narzędzie do szerokiego wprowadzania OZE na rynek i aktywnego korzystania z prawa i funduszy UE. W praktyce korzysta z tego instrumentu w sposób, delikatnie mówiąc, niewystarczający, czasami wręcz ograniczając rozwój niż go wspierając. Dlatego tak trudno jest stwierdzić, czy instrument nazywany "instrumentem wsparcia" faktycznie służy rozwojowi OZE.

Słusznie Komisja Europejska w swoich uwagach do projektu Ministerstwa Energii  zintegrowanego krajowego planu w dziedzinie energii i klimatu w dniu 9 stycznia 2019r. zaleca aby [link] „(…) przedstawiony został wykaz wszystkich dotacji w dziedzinie energii, w tym w szczególności w zakresie paliw kopalnych, oraz podjętych działań, jak również planów stopniowego wycofywania tych dotacji” i jednocześnie domaga się, aby rząd zagwarantował „pełną realizację celu w zakresie energii z OZE na 2020 r. i zachowanie  go  jako  poziomu  bazowego  od 2021 r.” oraz  prosi o wyjaśnienie „w jaki sposób ten bazowy udział zostanie zrealizowany i utrzymany”. Ustawa o OZE, choć pod takim kątem była nowelizowana,  tego nie zagwarantowała.

Warto też zwrócić uwagę, że np. tolerowana fotowoltaika (tym bardziej intensywnie blokowana energetyka wiatrowa), w obliczu galopady kosztów energii (nieoczkowany instrument wsparcia?) coraz śmielej wchodzi na rynek bez systemu wsparcia (w oparciu o skokowy wzrost indeksów cenowych na TGE). Jednocześnie aktywność inwestorów jest hamowana np.  ręczną regulacją cen energii i niepewnością wynikającą z faktycznego braku szeroko zakrojonej polityki wobec OZE. Ustawa o OZE coraz słabiej wspiera, a reszta otoczenia regulacyjnego i polityki energetycznej coraz silniej blokuje. Dlatego tak trudno resortowi energii wykazać się realnymi sukcesami, ale jednocześnie tym bardziej trzeba docenić to co na polu fotowoltaiki i energetyki prosumenckiej udało się zrobić MPiT.

poniedziałek, lipca 29, 2019

Czy energetyka odnawialna może się efektywnie rozwijać w systemie nakazowo-rozdzielczym? – próba oceny efektów systemu aukcyjnego na przykładzie energetyki wiatrowej


System aukcyjny przewidziany na ponad 20 technologii OZE efektywnie zadziałał tylko w przypadku jednej z nich – farm fotowoltaicznych o mocy do 1 MW.  19-go lipca Sejm uchwalił kolejną nowelizację ustawy o OZE i (wreszcie) otworzył pole do ogłoszenia największej jak dotąd aukcji na projekty OZE. Ok. 3,4 GW projektów, w tym minimum 2,5 GW projektów wiatrowych  i 0,75 GW  fotowoltaicznych może się ubiegać o kontrakty w aukcji ‘2019. Najwyższy czas, choć i tak za późno na wypełnienie celu 2020, a ponadto choć system aukcyjny został dopracowany to zaawansowanych projektów OZE do realizacji w kolejnych latach brak…

Instytut Energetyki Odnawialnej dokonał analizy  bazy danych wszystkich projektów wiatrowych w Polsce i zajął się oceną  możliwości wypełnienia  zaplanowanego przez rząd koszyka aukcyjnego. Inwestorzy przed podjęciem decyzji o udziale w aukcji i wyznaczeniu ceny oferowanej muszą dokonać analizy projektów wiatrowych i słonecznych, które mogą licytować we wspólnym koszyku aukcyjnym i porównać z wielkością zamówienia rządowego.  To ciekawy problem z punktu taktyki biznesowej i po rozwiązanie odsyłam do analizy IEO [link], ale na tym tle warto zadać pytanie co dalej? Czy system aukcyjny stworzył w energetyce odnawialnej wystarczająco duży wolumen dobrej jakości projektów, nie tylko dla aukcji w  2019 roku i ostatniej desperackiej próby wypełnienia celu 2020? Czy portfolio  istniejących projektów (na różnych etapach rozwoju)  może  też stanowić  jeszcze bazę dla inwestycji OZE w kolejnych latach? 

