PSEW proponuje wprowadzenie taryfy feed-in premium

{więcej}Zdaniem Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej, system aukcyjny powinien być oparty na taryfie feed in premium, gdzie wielkość wsparcia byłaby określona jako różnica pomiędzy taryfą feed in a ceną energii elektrycznej na rynku hurtowym (np. średnia cena dnia). Według PSEW, takie rozwiązanie promowałoby rozwój rynku energii, gdyż nowe projekty nie byłyby wypychane z tego rynku, tak jak – zdaniem branży wiatrowej – zakładają to zapisy proponowanej ustawy.  

Poniżej prezentujemy stanowisko PSEW wobec projektu ustawy o odnawialnych źródłach energii opublikowanego w dniu 13 listopada 2013 roku

Wprowadzenie

REKLAMA

Ogłoszony w dniu 13 listopada 2013 roku projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii (dalej: projekt ustawy OZE) stanowi postęp w stosunku do jego założeń ogłoszonych w dniu 17 września 2013 roku. Szczególnie w zakresie regulacji odnoszących się do istniejących projektów, dla których wprowadzono zapisy, które mogą zapewnić poszanowanie praw nabytych, choć wiele w tym aspekcie zależy od rozwiązań szczegółowych, które wciąż nie są odpowiednio uregulowane w projekcie ustawy. Niestety, nadal brak jest wystarczającej ochrony interesów w toku, dotyczących projektów będących na zaawansowanym etapie przygotowania do budowy, bądź będących w trakcie budowy. Zapisy dotyczące okresu przejściowego są dalece niewystarczające – nie tylko zresztą z punktu widzenia ochrony praw inwestorów, ale także dla tego, iż ich wprowadzenie grozi tym, że przez kilka lat nie będą budowane żadne projekty odnawialne, gdyż nie można ocenić w jakim systemie wsparcia będą funkcjonować po zakończeniu ich budowy – w obecnym, czy nowym. Proponowane zapisy ustawy tworzą bowiem lukę pomiędzy projektami kończonymi w dotychczasowym systemie wsparcia, a efektami inwestycji zrealizowanych w systemie stałych taryf.

Najwięcej uwag dotyczy aukcji dla nowych projektów, z których wiele  bezpośrednio dyskryminuje sektor wiatrowy, w tym szczególnie niezależnych producentów energii (ang. IPP), których działalność zapewniła ponad 80% inwestycji w nowe moce wytwórcze w OZE, w Polsce.

Nasze stanowisko wobec projektu ustawy OZE opiera się na czterech głównych filarach:
· ocenie rzeczywistego poszanowania praw nabytych i słusznych interesów w toku;
· ocenie na ile poszczególne zapisy nie stanowią dyskryminacji niezależnych inwestorów w sektorze energetyki (ang. IPP);
· ocenie na ile nowa ustawa nie jest dyskryminująca wobec odnawialnych źródeł energii tworzących trwałe moce wytwórcze, takich jak energetyka wiatrowa;
· ocenie na ile poszczególne zapisy grożą powstawaniem monopoli na rynku energii.

Podstawowe założenia

W swoim stanowisku z dnia 18 października 2013 roku, PSEW określił dwa podstawowe założenia, na jakich powinien opierać się nowy system wsparcia:
– ochrona praw nabytych dla istniejących OZE,
– ochrona słusznych interesów w toku dotyczących OZE w fazie przygotowania do budowy, które zostaną ukończone w Okresie Przejściowym.

Ten pierwszy postulat został częściowo zrealizowany poprzez pozostawienie systemu zielonych certyfikatów do końca 2035 roku, niemniej jednak stopień poszanowania praw nabytych jest absolutnie niewystarczający, ze względu na zaproponowaną zmianę polegającą na „zamrożeniu” waloryzacji opłaty zastępczej wskaźnikiem inflacji, wbrew obecnie obowiązującym zasadom i zasadom, jakie obowiązywały w chwili podejmowania przez inwestorów decyzji inwestycyjnych, na podstawie, których powstały funkcjonujące dziś obiekty. Ponadto, należy zwrócić uwagę, że dalszy stan sytemu świadectw pochodzenia zależeć będzie od sposobu wykonywania zadań związanych z zarządzaniem tym systemem przez administrację państwową, a w tym zakresie treść poszczególnych zapisów proponowanej ustawy tworzy nowe wątpliwości i ryzyko.

