Zielone certyfikaty: zmiana reguł w trakcie gry. Stawką przyszłość branży OZE

Uzdrawianie czy dobijanie systemu

Nie lada kontrowersje wywołała ostatnia nowelizacja ustawy z 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (t.j. Dz.U. z 2017 r. poz. 1148 ze zm.; dalej: ustawa o OZE), którą - mimo wielu protestów branży - prezydent Andrzej Duda podpisał 14 sierpnia. Nowe przepisy (opublikowane w Dz.U. poz. 1593) wchodzą w życie już 25 września i zdążyły wywołać skrajne emocje. Nic dziwnego, bo tam, gdzie krzyżują się interesy energetycznych potentatów, spółek Skarbu Państwa, mniejszych lokalnych wytwórców i banków, w grę wchodzą też ogromne pieniądze. Samo Ministerstwo Rozwoju podaje, że w wyniku obecnej nadpodaży zielonych certyfikatów branża OZE traci ok. 3 mld zł rocznie.

Do tego doszły informacje o spółkach, które już rozwiązują umowy z branżą OZE. Choć przyczyny są tego różne, to niewątpliwie zmiana ustawy daje teraz jeszcze większy pretekst do zerwania dotychczasowych kontraktów.

Rewolucja w dwóch artykułach

Do czego sprowadzają się najnowsze kontrowersyjne zmiany? Otóż rządzący postanowili zrewolucjonizować zasady, na których udzielane jest wsparcie dla sektora energetyki odnawialnej. Rząd uznał bowiem, że obecny system dofinansowań dla producentów zielonej energii w postaci zielonych certyfikatów, czyli dopłat do każdej kilowatogodziny wyprodukowanej czystej energii, potrzebuje pilnej korekty.

Powód? Na przestrzeni ostatnich lat certyfikaty te (na skutek m.in. dużych inwestycji w sektor OZE, których Polska się podjęła, by sprostać wyśrubowanym wymaganiom UE) zalały rynek, co pociągnęło za sobą radykalny spadek ich wartości. Ich nadpodaż jest obecnie szacowana przez Urząd Regulacji Energetyki na 20 TWh. To z kolei wpłynęło na rentowność inwestycji m.in. w farmy wiatrowe. Zielone certyfikaty to bowiem nic innego jak prawa majątkowe, które tacy przedsiębiorcy otrzymują za każdą kWh wyprodukowanej czystej energii. I mogą oni owe prawa sprzedać, a otrzymane z tego tytułu pieniądze potraktować jako swoistą dopłatę do proekologicznej działalności tudzież rekompensatę za koszty inwestycji.

@RY1@i02/2017/179/i02.2017.179.183000200.801(c).jpg@RY2@

Wiatraków przybyło, ceny zielonych certyfikatów spadły

Co istotne, prawo nakłada też na niektóre podmioty obowiązek wykupienia określonej ilości zielonych certyfikatów. Na mocy art. 52 ust. 1 ustawy o OZE zobowiązani do tego są dostawcy energii do odbiorców końcowych, czyli de facto największe firmy energetyczne (w większości przypadków spółki Skarbu Państwa, tj. Energa, Enea, Tauron, PGE), a także operatorzy systemów przesyłowych, czyli Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE). To, ile mają oni kupić zielonych certyfikatów od wytwórców odnawialnej energii - ustala prezes URE w rozporządzeniu. Jeszcze w tym roku będzie to 15,4 proc. całej energii sprzedawanej klientom.

Alternatywnie firmy, te mogą też wywiązać się z obowiązków uiszczając opłatę zastępczą. Jest o niej mowa w art. 56 ustawy o OZE. Do tej pory wynosiła nieco ponad 300 zł za MWh (dokładnie 300,03 zł/MWh). Ale od 25 września, czyli od dnia wejścia w życie nowelizacji, będzie ona jednak dużo niższa i - według różnych prognoz - spadnie do około 92 zł/MWh, a w przyszłym roku może osiągnąć nawet ok. 40 zł/MWh.

Skąd tak znacząca różnica? W świetle nowych regulacji wysokość opłaty zastępczej zostanie powiązana z rynkową ceną zielonych certyfikatów i będzie wynosić 125 proc. ich średniej ceny z poprzedniego roku (do tego nie może być wyższa niż dotychczasowe 300,03 zł/MWh).