System aukcyjny został zaproponowany  przez Komisję Europejską w projekcie wytycznych o pomocy publicznej dla OZE w 2013 roku [więcej o tej przedziwnej historii w artkule sprzed 5 lat] i niemal jednocześnie nieoczekiwanie trafił do ówczesnego projektu ustawy OZE z 2013 roku. Chwalony był za „rynkowość”, tak jak inne pozornie rynkowe rozwiązania (np. tzw. rynek mocy). Faktycznie aukcje, przynajmniej w polskiej wersji, to system centralnie sterowany, w którym o wszystkim decydują politycy. Sama możliwość zgłoszenia na zawołanie ceny poniżej maksymalnej określonej przez polityków to jeszcze nie rynek, tym bardziej, że nie wiadomo na jaki wolumen, na jaką technologię i kiedy aukcja zostanie ogłoszona, przez co nie ma projektów, a jak nie ma projektów, to nie ma też rynku. Ustawa OZE (200 stron) w części dot. systemu aukcyjnego (100 stron) stanowi modelowy przykład przesterowania i nadmiaru biurokratycznych procedur, z którymi z olbrzymim zaangażowaniem zmaga się regulator i organizatora aukcji - URE. Ustawa szczegółowo opisuje aukcje nie tylko na nowe projekty, ale i na stare (aukcje migracyjne) i modernizowane, które nie były i pewnie nie będą nigdy ogłoszone, ale stawia podstawowych wymagań autorom rozporządzeń i twórcom polityki energetycznej aby system aukcyjny w odpowiednim otoczeniu mógł zadziałać stymulująco na cały rynek..

W końcu (pomijając udane aukcje na fotowoltaikę, które jednak z uwagi na ograniczoną skalę nie przybliżyły Polski do realizacji celów OZE) w listopadzie ub. roku, z opóźnieniem 2-3 letnim, przeprowadzono pierwszą aukcję (zakontraktowano w  niej ok 1,1 GW projektów wiatrowych)  i zaplanowano aukcję na br. (w tym na 2,5GW nowych projektów wiatrowych). Zaczną one dostarczać energię dokładnie 10 lat od rozpoczęcia prac nad systemem aukcyjnym. W podobnym okresie znacznie więcej (6 GW) i przy zdecydowanie mniejszej biurokracji powstało w systemie zielonych certyfikatów. Wprowadzając system aukcyjny zapomniano o tym, że decyzje polityczne o wolumenach powinny mieć jakieś podstawy - być poprzedzone ciągłą pracą deweloperów.
Na jakiej podstawie politycy decydują o tym jaka technologia, w jakimi czasie i w jakim zakresie (udział, moce) ma się znaleźć na rynku? Nie można DOBREJ JAKOŚCI projektów wyciągać jak królika z kapelusza, kiedy tylko rząd sobie tego zażyczy - przygotowanie ich zajmuje sporo czasu i kosztuje. Politycy mogą skutecznie zatrzymać rozwój projektów (np. nie ogłaszając aukcji), ale system aukcyjny ich nie wyczaruje wtedy gdy ogłoszone zostaną aukcje z odpowiednią ceną referencyjną. Okazuje się, że olbrzymie koszty prac nad ustawą i nad systemem aukcyjnym wsparcia OZE skutecznie przyczyniły się do spadku udziałów energii  z OZE (aukcje miały służyć wypełnieniu celu  OZE w 2020 roku, co okazuje się niemożliwe), a po okresie wieloletniej radosnej twórczości polityków nie ma gotowych projektów na kolejne aukcje, czyli w efekcie  wykonano wiele dobrej ale dalej już nikomu niepotrzebnej roboty. A system aukcyjny bez projektów nie ma bowiem dalszej racji bytu.

Można to łatwo pokazać na przykładzie energetyki wiatrowej, która ma w polskich warunkach najdłuższą historię jeśli chodzi o korzystanie z systemów wsparcia. Na rysunku poniżej, wykorzystując najnowsza bazę danych IEO ( link), pokazano na przykładzie dwu kamieni milowych developmentu farm wiatrowych (warunków przyłączenia do sieci i umów przyłączeniowych), jak pracowali deweloperzy w latach 2010-2019.
Źródło: Baza danych „Projekty wiatrowe w Polsce ’2019”, oprac. własne autora

Widać, że koncepcji projektów przybywało i przechodziły one do bardziej zaawansowanych etapów, zanim rząd latem 2013 roku wpadł na pomysł systemu aukcyjnego, którego wprowadzenie nie było poprzedzone adekwatnymi analizami ekonomicznymi. Aby system zadziałał i aby była duża liczba projektów konkurujących w aukcji, deweloperzy nie powinni ani na chwilę przerywać prac, ale tak się nie stało. Kolejny rysunek pokazuje jak zareagowali inwestorzy na wieść o tym, że politycy będą ich wspierać. Przyrost mocy miał miejsce tylko do 2016 roku, kiedy można było realizować projekty w starym systemie (bez pomocy polityków). 
Źródło: Baza danych „Projekty wiatrowe w Polsce ’2019”, oprac. własne autora

Dane IEO pokazują, że polscy deweloperzy do etapu uzyskania warunków przyłączenia doprowadzili projekty o łącznej mocy 7,8 GW, a czego zrealizowano 6,4 GW. Pozostało jedynie 1,5 GW projektów, a nowe powstają w tempie zaledwie 100 MW/rok (z uwagi na ustawę odległościową z 2016 r., która  dotyczy ograniczeń lokalizacyjnych  dla nowych projektów, są to małe projekty rzędu 5-9 MW). Wiadomo, że poprawnie wprowadzany system aukcyjny zagranicą,  jeżeli gdzieś zadziałał (o czym dalej),  to właśnie w przypadku energetyki wiatrowej i słonecznej. Nie miało zatem żadnego sensu uruchamianie od 2016 roku  systemu aukcyjnego łącznie z ustawą zwaną "antywiatrakową".

