Ustawa o OZE nabierze wreszcie kształtów?

Przeczytaj także: Polacy uwierzyli w moc OZE?

Sektor OZE w Polsce zaczął się rozwijać od momentu wstąpienia do Unii Europejskiej, a nabrał rozpędu od 2009 r., kiedy Parlament Europejski uchwalił dyrektywę wyznaczającą cele zwiększenia udziału czystej energii w ogólnej produkcji i zużyciu energii elektrycznej. W Polsce powstało wiele farm wiatrowych, zarówno małych, jak i wielkich inwestycji finansowanych przez zagranicznych inwestorów, polskie banki oraz EBI i EBOiR. Chcąc spełnić ambitne plany Polska musiała dokonać olbrzymiego skoku budując cały sektor w zasadzie od zera. Aby zachęcić kapitał do inwestowania w OZE w 2005 r. stworzono system kolorowych certyfikatów, który w założeniu miał wspierać producentów czystej energii zapewniając im dodatkowe źródło przychodu.

Na czym polega ten system? Producenci energii mają obowiązek dostarczać do odbiorców określoną minimalną ilość energii pochodzącą z odnawialnych źródeł niezależnie czy są farmą wiatrową produkującą w 100 proc. czystą energię, czy elektrownią węglową i nie produkują jej w ogóle. Substytutem wytworzenia zielonej energii dla elektrowni węglowych jest zakup zielonego certyfikatu, ponieważ celem jest, aby mix energetyczny w całej gospodarce osiągnął określony poziom, a nie żeby każdy pojedynczy producent spełniał wymóg. Zielone certyfikaty są tworzone przez elektrownie wiatrowe przez 15 lat od swojego powstania za każdą wyprodukowaną MWh i stanowią dodatkowe źródło przychodów, ponieważ farmy wiatrowe tak samo jak tradycyjne elektrownie również sprzedają energię elektryczną do sieci. Producenci „brudnej” energii są zobowiązani zakupić ilość certyfikatów odpowiadającą wyznaczonemu przez Ministerstwo Środowiska limitowi umarzania (obecnie jest to 17,5 proc. wyprodukowanej w ciągu roku energii), lub muszą zapłacić karę w postaci opłaty zastępczej, która jeszcze do lipca 2017 r. wynosiła 300,3 zł/MWh.

W momencie powstawania systemu w 2005 r. podaż czystej energii była niska, dlatego ceny zielonych certyfikatów kształtowały się na poziomie około 300 zł/MWh, co stanowiło wyznacznik ustawowej opłaty zastępczej. Gdy zaczynały powstawać farmy wiatrowe podpisywano wieloletnie umowy na dostawę energii oraz certyfikatów z takimi firmami jak Enea, Tauron, czy Energa. Umowne ceny energii i certyfikatów były na ogół stałe lub ich zmienność była ograniczona. Większość takich umów długoterminowych zapewniała producentom OZE cenę w przedziale 200-300 zł/MWh co z nawiązką pokrywało koszty inwestycji (w tym rat kredytowych). Oczywiście spółki OZE nie musiały podpisywać takich umów tylko mogły sprzedawać zielone certyfikaty na rynku, ale długoterminowe umowy miały stanowić zabezpieczenie przyszłych przychodów na stabilnym poziomie. Zarówno producenci OZE jak i państwowe spółki energetyczne spodziewały się wtedy, że rynkowe ceny certyfikatów będą rosnąć i póki ta kształtowała się powyżej lub w okolicach cen z umów długoterminowych układ ten był opłacalny dla odbiorców certyfikatów.

Na przestrzeni ostatnich lat nastąpił szereg wydarzeń, które znacząco zbiły rynkową cenę certyfikatów. W 2017 r. jej poziom wynosił tylko 22,5 zł/MWh (obecnie ok. 78 zł/MWh). Po pierwsze powstało wiele nowych farm, a rosnąca podaż nie zbiegła się w czasie ze zwiększeniem obowiązku odbioru zielonych certyfikatów przez odbiorców.