Drugi postulat nie został natomiast zrealizowany, gdyż określenie, że Okresem Przejściowym jest termin notyfikacji systemu wsparcia przez UE (+1 miesiąc) jest obciążone zbyt dużym stopniem ryzyka i nie daje wystarczającej ochrony interesom w toku. Takie określenie tego okresu może skutkować nie tylko tym, że rozpoczęte dziś inwestycje, w przypadku ich przedłużenia, nawet z przyczyn niezależnych od inwestora, będą musiały ubiegać się o wsparcie w aukcjach, ale i nie zostaną podjęte żadne inwestycje, nawet te gotowe do budowy, gdyż brak jest możliwości oszacowania ryzyka zakończenia ich w terminie działania obecnego sytemu, a możliwość uzyskania wsparcia w nowym systemie jest uzależniona od wyniku aukcji, co uniemożliwi podjęcie racjonalnych decyzji inwestycyjnych.

PSEW zgłosił też postulat, by nowy system w maksymalny sposób opierał się na prostych zasadach i ograniczaniu uznaniowości tak, by tylko w minimalnym i uzasadnionym zakresie ingerować w zasadę równości wsparcia dla wszystkich technologii OZE. Niestety, proponowane zasady przeprowadzania aukcji w sposób jawny i bezpośredni dyskryminują zarówno sektor niezależnych wytwórców energii, jak i technologię wiatrową i w związku z tym powinny być z tekstu ustawy usunięte.

System wsparcia zaprezentowany przez Ministerstwo Gospodarki w propozycji projektu ustawy OZE opierać się będzie w zbyt dużym stopniu na uznaniowych działaniach administracji państwowej, kosztem zaprojektowania zobiektywizowanych kryteriów i zasad. Tworzy to kolejne obszary ryzyka takiej nieprzewidywalności systemu, 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 i minimalizacji kosztów systemu wsparcia.

Ze względu na znaczące zmiany systemu wsparcia zaproponowane w projekcie ustawy o OZE, istotne jest, aby pracom nad projektem ustawy towarzyszyły projekty rozporządzeń. Wtedy jedynie będzie możliwe dokonanie pełnej analizy wpływu nowej regulacji na rynek OZE.

Naprawa istniejącego systemu Zielonych Certyfikatów

REKLAMA

Zdaniem PSEW wyłączenie indeksacji opłaty zastępczej (Art. 57) dla projektów pozostających w systemie świadectw pochodzenia stanowi nieuzasadnione pozbawienie tych projektów praw nabytych z następujących powodów:

– podstawą podejmowania decyzji inwestycyjnych było indeksowanie opłaty zastępczej, a tym samym odzwierciedlenie części wpływu inflacji w szacunkach przychodów;
– dla projektów wiatrowych nie ma możliwości dokonania optymalizacji kosztowej, gdyż wszystkie parametry efektywnościowe i w znacznej mierze kosztowe zdefiniowane są w momencie podejmowania inwestycji (wpływ braku indeksacji był przedmiotem opracowania „Analiza wpływu proponowanych zmian w systemie wsparcia na energetykę wiatrową w Polsce” (PwC, październik 2012);
– zmienność cen na rynku świadectw pochodzenia stanowi czynnik ryzyka, który był brany pod uwagę przez inwestorów, niemniej jednak brak indeksacji powoduje, że przy tej samej zmienności, wahania cen zielonych certyfikatów odbywać się będą w przedziale którego górny limit będzie miał realnie coraz mniejszą wartość. Jednocześnie należy podkreślić, iż indeksacja wartości opłaty zastępczej nie oznacza nadwsparcia, właśnie ze względu na wahania cen certyfikatów oraz ryzyko wahań energii elektrycznej. 
 