Pomijając ustawę odległościową, nowe projekty bez jasnej perspektywy aukcji przynajmniej na minimum 3 lata do przodu - jak zaleca Komisja Europejska (w Polsce praktyce aukcje ogłaszane były na zaledwie 2-3 miesiące przed  terminem składania ofert) i tak by nie powstawały.
Wobec rosnącego ryzyka niespełnienia przez Polskę celów na energię OZE oraz niespotykanej w przeszłości galopady kosztów i cen wytwarzania energii politycy zmuszeni zostali do przeproszenia się z OZE, w tym z energetyką wiatrową. Aukcja z listopada 2018 roku wykazała bowiem, że farmy wiatrowe, które zaoferowały dostawę energii przez kolejne 15 lat w cenie poniżej 200 zł/MWh są w Polsce najtańszym źródłem energii (nie tylko z OZE-  gdzie ceny energii z nowych źródeł wodnych i biogazowych są  2-3 krotnie wyższe, ale także węglowych i jądrowych – też 2-krotnie droższych).  Energia z nowych farm wiatrowych jest najtańsza i aukcje są konkurencyjne tylko wtedy, gdy są na rynku rozwinięte projekty do realizacji (pełny cykl inwestycyjny to 3-5 lat), a tych wystarczało na aukcje ‘2018 i zabraknie na aukcje ‘2019, nie mówiąc nawet o ewentualnych kolejnych aukcjach.

To dlatego IEO rozważa ekonomiczne podstawy możliwości włączenia się dużych (10-50 MW) farm fotowoltaicznych  do konkurencji w koszyku aukcyjnym razem z farmami wiatrowymi. Takie możliwości są, ale dużych  projektów PV jest też za mało aby uzbierało się na ponad 3 GW nowych mocy. Niestety, poza istniejącymi projektami wiatrowymi i rozwijanymi konsekwentnie (nie tylko z uwagi na aukcje) projektami fotowoltaicznymi na palcach jednej ręki można policzyć przygotowywane większe projekty w każdej z innych technologii OZE (elektrownie wodne, biomasowe, biogazowe), a to oznacza, że nie będzie z czego budować nowych mocy.

Z danych zgromadzonych przez IEO wynika, że po aukcji ‘2019 nie będzie już ani jednego projektu wiatrowego na tyle realistycznego i efektywnego, aby stawić czoło nowym wyzwaniom na lata 2021-2030, w tym na zrealizowanie do 2020 roku 18% nowego celu na 2030 (32% OZE w UE i 25% w PL, -zgodnie z wymogiem Komisji Europejskiej jeśli chodzi o podział nowych celów i środków UE w nowej dyrektywę  OZE o rozporządzeniu o zarządzaniu Unią Energetyczną). Szkoda, bo ostatnie dane z eksploatacji dobrych projektów wiatrowych pokazują, że w warunkach polskich technologia przeznaczona na niskie prędkości wiatru działa. Współczynniki wykorzystania mocy na poziomie powyżej 3300 godzin  rocznie (nie do pomyślenia jeszcze kilka lat temu) okazują się osiągalne, nawet przy umiarkowanych warunkach wiatrowych.

To, że kolejne rządy w Polsce nie mogą sobie poradzić z wyzwaniami energetycznymi (rosnące ceny energii, brak pewności jej dostaw w szczytach zapotrzebowania i wątpliwa czystość ekologiczna), a  w szczególności jeśli chodzi o OZE, niestety widać.  Ale, aby nie krytykować jednostronnie i niesprawiedliwe, warto zwróć uwagę, że z pomysłem aukcji (bronią się przed tym Amerykanie, ale i rządy kanclerz Merkel i premiera Tuska je wsparły)  nie radzą sobie też Niemcy, które również mają problem z realizacją celów OZE (nie tak duże jak Polska, bo przynajmniej ceny energii i emisji tam spadają, ale nie ma pewności, że zrealizują swój 18% cel w 2020 roku).  W znacznej części problem wynika właśnie z decyzji o wejściu w system aukcyjny. Portal CLEW informuje, że moc  lądowych farm wiatrowych w latach 2014 i 2015 rosła corocznie o ok. 4 GW rocznie, ale po ogłoszeniu pomysłu z aukcjami  inwestorzy wiatrowi przyspieszyli realizację projektów, aby skorzystać ze starego systemu w 2016 r. (przybyło  9 GW), a po przejściu na aukcje w 2017 roku ekspansja mocy spadła do poniżej  1,5 GW rocznie, zagrażając realizacji krajowego celu OZE.

