RAPORT 2030 Wpływ proponowanych regulacji unijnych w zakresie wprowadzenia europejskiej strategii rozwoju energetyki wolnej od emisji CO2 na bezpieczeństwo energetyczne Polski, a w szczególności możliwości odbudowy mocy wytwórczych wykorzystujących paliwa kopalne oraz poziom cen energii elektrycznej CZĘŚĆ 1 Załącznik 1 Charakterystyka systemów kolorowych certyfikatów stymulujących rozwój OZE i kogeneracji Wersja z dn. 19.06.2008 Pracę wykonała firma Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. na podstawie umowy z Polskim Komitetem Energii Elektrycznej z dn. 7 października 2007 Warszawa, czerwiec 2008
Lp. Element/ cecha systemu Systemy świadectw pochodzenia (certyfikaty) Zielone (OZE) Czerwone i żółte - Kogeneracja a) Od 1997 r., tj. od wejścia w życie a) Od 2004 wprowadzono minimalny ustawy Prawo energetyczne (PE) obowiązek udziału ilościowego Data wdrożenia: b) Od roku 2005, ale jednolity system zakupu elektryczności z kogeneracji 1. a) po raz pierwszy w całym roku od 2006 b) Od 1 lipca 2007 c) aktualny system c) Przez 10 kolejnych lat tj. do 31.12. c) Do 31 marca 2013 zgodnie z art. 13 d) okres ważności 2014r. ustawy z dnia 12 stycznia 2007 o (zgodnie z art. 9a, ust.9 pkt 5 i 3 zmianie ustawy PE, POŚ i ustawy o Rozp. z dn. 19.12.2005) systemie zgodności 2. Okres rozliczeń Rok kalendarzowy Rok kalendarzowy Podstawy prawne Dyrektywa 2001/77/WE, z 27 września Dyrektywa 2004/8/WE z 11 lutego 2004 (kluczowe): 2001 3. - unijne 4. - krajowe Cel bezpośredni ustanowienia systemu (cele pośrednie) Ustawa PE oraz rozporządzenie MG z dnia 19 grudnia 2005 (Dz.U. nr 261, poz.2187) Wdrożenie przepisów prawa unijnego, określających cele wskaźnikowe dla Polski oraz wdrożenie uchwały Sejmu RP dotyczącej: Strategii rozwoju OZE, sierpień-2001) (ochrona środowiska, rozwój lokalnych rynków energii) Ustawa PE oraz rozporządzenie MG z dnia 26 września 2007 (Dz.U. nr 185, poz. 1314) Wdrożenie dyrektywy 2004/8/WE w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe Wsparcie dla mikrokogeneracji oraz EC gazowych. (ochrona środowiska, oszczędność zasobów paliw kopalnych) Uwagi Przepisy PE początkowo tworzyły zachęty, bez obowiązków. Następnie wdrożono rozwiązania o charakterze mieszanym: obligatoryjno- rynkowym (opisane w tablicy). Kogeneracja od roku 2008 jednolity system Obowiązują przepisy ustawy Prawo energetyczne wg stanu prawnego na dzień 4 sierpnia 2007r. (publikacja URE; uwzględnia zmiany wprowadzone ustawą o KDT z 29 czerwca 2007) Regulacje unijne przyczyniają się głównie do większego stopnia kompletności w projektowaniu systemów wsparcia, tj. określają cel, zbiór dozwolonych metod, wymagania nadzoru i ścisłych rozliczeń. To radykalnie zwiększa skuteczność przepisów polskich. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 1