Ostre pikowanie w dół

Tylko w jednym roku 3 mld zł strat. To niemało, zwłaszcza że jeszcze kilka lat temu inwestycje w farmy wiatrowe były świetnym biznesem, a technologia nie była tak rozwinięta jak obecnie. Droższe i mniej sprawne były m.in. turbiny, które pozwalały na wyprodukowanie energii po cenie ok. 300-350 zł za MWh (stosowane obecnie instalacje pozwalają osiągnąć tę samą liczbę megawatogodzin już za 250-300 zł). Nie przeszkadzało to jednak inwestorom wychodzić na plus.

Przede wszystkim korzystali oni z wysokich cen sprzedaży prądu (niemal 200 zł/MWh), a także zysków ze sprzedaży utrzymujących stabilny poziom zielonych certyfikatów (280 zł/MWh). Dzięki łącznym przychodom z tych dwóch źródeł w granicach 480 zł/MWh i kosztom sięgającym 250-300zł/MWh wielu inwestorów mogło liczyć na zwrot z inwestycji w ciągu kilku lat.

Niestety w 2016 r., jak wynika z ostatnich danych Agencji Rynku Energii, ponad 70 proc. farm wiatrowych wygenerowało straty. W niektórych sytuacjach sięgały one nawet 200 mln zł.

Eksperci przekonują, że powodów takiego katastrofalnego obrotu spraw jest co najmniej kilka. Pierwszy to spadająca cena zielonych certyfikatów, czyli drugiego obok sprzedaży prądu źródła przychodów producentów OZE. Na przestrzeni kilkunastu lat spadła ona o 90 proc. z ponad 280 zł w 2005 r. do nawet 23 zł obecnie. Drugi powód to spadek ceny samej energii do ok. 170 zł/MWh. Trzeci zaś kłopot to opodatkowanie wiatraków, za które właściciele muszą od poprzedniego roku płacić dużo wyższy podatek od nieruchomości. Dobra wiadomość jest taka, że ma się to wkrótce zmienić - na korzyść.

Zamrożone ceny

Jak przekonuje branża OZE, taki sposób wyliczania opłaty zastępczej przyniesie w dłuższej perspektywie fatalne skutki dla zielonych certyfikatów, bo w praktyce zahamuje wzrost ich cen właśnie do poziomu nowej, niższej opłaty zastępczej. Zatem nawet jeżeli ceny certyfikatów odbiją się od dna (a osiągnęły w ostatnich miesiącach najniższe notowania w historii), to nie wzbiją się już ponad poziom 125 proc. swojej wartości z poprzedniego roku, bo nikt ich wtedy nie kupi. Z prostego powodu. Sprzedawcy energii wybiorą tańszą opłatę zastępczą. Do tej pory gdy wynosiła ona ponad 300 zł wykupienie i umorzenie zielonego certyfikatu wartego kilkadziesiąt złotych było całkowicie uzasadnione ekonomicznie. Gdy jednak cena certyfikatu przekroczy obniżoną na skutek nowelizacji wysokość opłaty zastępczej, tendencja ta się odwróci.

- Szacujemy, że wskutek powiązania poziomu opłaty zastępczej z cenami zielonych certyfikatów, które są obecnie najniższe w historii rynku, w 2018 r. opłata zastępcza ukształtuje się na poziomie około 40 zł/MWh. A że de facto będzie ona stanowiła maksymalną cenę zielonych certyfikatów, to te ceny pozostaną na niskim poziomie, z perspektywą najwyżej 25 proc. corocznego wzrostu w kolejnych latach - przekonuje Janusz Gajowiecki, prezes Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej (PSEW).

Nie jest osamotniony w tym stanowisku. Obawy, że zmiany będą przysłowiowym gwoździem do trumny dla inwestorów w OZE, podziela również Tomasz Podgajniak, wiceprezes Zarządu Polskiej Izby Gospodarczej Energii Odnawialnej i Rozproszonej (PIGEOR). - Ostatnia nowelizacja w istocie zamraża cenę certyfikatów na długie lata na poziomie 40-50 zł. Jest to znacznie poniżej granicy rentowności m.in. dla wiatraków, gdzie 200 zł byłoby minimum.

- W Polsce na tysiącu farm wiatrowych działa około 3200 wiatraków, a inwestycje w tym sektorze sięgają 36 mld zł i łącznie dają około 5,8 tys. megawatów energii. Z tego co najmniej 800 to małe, często rodzinne spółki, które zainwestowały w energetykę wiatrową, a dziś dopłacają do tej działalności - informuje adwokat Kamil Szydłowski, wiceprezes Stowarzyszenia Małej Energetyki Wiatrowej. I podkreśla, że są już pierwsze przypadki sprzedaży wiatraków za granicę i likwidacji działalności.