Proponowane rozwiązania w postaci ograniczenia współspalania i wyłączenia z systemu wsparcia zamortyzowanych hydroelektrowni są właściwym kierunkiem przywracania równowagi na rynku zielonych certyfikatów, niemniej jednak zapis w projekcie ustawy OZE, że nie dotyczy to „współspalania dedykowanego” budzi zasadniczy sprzeciw, gdyż definicja tej technologii, w tym minimalny poziom 20% udziału biomasy, nie uzasadnia w żadnym stopniu zwiększonego stopnia wsparcia dla tej technologii, a szczególnie w horyzoncie 15 lat.  Dla technologii współspalania wystarczające jest wsparcie 15-letnie z ograniczeniem współczynnika 0,5. Co więcej, ograniczenie, bez wyjątków, poziomu współspalania do średniego poziomu lat 2011- 2012 pozwoli na bardziej precyzyjne określenie kwot obowiązku. Natomiast żadna instalacja spalania wielopaliwowego, z uwagi na to, iż nie kreuje nowych i trwałych mocy wytwórczych w OZE nie powinna mieć możliwości uzyskiwania wsparcia w postaci taryf stałych, czyli udziału w aukcjach.
 
Zdaniem PSEW nie ma żadnego uzasadnienia dla wprowadzenia zasady, że przy sprzedaży energii elektrycznej po cenie wyższej niż 105% tzw. ceny URE, projekt pozbawiany będzie prawa do otrzymywania świadectw pochodzenia (Art. 41.1 pkt 5 projektu ustawy OZE). Po pierwsze, w sytuacji zmienności na rynku świadectw pochodzenia, nie ma uzasadnienia dla ograniczania przychodów z tytułu sprzedaży energii (zob. „Analiza wpływu proponowanych zmian w systemie wsparcia na energetykę wiatrową w Polsce”, PwC, październik 2012). Cena URE odzwierciedla ceny z roku poprzedniego, a zatem odnoszenie tej wielkości do cen bieżących na rynku nie ma żadnego uzasadnienia. Poza tym, to ograniczenie dyskryminuje wytwórców sektora niezależnych wytwórców (IPP), którzy nie mają w swoich strukturach spółek obrotu, a tym samym są pozbawieni możliwości optymalizowania zwrotu z inwestycji w projekty OZE na poziomie całej grupy, co jest charakterystyczne dla pionowo zintegrowanych grup energetycznych. W rozumieniu PSEW intencją Ministerstwa Gospodarki mogło być ograniczenie możliwości zmiany sposobu sprzedaży energii z rynkowego na tzw. sprzedaż po cenie URE. W tym zakresie PSEW proponuje, by wprowadzić ograniczenie polegające na tym, że prawo skorzystania ze sprzedaży po tzw. ceny URE przysługuje tylko w sytuacji, gdy taka chęć zostanie zgłoszona do końca kwietnia danego roku na okres do końca marca roku następnego (bez prawa zmiany tej decyzji w trakcie roku).
 
PSEW podtrzymuje swoje stanowisko, by 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. Wydaje się to trafniejszym rozwiązaniem niż zaproponowana w ustawie propozycja, gdzie zakaz ten ma zastosowanie dopiero wtedy, gdy cena świadectw pochodzenia spada poniżej 75% opłaty zastępczej. Doświadczenie rynku skandynawskiego pokazuje bowiem, że wprowadzenie tej zasady przyczyniło się do dynamicznego rozwoju transakcji terminowych. Gdyby jednakże Ministerstwo Gospodarki zdecydowało się na utrzymanie w niezmienionym kształcie proponowanego zakazu, to należy doprecyzować odpowiednie zapisy, tak by ten zakaz obowiązywał dla danego roku kalendarzowego w sytuacji, gdy średnia cena świadectw w transakcjach sesyjnych spadnie dla kolejnych 30 dni poniżej 75% wartości opłaty zastępczej. 
 
PSEW pozytywnie ocenia wprowadzenie możliwości zawieszenia obliga giełdowego dla inwestycji finansowanych z kredytu, dla którego zabezpieczeniem są umowy długoterminowe. Niemniej jednak w miejsce decyzji Prezesa URE, to zwolnienie powinno następować na dany rok poprzez zgłoszenie istnienia takiej umowy długoterminowej do rejestru wraz z oświadczeniem, że ta umowa długoterminowa stanowi zabezpieczenie finansowania bankowego. Rozwiązaniem właściwym byłoby wprowadzenie rejestru takich umów, prowadzonego przez Towarową Giełdę Energii, i zobligowanie przedsiębiorców do corocznego zgłaszania do takiego rejestru zawartych umów, wraz z ich kluczowymi parametrami, w postaci oświadczenia, którego wzór wprowadzony byłby stosownym rozporządzeniem. Nie można zaakceptować propozycji by uznanie takiej umowy długoterminowej za warunek wyłączenia z obliga giełdowego, było decyzją dyskrecjonalną, zależną od przesłanek niezależnych od projektu i sposobu jego finansowania. 
 