Ponadto od 2017 r. wprowadzono nowe zasady kalkulacji podatku od nieruchomości dla farm wiatrowych – pierwotnie podstawą był sam maszt, a obecnie podatek liczy się od całej konstrukcji. Gminy, w których znajdują się wiatraki mają jednak pewną dowolność w ustalaniu kwoty podatku i wiele z nich nie wprowadziło podwyższonej opłaty nie chcąc doprowadzić do bankructwa farm generujących przychody do budżetu. Nie jest to oczywiście regułą i wiele gmin podniosło podatek istotnie zwiększając koszty farm wiatrowych. Rząd zapowiada, że przywróci podatek do pierwotnego poziomu, co znajduje odzwierciedlenie w procedowanej obecnie nowelizacji ustawy.

Swego rodzaju gwoździem do trumny dla branży OZE była ustawa z lipca 2017 r. (zwana Lex Energa), która zmniejszyła poziom opłaty zastępczej z 300 zł/MWh do 125 proc. średniej rynkowej ceny certyfikatów za poprzedni rok (na moment wejścia ustawy w życie było to ok. 92 zł/MWh). Przypomnijmy, że firmom produkującym „brudną” energię opłaca się kupować certyfikaty tylko jeśli ich cena nie przekracza kary, jaką muszą zapłacić jeśli ich nie kupią.

Dzieło zniszczenia dokonało się we wrześniu 2017 r., gdy Energa wypowiedziała dwudziestu dwóm farmom wiatrowym długoterminowe umowy na odbiór zielonych certyfikatów argumentując, że umowy nie były podpisywane zgodnie z prawem przetargowym. Co ciekawe, wypowiedziano jedynie umowy na odbiór certyfikatów, ale nie energii. W efekcie Energa może kupować na rynku dużo taniej niż na warunkach wynikających z zawartych umów. Energa nie była jednak pierwsza, bo wcześniej zarówno Tauron (2015) jak i Enea (2016) zrywały umowy na odbiór certyfikatów, ale były to działania na mniejszą skalę.

Obecnie toczą się wzajemne wielomilionowe spory sądowe między producentami OZE a Energą, Eneą i Tauronem. Z jednej strony producenci OZE żądają odszkodowań za zerwane umowy, a z drugiej spółki Skarbu Państwa domagają się odszkodowań za okres kiedy przepłacały za zielone certyfikaty. Jeśli spory będą się przedłużać, wiele farm wiatrowych może upaść ze względu na uszczuplone przychody (chociaż wciąż mogą sprzedawać certyfikaty na rynku). Na szczęście dla sektora OZE pod koniec maja zapadł pierwszy wyrok sądu w całości oddalający powództwo Energii, a kilka dni po nim Energa poinformowała o ugodowym zakończeniu sporów z dwoma producentami OZE i kontynuacji współpracy w zakresie dostarczania praw majątkowych.

Szereg zmian ustawodawczych pokazało, że ziściło się ryzyko regulacyjne – ustawy przygotowywane przez Państwo promowały spółki Skarbu Państwa względem firm prywatnych. Zagraniczni inwestorzy skarżą takie działania do Trybunału Europejskiego i nie są bez szans; podobne sprawy w Hiszpanii kończyły się wygraną producentów OZE i wysokimi odszkodowaniami.