W trosce o portfel Kowalskiego

Projektodawcy nowelizacji wcale nie negują, że redukcja nadpodaży zielonych certyfikatów stanowi kłopot dla całego sektora OZE, a system wymaga naprawy. Zwracają przy tym jednak uwagę, że należałoby tak go uregulować, by wzrost cen zielonych certyfikatów nie pociągnął za sobą wyższych kosztów zakupu energii, które spadłyby na przeciętnego odbiorcę prądu. Skoro bowiem operatorzy sieci dystrybucyjnych, czyli największe spółki, musieliby płacić więcej niż dotychczas za zrealizowanie ustawowego obowiązku zapewnienia energii z OZE, to niewątpliwie wpłynęłoby to na ceny ich usług, za które płacą końcowi konsumenci.

Stąd też, jak przekonywali projektodawcy (a warto nadmienić, że byli nimi posłowie PiS, nie resort energii, choć ten popierał zaproponowane zmiany), należało urynkowić wartość jednostkowej opłaty zastępczej. W uzasadnieniu nowelizacji posłowie napisali, że w przypadku wzrostu cen rynkowych praw majątkowych (m.in. zielonych certyfikatów) mechanizm określenia jednostkowej opłaty zastępczej okaże się korzystny dla odbiorców końcowych, chroniąc ich przed nadmiernym wzrostem cen energii elektrycznej. "W przypadku bowiem znaczącego wzrostu cen praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia, podmioty, na których ciąży obowiązek wynikający z art. 52 ust. 1 ustawy o OZE (czyli obowiązek nabycia i umorzenia certyfikatu) będą mogły realizować ten obowiązek poprzez uiszczenie opłaty zastępczej" - czytamy w uzasadnieniu.

!Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej szacuje, że wzrost obowiązku umorzenia zielonych certyfikatów do 17,5 proc. będzie oznaczał redukcję nadpodaży jedynie o ok. 4 TWh.

Posłowie wskazują ponadto, że w przypadku wzrostu wartości rynkowej certyfikatów urynkowienie jednostkowej opłaty zastępczej "ujawni jej funkcję jak swoistej ceny maksymalnej, którą mogą uzyskać wytwórcy energii elektrycznej z OZE w zamian za prawa majątkowe i doprowadzi do zmniejszenia wsparcia dla tych wytwórców, zmniejszając obciążenie odbiorców końcowych w związku ze wzrostem cen energii".

OPINIA EKSPERTA

@RY1@i02/2017/179/i02.2017.179.183000200.802.jpg@RY2@

Piotr Ziarko adwokat z kancelarii ZK Legal & Tax s.c.

Zmiany, jakie wprowadzi nowela ustawy o odnawialnych źródłach energii z 20 lipca 2017 r., nie rozwiązują obecnej trudnej sytuacji na rynku zielonych certyfikatów, a raczej budzą niepokój inwestujących w branżę OZE. Zarówno przedsiębiorców, którzy zawarli umowy długoterminowe z koncernami na odbiór energii elektrycznej, jak i pozostałych. Ci pierwsi obawiają się zwiększenia niepewności tych umów, tych drugich niepokoi widmo zwiększenia nadpodaży na rynku.

Nowela wprowadza nieznane poprzednio powiązanie opłaty zastępczej z ceną certyfikatów. To może negatywnie wpłynąć na rynek pozasesyjny. Niewykluczone bowiem, że w konsekwencji w wielu przypadkach dojść może do zmiany lub wygaśnięcia umów długoterminowych zawartych przez inwestorów z koncernami energetycznymi. Kluczowym pytaniem jest więc podejście koncernów energetycznych. Już dziś widać, że podejmują one próby rozwiązywania lub renegocjacji zawartych umów długoterminowych.

Po wygaszeniu długoterminowych umów przedsiębiorcy, którzy dotychczas nie byli obecni na rynku obrotu certyfikatami, będą zmuszeni rywalizować na nim z tymi inwestorami, którzy nie mieli podpisanych umów długoterminowych. Trafią więc na zrujnowany rynek i zwiększą i tak trapiącą go nadpodaż. W przypadku pogłębienia dotychczasowej nadpodaży ceny zielonych certyfikatów będą musiały spaść. Głośno dziś już mówi się o tym, że wielu inwestorom, zwłaszcza tym, którzy kredytowali swoje przedsięwzięcia, grozi bankructwo.