PSEW pragnie zwrócić uwagę, iż rezygnacja z publikowania kwoty obowiązku w dłuższej perspektywie i pozostawienie tego obowiązku, jako coroczne publikowanie wielkości kwoty przez Ministerstwo Gospodarki na rok następny powoduje taki stopień niepewności, że uniemożliwi on rozwój rynków terminowych (art. 61 projektu ustawy OZE). PSEW postuluje zatem, żeby kwota była publikowana na okres 5 lat, przy czym podlegałaby ona corocznej „kroczącej korekcie”. Sposób kalkulacji obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia lub świadectw pochodzenia biogazu rolniczego przez podmioty zobowiązane do jego wykonania byłby określony w rozporządzeniu i uwzględniałby stopniowe przechodzenie instalacji OZE do systemu aukcyjnego (formuła kalkulacji obowiązku uwzględniałaby jego pomniejszanie o ilość energii elektrycznej wytworzonej w systemie aukcyjnym). W sytuacji, gdy średnia cena zielonych certyfikatów spadłaby poniżej 75% w ciągu okresu 30 dni, Ministerstwo Gospodarki byłoby upoważnione do zwiększenia kwoty obowiązku. PSEW wyraźnie chciałby podkreślić, że ma świadomość i akceptuje wahania cen certyfikatów, jednakże te wahania powinny odbywać się w przedziale 75% – 100% opłaty zastępczej. Takie rozwiązanie jest możliwe, bowiem znana jest zarówno wielkość nadpodaży świadectw pochodzenia, ilość instalacji korzystających z systemu wsparcia w postaci świadectw pochodzenia, jak również czas pozostający do końca 15-letniego okresu wsparcia. PSEW prezentował 26 lipca br. w Ministerstwie Gospodarki analityczne narzędzie umożliwiające prognozowanie kwot na kolejne lata (zob. „Analiza scenariuszy rozwoju polskiej energetyki odnawialnej, TPA Horwath, 2013). 

Takie usztywniające zasady określania kwoty są zdaniem PSEW niezbędne, także dlatego, że Ministerstwo Gospodarki w projekcie ustawy wykluczyło sytuacje na rynku zielonych certyfikatów, jako przesłankę do określania kwoty obowiązku. Zapis art. 61 budzi tym większy niepokój, iż stoi w sprzeczności z wielokrotnie deklarowanymi w ciągu 2013 roku działaniami interwencyjnymi ze strony przedstawicieli Ministerstwa Gospodarki. PSEW postuluje zatem, by dołączyć do przesłanek wpływających na wielkość kwoty obowiązku wymienionych w art. 61, sytuacje na rynku zielonych certyfikatów.
 
Zdaniem PSEW okres rozruchu technologicznego (art. 93) nie powinien być zaliczany do 15-letniego okresu wsparcia z dwóch powodów: po pierwsze, w okresie rozruchu technologicznego urządzenia pracują tylko w ograniczonym zakresie, a po drugie, okres od rozpoczęcia rozruchu technologicznego do czasu otrzymania koncesji w praktyce jest dłuższy niż 90 dni, a czym większy projekt, tym okres ten ulega wydłużeniu. Wprowadzenie takiej zasady oznaczałoby więc, że projekt otrzymywałby wsparcie przez okres krótszy niż 15 lat i w pierwszym roku poziom wsparcia byłby niższy niż w okresie normalnej eksploatacji. Należy wprowadzić zapis, że okres od wprowadzenia pierwszej KWh do sieci do otrzymania koncesji nie zalicza się do okresu 15- letniego wsparcia. Tak więc dla projektów realizowanych w systemie aukcyjnym, stała taryfa przysługiwać powinna od momentu otrzymania koncesji, a dla projektów, gdzie koncesja nie jest wymagana, od momentu uzyskania pozwolenia na użytkowanie.
 