5. Główne zagrożenie dla systemu a) dotyczące osiągnięcia celów b) ogólne zagrożenia funkcjonalne a) Ograniczoność zasobów biomasy wraz z zakłóceniem równowagi ekosystemów; brak harmonizacji działania energetyki wiatrowej i odpowiednich zabezpieczeń sieciowych, w tym rezerwacji mocy (gazowe) b) Niestabilność przepisów prawa, brak mechanizmów adaptacji do wzrostu; Silny wzrost kosztów elektryczności dla odbiorców końcowych a) Większa atrakcyjność sprzedaży uprawnienia do emisji CO2 w stosunku do kar za brak certyfikatów czerwonych (przyhamowanie rozwoju wysokosprawnej kogeneracji na rzecz produkcji rozdzielonej) b) Niestabilność przepisów prawa, brak mechanizmów adaptacji do wzrostu cen uprawnień CO2. Silny wzrost na koszty elektryczności dla odbiorców końcowych a) Wymaga obiektywnych analiz opłacalności sytuacji granicznych b) Wymaga ścisłego monitoringu na zmian stabilizujących w prawie energetycznym- szczególnie zachęt do stopniowego wzrostu udziałów produkcji o wysokosprawnej kogeneracji. 6. Podstawowa zasada działania Rozdzielenie strumienia przychodów na: przychody ze sprzedaży energii (obrót energią czarną + instrumenty pochodne terminowe kontrakty na giełdzie energii ) przychody ze sprzedaży praw majątkowych- certyfikaty Jest to obrót regulowany ściśle przepisami prawa. Posiadacze certyfikatów (wytwórcy z OZE oraz kogeneracji wysokosprawnej) podlegają koncesjonowaniu. Funkcjonowanie systemu OZE podlega bezpośredniemu nadzorowi prezesa URE, zaś w systemie kogeneracji niezbędny jest udział strony trzeciej akredytowanej jednostki certyfikującej (wykaz prowadzi PCA- Polskie Centrum Akredytacji, zgodnie z art. 9l ust.16 PE) Obrót rynkowy certyfikatami pomiędzy producentami a podmiotami zobowiązanymi do ich umorzenia. Istnieje ryzyko, że w sytuacji nadmiaru certyfikatów określonego rodzaju jego cena gwałtownie spadnie. Brak mechanizmu elastycznych zabezpieczeń poza regulacją administracyjną zwiększa ryzyko posiadaczy uprawnień, na korzyść podmiotów zobowiązanych 7. Podmioty zobowiązane do rozliczania certyfikatów Zgodnie z art. 9a ust. 1 podmiotami zobowiązanymi są przedsiębiorstwa wytwórcze i/lub obrotu, sprzedające energię do odbiorców końcowych OSP i/lub OSD (art. 9c ust. 6) pierwszeństwo w świadczeniu usługi przesyłania oraz sprzedawca z urzędu (art. 9a ust.6) zakup elektryczności w ilości Zgodnie z art. 9a ust. 8 podmiotami zobowiązanymi są przedsiębiorstwa wytwórcze i/lub obrotu, sprzedające energię do odbiorców końcowych OSP i/lub OSD (art. 9c ust. 6 i 7) pierwszeństwo w świadczeniu usługi przesyłania i odbioru oraz sprzedawca z urzędu zakup elektryczności w ilości Odbiorcy przyłączeni do sieci na terytorium Polski 8. Podmioty zobowiązane do odbioru elektryczności i/lub ciepła do sieci oraz Ograniczeniem jest zachowanie niezawodności i bezpieczeństwa krajowego systemu elektroenergetycznego. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 2
obrotu wynikającej z obowiązku ilościowego (jak poniżej) Na mocy art. 9a ust. 7 przedsiębiorstwo obrotu ciepłem musi zakupić ciepło w ilości nieprzekraczającej zapotrzebowania odbiorców.- ale pod warunkiem, że łączna cena sprzedawanego ciepła nie wzrośnie ponad wskaźnik inflacji z roku poprzedzającego. wynikającej z obowiązku ilościowego (jak poniżej) Brak preferencji do zakupu ciepła, co odpowiada sytuacji rynkowej i istocie podejścia: EC to fabryka ciepła, którą obciążają wszystkie koszty funkcjonowania. Koszty te ulegają pomniejszeniu o przychody ze sprzedaży elektryczności oraz przychody ze sprzedaży certyfikatów (premia za wysokosprawną kogenerację) Suma energii elektrycznej z kogeneracji = liczba umorzonych certyfikatów + elektryczność pokryta opłatą