Oprac. JP

Jak zbilansować nadpodaż

Co ważne, z pracami nad nowelizacją ustawy o OZE zbiegła się też publikacja projektu rozporządzenia ministra energii w sprawie zmiany wielkości udziału ilościowego sumy energii elektrycznej wynikającej z umorzonych świadectw pochodzenia potwierdzających wytworzenie energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w latach 2018-2019 (Dz.U. z 2017 r. poz. 1559).

W 2018 r. obowiązek zakupu czystej energii przez firmy energetyczne i operatorów systemów przesyłowych wyniesie 17,5 proc., a w 2019 r. 18,5 proc. w stosunku do obecnego 15,4 proc. Zdaniem branży OZE to właśnie wyższe wymogi mogą najbardziej pomóc zredukować nadpodaż zielonych certyfikatów. Wprowadzone poziomy są niższe niż te, o które zabiegali inwestorzy i banki kredytujące ekoelektrownie, ale i tak spotkały się z pozytywnym przyjęciem branży OZE. Przy czym, jak przekonuje PSEW, mimo wprowadzonej przez Ministerstwo Energii zmiany w 2019 r. nadpodaż zielonych certyfikatów będzie wciąż na bardzo wysokim poziomie i spadnie tylko do poziomu około 14 TWh, co odpowiada wielkości nadwyżki na rynku z początku 2015 r.

Również eksperci Konfederacji Lewiatan postulują, by obowiązek wykupienia świadectw pochodzenia energii był większy, niż chce tego ministerstwo, i wynosił 20 proc. już w przyszłym roku. - Może to pomóc zbilansować obecną nadpodaż na rynku, co i tak wymagać będzie kilku lat. Zaproponowane przez resort energii 17,5 proc. to za mało do uregulowania zaburzonej sytuacji inwestorów na rynku świadectw pochodzenia. Zwiększenie udziału zakupu świadectw pochodzenia energii elektrycznej wytworzonej w źródłach odnawialnych o 1 punkt procentowy przekłada się o wzrost popytu na nie o około 1,3 TWh - mówi Dominik Gajewski, ekspert Konfederacji Lewiatan.

Nowelizacja w drodze

Branża OZE z dużym zaniepokojeniem przygląda się również kolejnemu projektowi nowelizacji ustawy o OZE, który już jest w konsultacjach społecznych. Jest ona określana jako duża nowela OZE. Zapowiadane w projekcie zmiany mają na razie słodko-gorzki wymiar.

Z jednej strony resort proponuje bowiem częściowy powrót do stanu prawnego sprzed 2016 r. i korzystnych dla inwestorów starych zasad opodatkowania wiatraków. Przypomnijmy: w wyniku zmiany dokonanej art. 9 pkt 3 ustawy z 20 maja 2016 r. o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych (Dz.U. poz. 961) elektrownie wiatrowe zostały wprost wymienione jako obiekt budowlany w kategorii XXIX załącznika do prawa budowlanego (t.j. Dz.U. z 2017 r. poz. 1332 ze zm.). Zgodnie z obecnymi regulacjami oznacza to więc, że cały wiatrak jest traktowany jako budowla, co wiąże się z obowiązkiem zapłaty daniny w wysokości 2 proc. wartości całego obiektu na mocy art. 2 ust. 1 pkt 3 ustawy z 12 stycznia 1991 r. o podatkach i opłatach lokalnych (t.j. Dz.U. z 2016 r. poz. 716 ze zm.). W świetle propozycji z projektu nowelizacji opodatkowaniu podlegałyby na powrót jedynie elementy konstrukcyjne elektrowni (np. fundamenty i maszt), a więc jej najmniej kapitałochłonne komponenty.

Z drugiej strony - nie zmieni się jednak zapis dotyczący odległości stawiania wiatraka od zabudowań. Będzie to nadal dziesięciokrotność wysokości wraz ze wszystkimi elementami. Przepis ten ma jednak zostać uelastyczniony - jeśli mieszkańcy się na to zgodzą, będzie można postawić nowe budynki mieszkalne bliżej farm wiatrowych, mimo wspomnianego wyżej przepisu.

Ale to i tak nie wszystkie zmiany, jakie są planowane. O tych i o innych - piszemy w kolejnej części tekstu. patrz s. C5

Wymagania UE a nasza obecna sytuacja

Niewykluczone, że podcinanie skrzydeł branży OZE będzie miało negatywne skutki nie tylko dla inwestorów, którzy już ponieśli nakłady na budowę czystych elektrowni. Jeżeli ziści się bowiem czarny scenariusz niewywiązania się z unijnych obowiązków w zakresie ochrony klimatu - to za niewystarczający udział zielonej energii w naszym miksie energetycznym zapłacimy wszyscy, bo czekać nas mogą srogie kary ze strony Brukseli.