Ponownie i z całą stanowczością ponawiamy apel PSEW o zwiększenie transparentności systemu wsparcia, zgłaszany już w trakcie prac nad tzw. Małym Trójpakiem Energetycznym (art. 20f). Proponowane w ustawie rozwiązania, są w dalszym ciągu niepełne zarówno w sferze zakresu, jak i częstotliwości informacji, które powinny być publikowane i uniemożliwiają prawidłową analizę sytuacji i zarządzanie systemem wsparcia.

Okres Przejściowy

Okres Przejściowy definiuje czas potrzebny na dokończenie budowy projektów OZE, w tym elektrowni wiatrowych, w istniejącym systemie wsparcia, których budowa rozpocznie się przed wejściem w życie ustawy o OZE (licząc od momentu notyfikacji systemu wsparcia przez KE), a pierwszą energię oddadzą do sieci po wejściu w życie Ustawy. Zdaniem PSEW, Okres Przejściowy w zakresie systemu wsparcia powinien kończyć się nie wcześniej niż 24 miesiące od daty wejścia w życie ustawy (licząc od momentu notyfikacji systemu wsparcia przez KE) i 6 miesięcy od daty rozstrzygnięcia pierwszej aukcji, przy czym decyduje data najpóźniejsza. 

Należy podkreślić, że tylko precyzyjne zdefiniowanie Okresu Przejściowego umożliwi zrealizowanie dotychczas budowanych projektów, a w sytuacji, gdyby przedłużała się notyfikacja systemu wsparcia (szczególnie nowego mechanizmu) i tym samym odsuwałby się termin rozstrzygnięcia pierwszej aukcji, nie będzie oznaczał całkowitego zastoju w inwestowaniu w projekty OZE.

Zasady wsparcia nowych projektów

Zdaniem PSEW system aukcyjny powinien być oparty na taryfie feed in premium, gdzie wielkość wsparcia byłaby określona jako różnica pomiędzy taryfą feed in a ceną energii elektrycznej na rynku hurtowym (np. średnia cena dnia). Takie rozwiązanie promować będzie rozwój rynku energii, gdyż nowe projekty nie będą wypychane z tego rynku, tak jak zakładają to zapisy proponowanej ustawy.  

W żadnej mierze nie może zostać zaakceptowana propozycja Ministerstwa Gospodarki w myśl, której jedynie Sprzedawcy Zobowiązani (art. 40), będą jedynymi podmiotami mogącymi kupować  energię ze źródeł odnawialnych w systemie aukcyjnym. Monopolizować to będzie rynek energii, z takim skutkiem dla projektów, że nie będą mogły skorzystać z konkurencyjnych ofert w zakresie kosztów dostępu do rynku (funkcje operatora handlowego i podmiotu bilansującego). Nie ma żadnych przeciwskazań, by rolę Sprzedawcy Zobowiązanego w tym zakresie mogły pełnić dowolne spółki obrotu, które spełniłyby warunki dla prowadzenia takiej działalności. Skutkiem takiego rozwiązania byłoby wprowadzenie możliwości skorzystania z konkurencyjnych ofert dla projektów położonych na terenie danego Sprzedawcy Zobowiązanego, a zatem rozwój rynku energii. Będzie to też sprzyjać rozwojowi rynku energii. Sprzedawca Zobowiązany powinien natomiast pełnić rolę podmiotu zapewniającego dostęp do rynku, dla tych podmiotów które chcą z tego skorzystać. Wprowadzenie takiej zasady nie zmieni zasad rozliczeń z OREO.

PSEW zwraca również uwagę, że obecny kształt zapisów projektu ustawy oznacza, że po upływie 15- letniego okresu wsparcia, zapis Prawa Energetycznego, o pierwszeństwie odbioru energii odnawialnej będzie zapisem martwym, ponieważ Sprzedawca Zobowiązany może odmówić zakupu tej energii. PSEW proponuje, by takie zobowiązanie Sprzedawcy Zobowiązanego utrzymać po upływie 15 lat, jednakże by cena za odbieraną energię była wówczas równa cenie rynkowej. Taki zapis jest szczególnie ważny dla małych źródeł, dla których ustawowe zapewnienie dostępu do rynku jest bardzo istotne.

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 Cena 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 (na wzór rozwiązań wprowadzonych we Włoszech). Alternatywnym rozwiązaniem byłaby możliwość traktowania LCEO, jako ceny minimalnej, wówczas Cena Referencyjna byłaby równa 1,2 LCEO po to, by stworzyć przestrzeń do konkurencji projektów, jednocześnie dając gwarancję, że będzie dostateczna ilość projektów, które mogą zostać zrealizowane. 