zastępczą całkowitej, rocznej sprzedaży elektryczności określonej w 9 Rozp. z dnia 26 września 2007: a) żółte certyfikaty = < 1MW i gazowe Rok 2008-2,7%; 2009-2,9%; 2010 3,1%; 2011 3,3%; 2012-3,5% b) czerwone certyfikaty (inne niż w a ): Rok 2008-19,0%; 2009-20,6%; 2010 21,3% 2011 22,2%; 2012-23,2% Tylko wysokosprawna kogeneracja, zdefiniowana w art.3 pkt 38 PE, zaś doprecyzowana w rozporządzeniu kogeneracyjnym MG z września 2007 r. Wyróżnia się, na mocy art.9l ust.1 jednostki kogeneracji: (1) o mocy < 1MWe lub opalane paliwami gazowymi (dostają certyfikaty żółte) 9. Podmioty zobowiązane do zakupu ciepła UWAGA: obowiązkowy zakup ciepła z OZE reguluje 14 ust.3 rozporządzenia z 19 grudnia 2005, z którego wynika, że graniczną ceną zakupu jest kosztu uzasadnionego z roku T-1; oznacza to, że im wyższy udział ciepła z OZE tym niższe muszą być jego ceny aby przedsiębiorstwo zobowiązane musiało zakupić ciepło z OZE. 10. Kryterium obliczania zgodności Suma energii elektrycznej z OZE = liczba umorzonych certyfikatów + elektryczność pokryta opłatą zastępczą całkowitej, rocznej sprzedaży elektryczności; określonej w 3 Rozp. z dnia 19 grudnia 2005 (ze zmianami) Rok 2005-3,1%; 2006-3,6%; 2007 5,1% 2008 7,0%; 2009-8,7%; 2010-2014 10,4% Dla OZE wymaganie określono na 10 lat tj. do końca roku 2014. czy i jak dalej będzie obowiązek kształtowany obecnie nie wiadomo, gdyż negocjacje z Komisją w sprawie OZE trwają. Dla wysokosprawnej kogeneracji wyróżnia się certyfikaty żółte gazowe i dla mocy <1MWe; oraz czerwone dla pozostałych) 11. Kryterium przyznawania świadectw pochodzenia (certyfikatów) Tylko elektryczność i/lub ciepło wytwarzane w odnawialnym źródle energii (OZE) zgodnie z definicją w art. 3 pkt 20 PE- doprecyzowaną w rozporządzeniu OZE MG z grudnia 2005 (ze zmianami). Jedynym kryterium jest przynależność do odnawialnych źródeł i posiadanie koncesji z mocy art. 32 ust.1 pkt 1 W przypadku certyfikatów kogeneracyjnych (czerwone i żółte) zasadnicze znaczenie mają: (1) wielkość źródła ( mniejsze niż 1 MWe ) oraz PES > 0% (2) spalane paliwo (gaz ziemny czy inne) oraz PES > 10% (3) wskaźnik PES oszczędność energii pierwotnej w kogeneracji Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 3
(2) Inne niż w pkt 1 (tj. => 1MWe i opalane innymi paliwami niż paliwa gazowe (dostają certyfikaty czerwone) (4) kryterium sprawności progowej (η 1 80% lub η 2 75% dla określonych technologii w rozporządzeniu kogeneracyjnym 12. Sposób stanowienia ceny za sprzedaż certyfikatów Podstawą stanowienia ceny są transakcje rynkowe certyfikatami, dokonywane za pośrednictwem rejestru, prowadzonego obecnie przez Towarową Giełdę Energii (TGE). Cena graniczna wynika z opłat zastępczych Ceny w obrocie certyfikatami zależą od transakcji rynkowych (obrót pierwotny, wtórny), rejestrowanych przez TGE. Cena graniczna wynika z formuły tworzenia opłaty zastępczej, której jednostkowej wartości wyznacza prezes URE- na mocy przepisów art. 9a ust. 8b i 8c. wartości te podmiot zobowiązany stosuje zgodnie z formułą art. 9a ust.8a, w związku z ust.8. (por. wiersz nr 19 poniżej w tablicy) Każda jednostka energii podmiotu zobowiązanego jest równo obciążana dodatkowym kosztem zakupu certyfikatów: zielonych, czerwonych, czy żółtych. 