UE wyznaczyła bowiem ambitny cel, by już za niecałe trzy lata kraje członkowskie produkowały 1/5 swojej energii właśnie z odnawialnych źródeł. Przy czym każde państwo ma wyznaczony indywidualny cel OZE. W przypadku Polski - na mocy dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE - wynosi on 15 proc.

Tymczasem wciąż wiele nam brakuje, by dogonić europejskich liderów, czyli Niemcy i Francję. Według danych URE udział wiatru i innych OZE (w tym zawodowych elektrowni wodnych) w produkcji energii elektrycznej w Polsce wyniósł w poprzednim roku 8 proc. wobec 7 proc. w 2015 r. Liczby te różnią się znacząco od szacunków unijnej agencji statystycznej Eurostat. Według jej danych z marca tego roku w 2015 r. osiągnęliśmy udział OZE w krajowej konsumpcji energii na poziomie 11,8 proc (w 2014 r. było to 11,5 proc., a w 2013 r. 11,4 proc.). Dla porównania, w tym samym roku (2015 r.) już 11 krajów UE osiągnęło wyznaczony im cel OZE, na który miały czas do 2020 r. Skąd bierze się ta różnica w szacunkach? URE nie bierze pod uwagę przyłączanych do sieci mikroinstalacji przydomowych.

@RY1@i02/2017/179/i02.2017.179.183000200.803.jpg@RY2@

Jakub Pawłowski

jakub.pawlowski@infor.pl

Kolejne zmiany na horyzoncie

Oczekująca na wejście w życie zmiana dotycząca sposobu kalkulacji opłaty zastępczej to niejedyna nowość dla sektora energetyki odnawialnej. Ministerstwo Energii pracuje bowiem nad szerszą nowelizacją ustawy o OZE

Przedstawiony pod koniec czerwca tego roku projekt kolejnej noweli ustawy o odnawialnych źródłach energii przeszedł już etap konsultacji publicznych. Jak wskazuje jego uzasadnienie, ma m.in. doprecyzować niektóre z ustawowych pojęć, wprowadzić zmiany w konstrukcji aukcji, promować nowe rozwiązania w zakresie wsparcia dla małych i mikroinstalacji, a także wyjaśnić niektóre wątpliwości narosłe na gruncie ustawy z 20 maja 2016 r. o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych. Na kilka z tych elementów warto zwrócić szczególną uwagę.

Nowe definicje mikroinstalacji i małej instalacji

Projekt proponuje m.in. zmiany definicji mikroinstalacji i małej instalacji. Zgodnie z propozycją małą instalacją miałaby być instalacja odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 50 kW i mniejszej niż 500 kW (obecnie przedział to 40-200 kW), przyłączona do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV lub o mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu większej niż 150 kW i nie większej niż 900 kW (obecnie 120-600 kW).

Z kolei mikroinstalacją będzie instalacja odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 50 kW (obecnie 40 kW), przyłączona do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV lub o mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu nie większej niż 150 kW (obecnie 120 kW).

Podwyższenie progów w definicjach małych i średnich instalacji w praktyce oznacza, że ich zakresem objęty zostanie szerszy krąg podmiotów. W efekcie więcej z nich uprawnionych będzie do korzystania z pewnych uproszczeń w zakresie formalnych zasad i warunków wytwarzania energii elektrycznej (np. wytwarzanie energii elektrycznej w małej instalacji nie wymaga koncesji, a jedynie wpisu do prowadzonego przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki rejestru). Rozszerzenie kręgu wytwórców objętych tymi definicjami będzie też miało znaczenie z uwagi na wprowadzenie nowego przeznaczonego dla nich systemu wsparcia, przewidzianego w projekcie nowelizacji.

System wsparcia dla słabszych

Dla niektórych rodzajów małych instalacji i mikroinstalacji projekt przewiduje istotne uzupełnienie obecnego systemu wsparcia. Nowymi regulacjami zdecydowano się objąć instalacje wykorzystujące do wytwarzania energii elektrycznej wyłącznie biogaz, w tym również biogaz rolniczy, biogaz pozyskany ze składowisk odpadów lub oczyszczani ścieków, a także hydroenergię. Te wybrane typy instalacji będą mogły skorzystać nowego mechanizmu taryfy gwarantowanej Feed-in-tariff (FIT).

