Kolejna nowela ustawy OZE


Opublikowano projekt zmiany ustawy o odnawialnych źródłach energii, która w zamyśle ma umożliwić budowę nowych OZE przy możliwie niskim poziomie cen energii dla odbiorców.

Nowa ustawa wprowadza kolejną modyfikację mechanizmu liczenia opłaty zastępczej, uzależniając jej wysokość od cen energii na rynku. Opłata ma być różnicą między 85% średniej z cen referencyjnych dla wszystkich technologii obowiązujących w 2018 r. ważonej mocą zainstalowaną tych technologii (na dzień 30 czerwca 2016 r.) a średnią roczną ceną sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w poprzednim roku ogłaszaną przez Prezesa URE obowiązującą w terminie wykonania obowiązku umorzenia certyfikatów lub uiszczenia opłaty zastępczej. Taki mechanizm ma na celu uniknięcie potencjalnego nadwsparcia źródeł OZE w sytuacji, gdyby wraz ze wzrostem cen energii dochodziło do wzrostu cen certyfikatów. Tak obliczana opłata OZE dla roku 2019 wyniosłaby 117,37 zł. Nowy sposób wyliczenia opłaty zastępczej ma wejść w życie od 1 stycznia roku następującego po jego akceptacji przez Komisję Europejską.

Jakkolwiek cel zmiany wydaje się słuszny, to należy zauważyć, że jest to już kolejna zmiana „starego” systemu wsparcia, która nie mogła znaleźć żadnego odzwierciedlenia w biznesplanach istniejących OZE czy w planach finansujących je banków. Autorom projektów zdaje się też umykać fakt, że projekty OZE latami notowały dużo mniejsze przychody, niż zakładano, a renegocjacje finansowania często wiązały się z przesunięciem spłaty kredytów w nadziei na nadejście lepszych czasów.

Poza tym projekt wprowadza zmiany w systemie aukcyjnym, m.in.:

  • przedłużenie systemu wsparcia do 30 czerwca 2039 r., co nie tylko oznacza jego wydłużenie o kilka lat, ale także – w kontekście zablokowania budowy nowych projektów wiatrowych na lądzie tzw. „ustawą antywiatrakową” – daje szansę na wygranie przyszłych aukcji innym rodzajom OZE, np. projektom fotowoltaicznym,
  • wydłużenie zobowiązania do sprzedaży po raz pierwszy energii elektrycznej do 42 miesięcy po wygranej aukcji. W praktyce dotyczy to głównie projektów biomasowych i biogazowych, ponieważ szczególne regulacje w tym zakresie dotyczące fotowoltaiki (18 miesięcy) oraz wiatru na lądzie (30 miesięcy) i morzu (42 miesiące) pozostają niezmienione,
  • obowiązek przedłużenia przez OSD umów przyłączeniowych projektom, które wygrały aukcje, co najmniej do końca terminu na realizację sprzedaży po raz pierwszy energii elektrycznej po wygranej aukcji,
  • likwidację obliga sprzedaży energii na giełdzie przez istniejących wytwórców OZE, którzy chcą przystąpić do aukcji,
  • uchylenie wymogu złożenia decyzji środowiskowej w ramach dopuszczenia do aukcji,
  • obowiązek wskazania planowanych (nie definitywnych) dat rozpoczęcia okresu, w którym wytwórca będzie korzystać z systemu wsparcia oraz ilości energii elektrycznej do sprzedaży w ramach systemu wsparcia (z tym że sankcja za brak wytworzenia przynajmniej 85% energii pozostała w ustawie),
  • możliwość jednokrotnej aktualizacji oferty, która wygrała aukcję, w zakresie mocy zainstalowanej (z wyjątkiem przypadków, gdyby moc miała spaść poniżej lub wzrosnąć powyżej 1 MW) oraz alokacji energii do sprzedaży w ramach systemu do poszczególnych lat,
  • możliwość rozliczania ujemnego salda za pomocą formularza elektronicznego,
  • zasadę, że ewentualny zwrot dodatniego salda przez wytwórcę nie może przekroczyć otrzymanego ujemnego salda. Oznacza to również brak konieczności zwracania dodatniego salda w przypadku, gdyby wcześniej ujemne saldo nie wystąpiło (np. na początku działania projektu), co powinno pozytywnie wpłynąć na prognozowanie przepływów pieniężnych nowych projektów.

Ponadto dla wszystkich wytwórców, którzy zawarli umowy przyłączeniowe przed 4 maja 2015 r. i w 2019 r. planują przystąpić do aukcji, przewidziano zasadę, że koniec terminu na dostarczenie po raz pierwszy energii elektrycznej przewidziany w umowie nie może być wcześniejszy niż 1 stycznia i późniejszy niż 31 stycznia 2020 r. Wydłużono także możliwy wiek urządzeń montowanych w instalacjach przystępujących do aukcji dla nowych instalacji z 36 do 48 miesięcy. Jakkolwiek w praktyce umożliwi to realizację gotowych projektów z pozwoleniami na budowę, które udało się uratować przed „ustawą antywiatrakową”, to jednak projekty te bazować będą na starszych typach turbin – mniej wydajnych niż nowoczesne modele dostępne na rynku. Trudno uznać takie działanie za rozsądne w dłuższej perspektywie, szczególnie że mniej przyczynia się do realizacji celów rządu, czyli stabilnych dostaw energii po niskiej cenie dla odbiorców.

Projekt określa również poziomy zielonego i błękitnego obowiązku na 2020 r. jako odpowiednio 19,5% oraz 0,5%, a także określa budżet na aukcje w 2019 r.

W przypadku aukcji migracyjnych (dla istniejących instalacji) przewidziano pieniądze dla biogazu, biogazu rolniczego, hydroenergii, geotermii, biopłynów i wiatru na morzu (do 1 MW i powyżej 1 MW). W aukcjach dla instalacji nowych pieniądze przewidziano dla:

  • hydroenergii, geotermii, biopłynów, wiatru na morzu, biogazu rolniczego, fotowoltaiki i wiatru na lądzie (do 1 MW),
  • biogazu, biogazu rolniczego, hydroenergii, geotermii, biopłynów, wiatru na morzu, fotowoltaiki i wiatru na lądzie (powyżej 1 MW).

W przewidzianych wolumenach aukcji zdecydowanie dominuje wsparcie instalacji opartych na wiatru na lądzie i fotowoltaiki.

Doprecyzowaniu podlegają również przepisy dotyczące gwarancji pochodzenia.

Marek Dolatowski, adwokat, praktyka sektora energii kancelarii Wardyński i Wspólnicy