Zdaniem PSEW aukcje powinny odbywać się odrębnie dla poszczególnych technologii (z różnymi Cenami 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.

Wprowadzenie w art. 86 ust 2 pkt 3 podziału na technologie powyżej 3500MWh i poniżej tego poziomu jest w opinii PSEW arbitralnym zapisem wprost dyskryminującym energetykę wiatrową i jako taki powinien zostać wykreślony przede wszystkim z następujących powodów:

· PSE ogłosiło zdolność do przyłączenia do roku 2020 ok. 8.900 MW mocy energetyki wiatrowej. Świadczy to, że istnieje w systemie wystarczająca zdolność do przyłączenia odpowiedniej ilości mocy z energetyki wiatrowej dla realizacji celów roku 2020.
· Wszyscy inwestorzy, po przejściu prekwalifikacji, będą posiadać ważne, podpisane umowy przyłączeniowe na określoną moc przyłączeniową farmy wiatrowej do sieci OSD lub OSP. Moc ta wynika z założeń przyjmowanych do analizy możliwości przyłączenia przez operatorów systemu. W związku z powyższym nie ma prawnych podstaw do ograniczania możliwości udziału w aukcji – to są prawa nabyte, których nie powinno się podważać a moce określone w umowach przyłączeniowych są technicznie możliwe do wprowadzenia do KSE; (PSEW przypomina, że warunki przyłączenia i podpisywane w ślad za nimi umowy przyłączeniowe, były w każdym przypadku poprzedzone wykonywaniem ekspertyz przyłączeniowych, które wskazywały na możliwość przyłączenia).
· Zasada systemu aukcyjnego podważa wprowadzone Małym Trójpakiem Energetycznym rozwiązania, gdyż czyni w wielu przypadkach niemożliwym wypełnienie zobowiązań nałożonych na inwestorów (tzw. harmonogramy), a tym samym powoduje ryzyko utraty umów przyłączeniowych. Zdaniem PSEW zapisy wprowadzone Małym Trójpakiem Energetycznym w zakresie umów przyłączeniowych powinny być zrewidowane dla inwestycji realizowanych w systemie aukcyjnym.
· PSEW pragnie zwrócić raz jeszcze uwagę na fakt, iż źródła zmienne (a więc wiatr, ale też PV i woda) ponoszą wyższe koszty dostępu do rynku (przede wszystkim koszty bilansowania, w sensie ceny za 1 MWh) i już z tego powodu ich przychody są niższe niż w przypadku projektów wykorzystujących paliwa.
· Procedura wprowadzania tych ograniczeń proponowana w projekcie ustawy zakłada uczestnictwo w niej operatorów systemów dystrybucyjnych, a więc podmiotów, które należą do pionowo zintegrowanych grup energetycznych, które same prowadzą działalność inwestycyjną w OZE. Z punktu widzenia zasad ochrony konkurencji takie rozwiązanie jest niedopuszczalne.
· Ograniczenie wolumenów przetargów dla technologii pracujących ≤3.500 godz./rok ewidentnie jest sprzeczne z treścią opublikowanego 5 listopada br. dokumentu opracowanego przez Dyrektoriat Generalny ds. Konkurencji (DG Competition) pt. „European Commission guidance for the design of renewable energy support schemes”, który będzie podstawą notyfikacji polskiego systemu wsparcia w Komisji Europejskiej. Dokument jako jedno z podstawowych kryteriów wskazuje na tzw. kryterium neutralności technologicznej. Oznacza to, że każda z technologii OZE powinna być oceniana i traktowana tylko i wyłącznie z punktu widzenia jednego kryterium, jakim jest koszt zbudowania mocy lub wytworzenia energii elektrycznej w źródle odnawialnym. Ponadto taki zapis jest sprzeczny z Dyrektywą 2009/28/WE, według której państwa członkowskie powinny zapewnić gwarancję przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej wytwarzanej z OZE przez operatorów systemów przesyłowych i systemów dystrybucji oraz priorytetowy dostęp do systemu sieciowego dla energii z OZE;
· Dyskryminacja energetyki wiatrowej z tego powodu, iż produktywność większości projektów wynosi poniżej 3500h oznacza dyskryminacje jednej 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 raz poniesionych i odzyskanych kosztów inwestycyjnych).
 