Wytwórcy energii w takich instalacjach, którzy zadeklarują chęć skorzystania z proponowanych rozwiązań i zakwalifikują się do tego systemu, będą mogli sprzedać niewykorzystaną energię elektryczną sprzedawcy zobowiązanemu po stałej cenie zakupu, którą ustalono na 80 proc. ceny referencyjnej.

Dla wyżej wymienionych typów instalacji przewidziano jeszcze inną możliwość. Polega ona na tym, że w przypadku sprzedaży energii podmiotowi innemu niż sprzedawca zobowiązany wytwórcy przysługiwać będzie prawo do pokrycia ujemnego salda (pokrycia różnicy dokonywać będzie operator rozliczeń energii odnawialnej ze środków pochodzących z tzw. opłaty OZE).

Ten drugi system wsparcia oparty na zasadzie Feed-in-premium (FIP) przewidziano nie tylko dla operatorów małych i mikroinstalacji, lecz także dla sprzedaży niewykorzystanej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w instalacji o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie mniejszej niż 500 kW i mniejszej niż 1 MW, również wykorzystującej do produkcji energii elektrycznej biogaz i hydroenergię. Wytworzona w tych źródłach niewykorzystana energia może być zbywana wyłącznie podmiotom innym niż sprzedawca zobowiązany.

Wytwórca, który będzie chciał skorzystać z takiego wsparcia, będzie składać prezesowi URE deklarację o zamiarze sprzedaży niewykorzystanej energii elektrycznej po stałej cenie zakupu w okresie wskazanym przez wytwórcę. Maksymalną zainstalowaną moc elektryczną poszczególnych typów instalacji OZE, które mogą skorzystać z tego wsparcia, określać będzie mogła w drodze rozporządzenia Rada Ministrów. Prezes URE będzie wydawał w drodze postanowienia zaświadczenia o możliwości sprzedaży energii elektrycznej wytwórcom, którzy złożyli deklaracje i spełniają określone w ustawie wymogi.

Ministerstwo Energii w uzasadnieniu nowelizacji wskazuje na pozytywne środowiskowe, gospodarcze i społeczne skutki, jakie w jego ocenie może przynieść nowy system. Przede wszystkim jednak ten model wsparcia, niewymagający udziału w aukcjach, może wydawać się łatwiejszy dla małych przedsiębiorców. Dla nich uczestnictwo w aukcjach jest często nieproporcjonalnym wysiłkiem finansowym i organizacyjnym. W ocenie resortu system ten powinien być atrakcyjny dla niewielkich wytwórców również ze względu na wymagania związane z tempem realizacji inwestycji zgłaszanej w procedurze aukcyjnej czy odpowiedzialność za brak wypełnienia wynikających z aukcji obowiązków. Dlatego w projekcie zaproponowano też możliwość przejścia do nowego systemu przez wytwórców objętych zmienionymi definicjami, którzy wcześniej złożyli oferty aukcyjne.

Pomoc publiczna

W obowiązującej ustawie przedmiotem wątpliwości interpretacyjnych i jednym z elementów dyskusji o nowym kształcie systemu wsparcia pomiędzy Polską a Komisją Europejską były kwestie dotyczące pomocy publicznej. Projekt proponuje, aby wypłacone wsparcie (różnica pomiędzy ceną zaoferowaną w aukcji a średnią ceną energii elektrycznej), będące pomocą operacyjną (udzielaną po oddaniu projektu do użytku), było pomniejszane o wszelką uprzednio otrzymaną pomoc inwestycyjną (to jest pomoc udzieloną na pokrycie z góry określonych nakładów inwestycyjnych projektu). Jak wskazano w uzasadnieniu projektu, dzięki takiej konstrukcji skorygowanej ceny fakt otrzymania wcześniej pomocy inwestycyjnej ma być neutralny dla konkurencyjnego charakteru aukcji.

Aukcje

Zmodyfikowany zostanie również podział na koszyki aukcyjne. Zlikwidowane zostaną osobne koszyki dla klastrów energii i spółdzielni energetycznych (jak wskazano w uzasadnieniu projektu zmian, przepisy dotyczące tych ostatnich zostaną uwzględnione w przyszłym pakiecie regulacji dotyczących rozwoju energetyki rozproszonej). Zgodnie z propozycją odrębne aukcje przeprowadzane mają być natomiast dla:

● instalacji wykorzystujących do wytwarzania energii biogaz (inny niż rolniczy), biomasę, biopłyny,

● instalacji termicznego przekształcania odpadów,

● instalacji wykorzystujących hydroenergię, energię geotermalną i energię wiatru na morzu,

● instalacji wykorzystujących biogaz rolniczy,

● instalacji wykorzystujących wiatr na lądzie i promieniowanie słoneczne,

● hybrydowych instalacji OZE (których definicja ma zostać doprecyzowana).