Zmiany regulacyjne nie tylko zbiły ceny certyfikatów, ale skutecznie zahamowały powstawanie nowych inwestycji wiatrowych. W lipcu 2016 r. rząd uchwalił ustawę o OZE, która została medialnie nazwana „ustawą anty-wiatrakową”. Zgodnie z ustawą nową elektrownię wiatrową można postawić w odległości nie mniejszej niż 10-krotność wysokości masztu od zabudowań mieszkalnych oraz obszarów szczególnie cennych z przyrodniczego punktu widzenia (w zasadzie jedyną możliwością stało się budowanie farm na Bałtyku, ale instalacje off-shore są dużo droższe). Ponadto stworzono system aukcyjny, który dla nowych instalacji OZE zastąpił zielone certyfikaty (starych farm nie dotyczyła ta zmiana) – jednak system ten promuje instalacje, które dostarczają energię do sieci nieprzerwanie i na stabilnym poziomie, co niekoniecznie gwarantują wiatraki. Najbardziej na tym rozwiązaniu zyskało współspalanie biomasy z węglem, a najbardziej straciły właśnie farmy wiatrowe.

Na zmianach otoczenia rynkowego i regulacyjnego ucierpiały nie tylko farmy wiatrowe, ale również finansujące je banki. Szacunkowe zaangażowanie polskiego sektora bankowego w farmy wiatrowe to około 6 mld zł, a dodając zaangażowanie EBI i EBOiR to prawie 8 mld zł. Największe zaangażowanie posiadają BOŚ, PKO BP, Alior i Raiffeisen, ale też kilka innych banków. Duża część kredytów jest obecnie nie spłacana, banki je restrukturyzują wprowadzając karencje w spłacie i wydłużając harmonogramy. Nikt nie jest zainteresowany upadłościami farm, ponieważ ich wartość stanowią jedynie przyszłe przepływy pieniężne, a ewentualny odzysk z zabezpieczeń ograniczałby się do gruntu (sam demontaż wiatraków jest raczej kosztem, niż ewentualnym przychodem ze sprzedaży instalacji). Nastąpiła już jedna sprzedaż wierzytelności OZE przez bank. Polenergia przejęła farmę finansowaną przez Raiffaisen za 2,8 mln zł, której koszt budowy wyniósł 37 mln zł. Są sygnały płynące z rynku, mówiące o tym, że duże fundusze zagraniczne oraz inwestorzy branżowi przygotowują się do przejęć upadających farm wiatrowych, które w takich okolicznościach będę zmuszone sprzedać swoje aktywa z dużym dyskontem.

Jednak wydarzenia ostatnich dni i tygodni sygnalizują poprawę nastrojów na rynku. Wciąż do 2020 roku musimy spełnić unijny wymóg 15 proc. czystej energii w mixie energetycznym i Ministerstwo Energii zdaje się to sobie uświadamiać, dzięki czemu nowelizacja ustawy o OZE nabiera realnych kształtów.
Dodatkowo zwiększone wymogi umarzania podbiły rynkową cenę certyfikatów, która urosła od 22,5 zł w lipcu 2017 r. do 78 zł obecnie – chociaż prawdą jest, że obecne przepisy o opłacie zastępczej ograniczają wzrost cen do 25 proc. rocznie. Wspólne działania banków i zagranicznych inwestorów powinny doprowadzić do „rozterminowania” kredytów co pozwoli farmom przetrwać obecny najtrudniejszy okres.

Ponadto decyzje sądów niekorzystne dla Energii i pierwsze ugody pomiędzy Energą a spółkami OZE dają solidne podstawy, aby twierdzić, że właściciele farm mają duże szanse na dalsze sprzyjające rozstrzygnięcia.

Wskaźnikiem rosnącej roli OZE jest zainteresowanie PGE zakupem Polenergii, która posiada istotne inwestycje w energię odnawialną, a motywem do transakcji jest właśnie chęć zwiększenia przez PGE udziału odnawialnych źródeł energii w swojej produkcji.

Z drugiej strony niewykluczone jest, że polski rząd zdecyduje się nie dążyć za wszelką cenę do spełnienia wymogów i wtedy albo będziemy musieli płacić duże kary albo importować zieloną energię z zagranicy. Dodatkowo kontynuując kurs wspierania polskiego sektora węglowego rząd może inwestować w energię produkowaną z tego surowca (np. budowa bloku C elektrowni w Ostrołęce).

Wojciech Bartosik, Analityk Domu Maklerskiego