Ceny 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), przy czym wyniki tych opracowań powinny być jawne i poddawane dyskusji publicznej. PSEW uważa także, że przyjęcie jako podstawy dla kalkulacji Cen Referencyjnych m.in. cen świadectw pochodzenia z lat 2010 – 2013 powinno ulec korekcie, gdyż rok 2013 był rokiem kryzysowym i jako taki nie powinien być uwzględniany jako punkt odniesienia. Pragniemy przypomnieć, że poziom cen w 2013 roku wywołał wielokrotne deklaracje Ministerstwa Gospodarki o konieczności interwencji, by ceny te wzrosły. 
 
Zdaniem PSEW założeniem dla określania Cen Referencyjnych 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, co pozwoli na uniknięcie zjawiska wpływu indeksacji na poziom inflacji. Dodatkowo, w ten sposób zapewnić można niższy poziom Cen Referencyjnych, co oznacza, że Taryfy dla Nowych Projektów będą niższe na początku i będą wzrastać w kolejnych latach w stopniu uzależnionym od inflacji (lecz będą neutralne inflacyjnie), co wpłynie korzystnie na początkową wysokość taryf za energię elektryczną. Ponadto wprowadzenie zasady indeksacji usunie w znaczącym stopniu ryzyko inflacyjne, stanowiące istotną barierę dla spadku kosztów długoterminowego finansowania dłużnego projektów wiatrowych. Należy zwrócić uwagę także na fakt wyraźnie wyższych podstawowych stóp procentowych w Polsce (w odróżnieniu od większości krajów EU), mających wpływ zarówno na koszt finansowania dłużnego, jak i na oczekiwany zwrot z kapitału. Nieuzasadnione więc jest dodawanie kolejnego elementu zwiększającego koszt kapitału. 
 
PSEW krytycznie odnosi się do założenia, że Ceny Referencyjne będą ogłaszane tylko dla danego roku. Ceny Referencyjne powinny być ogłaszane na okres kolejnych trzech lat, z coroczną „kroczącą” aktualizacją, z ewentualnym zastosowaniem w kolejnych latach współczynnika degresji, który odzwierciedlałby przewidywany postęp technologiczny dla poszczególnych technologii (rozwiązanie proponowane w poprzedniej wersji ustawy o OZE). Należy zaznaczyć, że cena referencyjna i wolumen przetargu powinny być ogłaszane w tym samym czasie, a nie w osobnych terminach. Ten proces powinien być ujednolicony. Zgodnie z zasadą określoną w punkcie 23., Cena Referencyjna (jeszcze przed pomniejszeniem jej o współczynnik degresji) powinna być zwiększana o stopę inflacji. Dla technologii o szybszym postępie technologicznym i krótszych okresach realizacji inwestycji Ceny Referencyjne byłyby aktualizowane w krótszych horyzontach czasowych. 

Podobnie jak w przypadku Cen Referencyjnych, także wielkość aukcji (limitu MWh) dla każdego roku powinna być zaplanowana w perspektywie co najmniej pięciu lat i ogłoszona z chwilą wprowadzenia nowego systemu. Wielkość aukcji byłaby następnie ogłaszana w systemie kroczącym tak, by zawsze zachować trzyletni okres. Zapewni to transparentność systemu i umożliwi przedsiębiorcom odpowiednie planowanie działalności gospodarczej. Niewykorzystane limity MWh z danego roku powinny powiększać limit roku następnego. 
 
Wsparcie dla morskiej energetyki wiatrowej (MEW) powinno odbywać się rozdzielnie wobec aukcji na pozostałe OZE. Oznacza to, 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 terenie 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. Ponadto, 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 atmosferycznych i wzroście bezpieczeństwa energetycznego kraju.
 