Uzasadniając nowy sposób zgrupowania instalacji OZE, dla których przeprowadzane będą odrębne aukcje, Ministerstwo Energii wskazuje, że propozycja ta jest konsekwencją doświadczeń i wyników aukcji przeprowadzonych w 2016 r. W ocenie ministerstwa dotychczasowy podział, oparty m.in. o stopień wykorzystania mocy zainstalowanej elektrycznej czy poziom emisji CO₂, w praktyce skutkował bowiem zawężeniem kręgu podmiotów, które mogły złożyć oferty aukcyjne.

Z punktu widzenia inwestorów istotną modyfikacją jest również skrócenie limitów dopuszczalnego wieku urządzeń wchodzących w skład instalacji, z których energia może być sprzedana w drodze aukcji, oraz skrócenie terminu wytworzenia, wprowadzenia do sieci i sprzedaży energii elektrycznej po raz pierwszy w ramach systemu aukcyjnego.

I tak energia elektryczna z OZE, wytworzona po raz pierwszy po dniu zamknięcia sesji aukcji w instalacji OZE lub w zmodernizowanej instalacji OZE, może zostać sprzedana w drodze aukcji wyłącznie w przypadku, gdy urządzenia wchodzące w skład takiej instalacji zostały wyprodukowane w okresie 36 miesięcy przed dniem wytworzenia energii po raz pierwszy (obecnie ustawa mówi o 48 miesiącach). Jeszcze większe ograniczenie projekt wprowadza dla instalacji wykorzystujących energię promieniowania słonecznego (18 miesięcy) i energię wiatru na lądzie (24 miesiące). Bez zmian pozostaje jedynie okres wskazany dla morskich elektrowni wiatrowych (72 miesiące).

Z kolei składając ofertę, uczestnik aukcji będzie musiał zobowiązać się do wytworzenia energii, a także (czego nie ma w obecnie obowiązującej ustawie) do jej wprowadzenia do sieci i sprzedaży po raz pierwszy z odnawialnego źródła, które powstanie lub zostanie zmodernizowane po przeprowadzeniu aukcji w terminie 36 miesięcy od dnia zamknięcia sesji aukcji (obecnie 48 miesięcy).

Termin ten ulega również skróceniu dla instalacji fotowoltaicznych (18 miesięcy zamiast obecnych 24). W przypadku instalacji wykorzystujących energię wiatru na lądzie, dla których ustawa dotychczas nie przewidywała osobnego terminu, a projekt mówi o 24 miesiącach. Bez zmian pozostaje w projekcie konsekwentnie termin przewidziany dla instalacji wykorzystujących energię wiatru na morzu (72 miesiące).

Niewątpliwie propozycje zmian są istotne z perspektywy planowania procesu wybudowania instalacji OZE.

Co dla nabywców instalacji

Nowością jest też proponowany art. 83a, zgodnie z którym w przypadku sprzedaży instalacji OZE prezes URE wyrazić może zgodę - w drodze zaskarżalnego postanowienia - na przejście na nabywcę praw i obowiązków wynikających z wygranej aukcji. Wydanie owego postanowienia poprzedzi postępowanie, w którym organ regulacyjny weryfikować będzie, czy nabywca spełnia warunki formalne wytwarzania energii elektrycznej w instalacji oraz czy nie istnieje ryzyko braku realizacji przez niego obowiązków wynikających z aukcji. Przepis ten znajdzie zastosowanie w przypadku, w którym zbywana jest nie spółka, ale środki trwałe (albo przedsiębiorstwo lub jego zorganizowana część). Z perspektywy umowy sprzedaży w praktyce obrotu oczekiwanie na zgodę prezesa URE będzie zapewne przybierało formę warunku zawieszającego. Co jednak ważne, mimo przejścia praw i obowiązków z aukcji na nabywcę instalacji, przez okres dwóch lat za ewentualne uchybienia nabywcy solidarną odpowiedzialność będzie ponosił zbywca.

Nowy obowiązek ministra energii

Projektowany art. 72a obliguje ministra właściwego do spraw energii do corocznej publikacji podlegającego konsultacjom publicznym "Harmonogramu sprzedaży energii elektrycznej z odnawialnych źródle energii", określającego maksymalną ilość i wartość energii elektrycznej z OZE planowaną do sprzedaży w drodze aukcji w kolejnych trzech latach kalendarzowych. Przepis ten nie wskazuje jednak, aby dokument ten miał być w jakikolwiek sposób wiążący. Nie wydaje się więc, aby inwestorzy mogli wywodzić z niego jakieś oczekiwania prawne.