13. Kryteria wypełnienie obowiązku Przestawienie do umorzenia prezesowi URE do 31 marca roku następnego wymaganej ilości certyfikatów do umorzenia oraz dowodów uiszczenia opłat zastępczych odpowiadających liczbie certyfikatów brakujących do wypełnienia obowiązku. Wypełnienie obowiązku uznaje się za spełnione, gdy sprzedawca z urzędu zakupił całą oferowaną mu ilość elektryczności wytworzonej w OZE, przyłączonych do sieci, w której działa ten sprzedawca z urzędu lub też gdy podmiot zobowiązany rozliczył się z żółtych i/lub czerwonych certyfikatów przed prezesem URE, składając plik dokumentów, w tym opinię jednostki akredytowanej o prawidłowości danych w sprawozdaniu Podmiot zobowiązany wytwórca i/lub firma obrotu (sprzedający energię do końcowego odbiorcy); Prezes URE, TGE- prowadząca rejestr praw majątkowych; OSP/ OSD (operatorzy systemów) kontrola pomiarów i potwierdzanie danych na wniosku, kierowanie wniosku do URE w imieniu podmiotu zobowiązanego; Jednostki akredytowane nie występuje w przypadku OZE NFOSiGW - prowadzi konta środków z opłat zastępczych i kar. Obowiązek rozliczenia wykonują również EC objęte KDT, z tym że wydane im certyfikaty są automatycznie umarzane. Po przystąpieniu przez wytwórców do ustawy rozwiązującej KDT będą oni mogli korzystać z mechanizmu wsparcia na równych prawach. 14. Uczestnicy systemu W przypadku certyfikatów zielonych większość procesów realizowana jest przez prezesa URE. Wprowadzenie jednostki akredytowanej w procesach uwiarygodniania danych i wyników jest niezbędne ze względu na znaczny stopień skomplikowania przeliczeń i różnorodnych korekt, co prezentują załączniki do rozporządzenia kogeneracyjnego MG z września 2007r. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 4
15. Mechanizmy działania systemu (obrotu uprawnień) Główny mechanizm systemu polega na łącznym zastosowaniu: (1) prawnego wymuszenia obowiązku na podmiotach zobowiązanych, sprzedających energię do odbiorców końcowych (2) premii dla wytwórców za posiadane certyfikaty (3) obowiązku odbioru energii certyfikowanej przez OSP/OSD i/lub dostawcę z urzędu (4) opłat zastępczych odpowiednio wysokich, stanowiących górną barierę dla wzrostu cen certyfikatów (5) zastosowaniu systemu kar zachęcających do podejmowania wysiłków na rzecz wypełnienia obowiązków (6) rozliczanie praw majątkowych (certyfikatów) w procedurze umarzania i rozliczania wypełnienia obowiązku do dnia 31 marca roku następnego. W każdym systemie wyróżnić można od strony funkcjonalnej kilka głównych procesów: a) wydawanie certyfikatów, b) kontrola i weryfikacja danych przez trzecią stronę, c) rejestrowanie i korygowanie rozliczeń w rejestrze, d) umarzanie certyfikatów, e) rozliczanie finansowe (kary). Mechanizm promocji rozwoju produkcji w OZE oraz w wysokosprawnej kogeneracji jest już złożony i coraz bardziej kosztowny dla przedsiębiorców zobowiązanych do dokonywania rozliczeń. Działania usprawniające są konieczne i powinny zapewnić z jednej strony stabilność rozwiązań, a z drugiej eliminowanie ryzyka źle dobranych ram administracyjnych (udziały, opłaty zastępcze, inne) 16. Jednostkowa opłata zastępcza/ mechanizm indeksacji Jest wyznaczana zgodnie z art. 9a ust. 2 PE. Zgodnie z art. 9a ust.3 opłata