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 (proponowane w Ustawie kryterium posiadania decyzji lokalizacyjnej w sytuacji wymogu posiadania pozwolenia na budowę wydaje się zbędne);
– 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 30.000 zl/MW na okres do momentu rozpoczęcia budowy, rozumianej jako wpłaty bezzwrotnych zaliczek na poczet dostaw wyposażenia technologicznego. Z chwilą wpłacenia bezzwrotnych zaliczek o wysokości wyższej niż kwota kaucji, kaucja ta będzie zwracana. W sytuacji, gdy wpłacana jest kaucja, PSEW wypowiada się krytycznie wobec kryterium udokumentowanej zdolności kredytowej, 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. Projekty w trakcie budowy powinny mieć prawo uczestniczenia w aukcji bez spełnienia wyżej wymienionych kryteriów, z wyjątkiem kryterium odnoszącego się do warunków przyłączenia.
 
PSEW postuluje, by wprowadzona została możliwość przedłużenia 48 miesięcznego okresu na budowę poprzez zastosowanie postanowień dotyczących Uzasadnionych Przyczyn Wydłużenia Budowy. Opóźnienie w oddaniu inwestycji powinno wszakże 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.
 
Mając na względzie, że strona rządowa wyklucza organizowanie aukcji na moce (MW), co jest rekomendowane w Stanowisku PSEW do założeń projektu ustawy z dnia 18 października 2013 roku, należy przyjąć niezbędne modyfikacje w samym projekcie ustawy. Zapis, że przedmiotem aukcji będzie ilość wyprodukowanych MWh rocznie, z prawem do rozliczenia w okresach trzyletnich, jest zapisem wprost dyskryminującym sektor energetyki wiatrowej. Inwestor zamierzający dotrzymać w rzeczywistości zadeklarowaną ilość dostarczonych MWh w okresie trzyletnim, musiałby znacząco zaniżać produktywność projektu wiatrowego w stosunku do poziomu P50 stanowiącego uznany standard dla projektów wiatrowych. Tym samym zmuszony byłby oferować wyższą cenę w aukcji, by osiągnąć zakładany poziom przychodów jak dla prognozowanej wielkości produkcji P50. W takiej sytuacji projekt wiatrowy poprzez taki kształt rozstrzygającego kryterium produktywności byłby dyskryminowany w stosunku do innych technologii OZE. Zdaniem PSEW bardziej racjonalnym rozwiązaniem byłoby składanie ofert na cenę 1 MWh, ale bez podawania ilości MWh, a jedynie deklarowanie zainstalowanej mocy. Zobowiązaniem podmiotu, który wygrałby aukcję byłoby zainstalowanie co najmniej 90% zadeklarowanej mocy. Jest to rozwiązanie stosowane w Wielkiej Brytanii. W przypadku aukcji na ilość energii niezbędne jest też wprowadzenie systemu korekty deklarowanej produkcji/wylicytowanej ceny uwzgledniające metodologicznie uzasadnione odchylenie od szacowanej produktywności  (mechanizm zastosowany w Holandii zakłada 20% odchylenie w ciągu roku). Alternatywnie powinna być zagwarantowana możliwość przenoszenia niewyprodukowanej w danym roku ilości energii na kolejne lata (jak i też otrzymania wsparcia ponad deklarowany roczny wolumen produkcji, przy założeniu, że w danym roku poziom produkcji nie byłby niższy niż 70% deklarowanego wolumenu, a łącznie wsparcie będzie limitowane do zadeklarowanej produkcji x 15 lat). PSEW proponuje także, by projekty wykorzystujące siły natury, miały prawo do korekty zadeklarowanej w aukcji ilości MWh o nie więcej niż 10%; taka korekta przysługiwałaby tylko raz nie później niż w ciągu 2 lat od wygrania aukcji. W końcu, operator powinien mieć możliwość sprzedaży nadwyżki energii na wolnym rynku. 
 
Aukcje powinny odbywać się minimum 2 razy do roku. Okres składania ofert powinien wynosić 60 dni. Rozstrzygnięcie aukcji następowałoby w ciągu 5 dni roboczych od zakończenia przyjmowania ofert. Nierozdysponowane ilości w ramach aukcji zwiększałyby limit następnej aukcji. Większa ilość aukcji gwarantuje płynność wyłaniania wytwórców zielonej energii.
 
W przypadku, gdyby dwa lub więcej podmiotów złożyłoby takie same oferty cenowe w trakcie jednego przetargu i wolumen środków przeznaczony na rozdysponowanie w tym przetargu zostałby przekroczony, to nie powinno pomniejszać się tego wolumenu w bieżącej aukcji, tylko należy pomniejszyć następną aukcję o ten wolumen przekroczenia.