Opodatkowanie elektrowni wiatrowych do modyfikacji

Projektowana nowelizacja ma wprowadzać również zmiany w ustawie o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych. Ustawa ta wprowadziła tak zwane wymogi odległościowe, to znaczy konieczność zachowania odległości równiej co najmniej 10-krotności wysokości elektrowni wiatrowej od budynków mieszkalnych.

Jednocześnie dokonana przez nią zmiana definicji budowli zniosła dotychczasowy podział elektrowni wiatrową na część budowlaną (np. fundamenty) i część niebudowlaną (techniczną). Na skutek jednak tej zmiany (co potwierdza dotychczasowe orzecznictwo sądów administracyjnych) elektrownia wiatrowa w całości stała się przedmiotem opodatkowania podatkiem od nieruchomości, powodując wzrost kosztów po stronie wytwórcy. Projekt nowelizacji przywraca podział na część budowlaną i techniczną elektrowni. Taka zmiana spowodować ma powrót do opodatkowania podatkiem od nieruchomości jedynie części budowlanej.

Projekt modyfikuje również te przepisy ustawy odległościowej, które m.in. w praktyce uniemożliwiały zmianę w toku inwestycji istniejącego pozwolenia na budowę (zmiana bez konieczności stosowania wymogów odległościowych miałaby być możliwa przy założeniu, że nie będzie prowadziła do zwiększenia zakresu oddziaływania na środowisko). Te propozycje wychodzą naprzeciw postulatom operatorów elektrowni wiatrowych.

Ochrona właścicieli gruntów

Nowością zaproponowaną w ustawie o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych jest wiele przepisów regulujących kwestie zakończenia ruchu elektrowni i obowiązku zwrotu przez wytwórcę nieruchomości w stanie niepogorszonym. Ma to na celu, jak wskazano w uzasadnieniu projektu, zwiększenie ochrony właścicieli gruntów (którzy w przeciwnym wypadku mogliby być zmuszeni do poniesienia kosztów usunięcia instalacji).

Z perspektywy inwestorów ważne jest w szczególności, że odpowiedzialność za zrealizowanie obowiązku zwrotu nieruchomości w stanie niepogorszonym w przypadku osób prawnych spoczywać będzie na każdym, kto na podstawie ustawy, umowy spółki lub statutu ma prawo do prowadzenia spraw związanych z funkcjonowaniem elektrowni wiatrowej i do jej reprezentowania (samodzielnie lub łącznie z innymi osobami). Osoby te odpowiedzialność za niepodjęcie działań mających na celu realizację powyższego obowiązku w terminie 90 dniu od rozwiązania bądź wygaśnięcia umów dopuszczających lokalizację elektrowni wiatrowych ponosić miałyby całym swym majątkiem (proponowany art. 7c).

Przepis ten, jak się wydaje, wprowadzać ma więc odpowiedzialność osób zarządzających osobą prawną o charakterze co najmniej solidarnym wraz z osobą prawną.

Jaka przyszłość

Projekt nowelizacji będzie zapewne podlegał dalszym zmianom, również w związku ze zgłaszanymi w procesie legislacyjnym uwagami. Trudno również przewidzieć ostateczny termin wejścia nowych przepisów w życie (projekt proponował pierwotnie datę 1 września 2017 r.).

Jak zawsze pozostaje też otwarte pytanie, czy ukształtowany przez nowelizację system pozostanie stabilny, czy też będzie podlegał kolejnym modyfikacjom. Już dziś można jednak przypuszczać, że kolejne zmiany otoczenia regulacyjnego dla szeroko pojętego sektora energetyki odnawialnej są nieuniknione. Uzasadnienie projektu ustawy zmieniającej wspomina o nowym pakiecie regulacji dotyczącym energetyki rozproszonej. Innymi kwestiami, które mogą wpływać na sektor OZE, są np. możliwe regulacje dotyczące elektromobilności czy magazynowania energii. Rynek energii podlega niezwykle dynamicznym przekształceniom, które bez wątpienia będą musiały znajdować swoje odzwierciedlenie w kolejnych zmianach prawnych.

@RY1@i02/2017/179/i02.2017.179.183000200.804.jpg@RY2@

dr Grzegorz J. Wąsiewski

radca prawny, BSJP Brockhuis Jurczak Prusak Sp. k.