podlega corocznej waloryzacji wskaźnikiem inflacji (indeks wzrostu cen towarów i usług konsumpcyjnych z roku poprzedniego, publikowany przez GUS). Prezes URE do 31 marca ogłasza nową stawkę opłaty zastępczej. Opłaty zastępcze stanowią dochód NFOŚiGW - na wyodrębnionym rachunku Jest wyznaczana zgodnie z formułą art.9a ust.8a, z uwzględnieniem sumy iloczynów stawek opłat zastępczych dla czerwonych i żółtych certyfikatów razem. Jednostkowe opłaty zastępcze na następny rok rozliczeniowy wyznacza i publikuje do 31 maja prezes URE w stanowisku. Kryteria przy wyznaczaniu stawek opłat określa art.9a ust.8b, zaś uszczegóławia rozporządzenia kogeneracyjne z września 2007. W roku 2007 prezes URE opublikował z datą 31 maja 2007 r jednostkowe stawki opłat zastępczych do zastosowania w formule określonej w przepisie art. 9a ust.8a ustawy PE, jako: Ozg = 117 zł/mwh certyfikat żółty Ozk= 17,96 zł/mwh certyfikat czerwony (dane ze strony internetowej URE). Stawki te zostaną zastosowane w rozliczeniach opłaty zastępczej z kogeneracji za rok 2008. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 5
17. Formuły cenowe do wyliczenia opłaty zastępczej ( Oz oraz Ozs) Oz= Ozj * (Eo- Eu); gdzie: Ozj = 240 zł/mwh- stawka opłaty zastępczej; (Eo- Eu)- różnica wskazująca na niedobór uprawnień, które należy wykupić w postaci opłaty zastępczej Ozs= Ozg* Eog + Ozk* Eok gdzie: Ozg, Ozk- stawki opłat zastępczych określa prezes URE zakres zmian Ozg = < 15-110%> zakres zmian Ozk = <15-40%>; Eog, Eok różnice pomiędzy obowiązkiem a umorzonymi certyfikatami obu rodzajów Wartość ceny elektryczności na rynku konkurencyjnym określa prezes URE, zgodnie z art. 9a, ust.8b, na mocy upoważnienia art. 23 ust.2, pkt 18). Cena ta stanowi bazę do wyznaczenia stawek opłat zastępczych jak w wierszu powyżej. Zakresy zmian stawek opłat zastępczych są bardzo duże, co wskazuje na znaczące ryzyka regulacyjne dla inwestorów Podstawą są rzeczywiste nakłady na przyłączenie; art. 7 ust.8 pkt 3 PE 18. Ulga za przyłączenie do sieci Zwolnienie pełne z opłaty do mocy 5 MWe Zwolnienie w 50% dla mocy: nie większej od 5 MWel- do 31.12.2011r; mniejszej od 1MWel - bezterminowo Zgodnie z art. 56 ust.2a pkt 3) kara za brak wypełnienia obowiązku kogeneracyjnego: Ks= 1,3 * (Ozk Ozzk); gdzie: wyrażenie w nawiasie wyrównanie z tytułu wniesionej za niskiej opłaty zastępczej 19. Kary wobec podmiotów zobowiązanych (art. 56 ust.1 pkt 1a PE) Zgodnie z art. 56 ust. 2a pkt1 określa się minimalną karę podmiotu zobowiązanego ze wzoru: Ko = 1,3 * (Oz- Ozz); gdzie: wyrażenie w nawiasie wyrównanie z tytułu wniesionej za niskiej opłaty zastępczej Kara dla dostawcy z urzędu: Koz = Cc * (Eoo Ezo); gdzie: Cc cena elektryczności na rynku konkurencyjnym; wyrażenie w nawiasie niezakupiona, a oferowana przez wytwórcę energia z OZE Całkowite zwolnienie z akcyzy elektryczności z OZE Kara zasila fundusz wysokosprawnej kogeneracji. 20. Ulgi podatkowe Zwolnienie z akcyzy elektryczności wytworzonej w przemianie i zużytej do potrzeb przemiany, z wyłączeniem zużytej do innych celów Wymaga zweryfikowania zakres obowiązywania zwolnienia szczególnie w zakresie przemian kogeneracji wysokosprawnej oraz przemiany kogeneracyjnej zwykłej. Badania Systemowe EnergSys Sp. z o.o. 6