Przyznać też trzeba, że choć pragmatyczni Amerykanie odrzucili pomysł aukcji i pozostali przy swoim „tax credit” na technologie energetyczne, które popierają, to też trafili na problemy innego rodzaju. Aukcje nie są źródłem wszelkiego zła, za oceanem w energetykę wiatrową uderzono nie aukcjami, ale komunikowaną wprost niechęcią dbania o środowisko prezydenta Trumpa. Trump zapowiedział, że w 2020 roku wygaśnie tax credit (wcześniejsza decyzja Obamy) na energetykę wiatrową (24 USD/MWh). Tamtejsze ministerstwo ds. energii wykonało posłusznie i gorliwie zalecenie Pana Prezydenta i wycofało z prognozy energetycznej  jakikolwiek rozwój energetyki wiatrowej po 2020 (trzeba jednak podkreślić, że nie uwierzyło w księżycowe plany renesansu węgla i atomu), co obrazuje poniższy wykres zaczerpnięty z oficjalnej prognozy rządowej agencji EIA.
Okazuje się, że prezydentowi USA najbardziej udało się z węglowodorami – potrafi sprzedać niekonkurencyjny (np. w stosunku do cen w UE) gaz łupkowy nie tylko zagranicą, ale i w kraju  (kolor niebieski na wykresie), ale energetyki wiatrowej (kolor zielony) nie potrafi dyrektywnie zatrzymać.  Wybawieniem dla rynku energii w USA stał się brak systemu aukcyjnego. Wg AWEA w USA jest obecnie 40 GW zaawansowanych w realizacji projektów wiatrowych (nawet za prezydenta Obamy nie było takiego wzrostu). Tylko w pierwszym kwartale br. deweloperzy projektów wiatrowych ogłosili niemal 3 GW nowych umów PPA, czyli energetyka wiatrowa wchodząc na rynek wyzwoliła się z władzy polityków (dlatego że jest tańsza).

Każdy kraj ma zatem swoje problemy i Polska nie jest wyjątkiem. Chodzi jednak oto, że Niemcy i Amerykanie nie muszą, aż tak bardzo liczyć się z kosztami energii, a Polska musi - nie może pozwolić sobie na niekorzystanie z własnych zasobów najtańszej energii. Spadek cen energii z OZE, a w szczególności z farm wiatrowych wcale nie wynika z biurokratycznego systemu aukcyjnego, ale z rozwoju technologii (to temat na inny artykuł).

System aukcyjny pozwala tylko na wykorzystanie dorobku wielu deweloperów, którzy wcześniej wierzyli swoim politykom i bazowali na wierze w równe szanse na wolnym rynku. Po zerwaniu nisko wiszących owoców, zarówno system aukcyjny jak i politycy są bezradni dlatego, że nikt im nie wierzy. Skoro politycy są niewiarygodni, to niech „będąc pod ścianą” więcej płacą - mogą powiedzieć inwestorzy, ale to oznacza także wyższe ceny energii dla Polaków i utratę konkurencyjności całej polskiej energetyki. Rząd zawsze może (powinien mieć takie prawo) dopłacać do węgla (z Rosji) , atomu (z kilku krajów) i gazu z Ameryki. Ale warto też pomyśleć aby stworzyć także sensowny rynkowy (nie dotacje uzależniające nas od UE) mechanizm wsparcia OZE, zdecydowanie inny niż aukcje. 

Ministerstwo Energii zakreślając w projektach PEP’2040 i KPEiK’2030 plany rozwoju OZE, energetyki jądrowej i węgla nie napisało jakimi metodami i za jakie kwoty z kieszeni podatników i konsumentów energii chce realizować swoje zamierzenia  i do jakich cen energii dąży oraz jak i w jakim zakresie w te dążenia wpisuje się` system aukcyjny czy jakikolwiek inny system wsparcia transformacji energetycznej. Nie tylko kształt ale i potrzeba systemu aukcyjnego w Polsce wymagają poważnej refleksji. Mają z nim problemy znacznie lepiej analitycznie przygotowane administracje w innych krajach (potwierdza to nowy raport Uniwersytetu w Oksfordzie). W sytuacji chaosu w energetyce, gdy OZE stają się najtańszymi źródłami energii, łagodniejsze i spokojniejsze formy wsparcia OZE takie jak gwarancje bankowe i ulgi podatkowe przyniosą lepsze efekty.