Rozporządzenie o wysokości cen referencyjnych jest dla rynku OZE najważniejszym aktem wykonawczym do ustawy o OZE. Które technologie zyskają, a które stracą na wprowadzeniu nowego systemu? Przedstawiamy analizę Instytutu Energetyki Odnawialnej.

Wysokość cen referencyjnych, zgodnie z logiką systemu aukcyjnego i delegacją ustawową, powinna odpowiadać kosztom produkcji energii w poszczególnych rodzajach instalacji OZE, obliczonym wg tzw. metodyki LCOE (od ang. Levelised Cost of Energy). LCOE wyznacza minimalną, możliwą do zaakceptowania ze względów ekonomicznych przez inwestora (przy akceptowalnym poziomie ryzyka), taryfę na energię sprzedawaną do sieci, gwarantowaną w okresie kolejnych 15 lat, która zapewni znaczącej grupie inwestorów opłacalność inwestycji.
Jak zauważa Grzegorz Wiśniewski, prezes think-tanku IEO, w uzasadnieniu do projektu rozporządzenia przygotowanym przez Ministerstwo Gospodarki nie ma informacji o przyjętym modelu ekonomicznym, podane są tylko niektóre z kluczowych parametrów technicznych i kosztowych, ale z reguły w sposób uwikłany (zagregowany), przez co są trudne do interpretacji. Nie wiadomo też jakim uwarunkowaniom, np. konkretnym (założonym) wielkościom mocy instalacji odpowiadają podane w uzasadnieniu parametry, co uniemożliwia ich weryfikację, ponieważ w rzeczywistości część kosztów jest silnie uzależniona od mocy instalacji. Nie ma także założeń ustalających, kiedy instalacje będą zbudowane (okres ponoszenia kosztów wpływa na wartość pieniądza w czasie oraz spodziewaną degresję kosztów technologii), co jest o tyle istotne, że inwestor po wygranej pierwszej aukcji (termin zamknięcia) ma do 48 miesięcy na zrealizowanie inwestycji (w przypadku fotowoltaiki – 24 miesiące, a w przypadku morskiej energetyki wiatrowej nawet 72 miesiące).
Wg analiz IEO, poziomy cen referencyjnych w projekcie rozporządzenia, zaproponowane przez MG dla różnych technologii OZE, znajdujących się na różnych etapach krzywej uczenia i rozwoju rynkowego, są zaskakująco niskie. Koszty te są na bardzo podobnym poziomie, zbliżonym do średniej – 425 zł/MWh. Co więcej, w projekcie rozporządzenia, nie ma też istotnej różnicy w przypadku źródeł dużych i małych w danej technologii (małe źródła, zwłaszcza na początku mają znacząco wyższe koszty jednostkowe i wyższe LCOE), nowych czy modernizowanych (modernizacja jest tańsza na jednostkę przyrostu mocy). W zestawieniu z kosztami LCOE wyznaczonymi przez IEO i wykorzystanymi przez rząd miedzy innymi do przygotowania oceny skutków regulacji (OSR) ustawy o OZE, szczególnie widoczne są różnice w cenach referencyjnych wg MG i kosztach LCOE wg IEO dla elektrociepłowni geotermalnych, układów kogeneracyjnych na biopłyny oraz biogazowni rolniczych i systemów fotowoltaicznych. Różnice w wysokościach cen referencyjnych i kosztów LCOE, w sposób bardziej wyrazisty przedstawiono na rysunku.

Rys. Ilustracja względnego odchylenia w [%], cen referencyjnych podanych przez MG w projekcie rozporządzenia oraz kosztów LCOE produkcji energii obliczonych i zaktualizowanych  przez IEO.

Na rynku nie wydarzyło się nic takiego aby np. koszty produkcji energii z biomasy wzrosły, a (pomijając elektrownie geotermalne) koszty energii z  biogazu i fotowoltaiki  tak gwałtownie spadły. Bardziej szczegółowa analiza różnic pomiędzy cenami referencyjnymi i kosztami energii z OZE z projektu rozporządzenia i wynikami z ekspertyz IEO pozwala zauważyć pewne prawidłowości:

 

1. średnie ceny referencyjne dla wszystkich zestawionych instalacji są o 27% niższe niż koszty LCOE wg wyliczeń IEO;
2. w projekcie rozporządzenia średnie ceny referencyjne dla dużych źródeł (> 1 MW) są o 6% wyższe niż średnie ceny dla  małych źródeł (
3. średnie ceny referencyjne dla małych źródeł (< 1 MW) są o 21% niższe niż koszty LCOE wg IEO, podczas gdy średnie ceny dla dużych źródeł (>1 MW) w projekcie rozporządzenia są tylko o 2% niższe od wyników analiz IEO, co świadczyć może o korzystniejszych od oczekiwanych cenach referencyjnych dla dużych źródeł;
4. relatywnie, w stosunku do wyników badań IEO, najwyższy wzrost cen referencyjnych daje się zauważyć w wielkoskalowych technologiach energetycznego wykorzystania biomasy (zwłaszcza w elektrowniach dedykowanych i współspalających biomasę w układach hybrydowych – wzrost o 18%), w mniejszym zakresie w energetyce wiatrowej. Relatywnie najbardziej w stosunku do wyników analiz IEO straciły na wysokości cen referencyjnych: elektrownie geotermalne  i układy  kogeneracyjne na biopłyny (oleje  roślinne), ale także małe biogazownie (41%)  i małe systemy fotowoltaiczne (32%).

Zdaniem Grzegorza Wiśniewskiego projekt rozporządzenia o cenach referencyjnych, skierowany już pośpiesznie do uzgodnień międzyresortowych,  powinien być wcześniej podany szerokiej konsultacji społecznej, w oparciu o przejrzyście przygotowane i zrozumiałe uzasadnienie.

Źródło: IEO