Problemy interpretacyjne ustawy o OZE

Transkrypt

1 Problemy interpretacyjne ustawy o OZE Autor: dr Christian Schnell, radca prawny, partner kancelarii SOLIVAN, ekspert Rady OZE Konfederacji Lewiatan ( Czysta Energia kwiecień 2015) Ustawa o OZE będzie wchodziła w życie stopniowo, w okresie od końca marca do 1 stycznia 2016 r. Dokument zawiera sporo przepisów, które wymagają jeszcze wyjaśnienia. Dopiero rozporządzenia wykonawcze i regulamin aukcji wyjaśnią przedstawione w artykule problemy interpretacyjne, przynajmniej autor ma taką nadzieję. Brak precyzyjności w zapisach ustawy Wytworzenie i wprowadzenie pierwszej energii elektrycznej do sieci następuje już w fazie rozruchu instalacji OZE. Sprzedawca zobowiązany nabywa tę energię, a wytwórcy przysługują świadectwa pochodzenia. Artykuł 42 ust. 1 i art. 44 ust. 1 ustawy o OZE warunkują uzyskanie praw w nich wskazanych od wytworzenia po raz pierwszy energii elektrycznej z instalacji OZE. Zgodnie z art. 44 ust. 1 ustawy o OZE, świadectwo pochodzenia przysługuje wytwórcy energii elektrycznej, o której mowa w art. 41 ust. 1 pkt 2 oraz w art. 42 ust. 1 i 5 ustawy o OZE, wytworzonej w instalacji odnawialnego źródła energii, w której energia elektryczna została wyprodukowana po raz pierwszy przed dniem wejścia w życie rozdziału IV, tj. przed 1 stycznia 2016 r. W art. 2 pkt 13 lit. a ustawy o OZE zawarto definicję instalacji odnawialnego źródła energii, zgodnie z którym jest to instalacja stanowiąca wyodrębniony zespół urządzeń służących do wytwarzania energii i wyprowadzania mocy, przyłączonych w jednym miejscu przyłączenia, z jednego rodzaju odnawialnych źródeł energii. Warunkiem koniecznym i wystarczającym do uzyskania prawa do otrzymywania świadectw pochodzenia jest wytworzenie przez instalację prądu przed 1 stycznia 2016 r. Ustawa OZE nie przewiduje żadnych dodatkowych warunków, takich jak formalne zakończenie inwestycji przez uzyskanie pozwolenia na użytkowanie, wydanie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej czy też potwierdzenie wygenerowania jej w odnawialnym źródle energii przez wydanie świadectw pochodzenia (zob. rozporządzenie Ministra Gospodarki z r.). Zespół urządzeń służących do wytwarzania energii stanowi instalację w przypadku przyłączenia urządzeń do sieci w jednym miejscu. Nie ma postanowień wprowadzających jakiekolwiek dodatkowe wymogi, np. co do wielkości tej produkcji, ilości urządzeń stanowiących wyodrębniony zespół przyłączonych do sieci lub stopnia wykorzystania danej instalacji. 1

2 Wskazane byłoby jednoznaczne potwierdzenie przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, w jaki sposób traktowane będą instalacje odnawialnego źródła energii złożone z zespołu urządzeń w rozumieniu art. 2 ust. 13 ustawy OZE w przypadku, gdy w danej instalacji jako całości wytworzono energię elektryczną przed 1 stycznia 2016 r., podczas gdy energia nie została w tym okresie wygenerowana przez wszystkie jednostki wytwórcze danego zespołu urządzeń. Zapisy ustawy nie regulują także sytuacji, w której wytwórca rozpoczyna wytwarzanie energii w instalacji odnawialnego źródła energii po 1 stycznia 2016 r., czyli w okresie, gdy nie otrzymuje się już świadectw pochodzenia, a nie startował jeszcze w aukcji. Może to być spowodowane niespełnieniem warunków technicznych, np. opóźnieniami w dostawach i budowie transformatorów. Możliwość opt-out dla istniejących instalacji OZE występuje tylko dla tych podmiotów, które mają możliwość rezygnacji ze wsparcia opartego na systemie zielonych certyfikatów oraz przystąpienia do systemu aukcyjnego dla funkcjonujących instalacji. W przypadku niepowodzenia w przetargu na energię z OZE producenci zostają więc w systemie zielonych certyfikatów. Ustawodawca pominął możliwość uczestnictwa w aukcji wcześniej wybudowanych instalacji, w których dostarczanie energii elektrycznej do sieci z pierwszej jednostki wytwórczej nastąpiło po 31 grudnia 2015 r., ale nie w wyniku wygrania aukcji. Konieczność uniknięcia nadwsparcia Ustawa o OZE z jednej strony określa w art. 39 ust. 1, że co roku cena sprzedaży zaoferowana na aukcji ma zwiększać się o wskaźnik inflacji, czego skutkiem jest wzrost przychodów producenta. Z drugiej strony zapis w przytoczonym artykule odnosi się do sztywnej ceny referencyjnej ustalonej dla roku, w którym odbywa się aukcja, bez jej inflacyjnego zwiększania, a więc bez zwiększania akceptowalnego poziomu dopłat. W konsekwencji może dojść do sytuacji, w której producent w trakcie roku wprawdzie będzie otrzymywał przychody zwiększone o wskaźnik inflacji, ale po zakończeniu i rozliczeniu roku ich część będzie musiał zwrócić jako nadmierną pomoc publiczną. Z treści uzasadnienia projektu ustawy o OZE z 7 lipca 2014 r. wynika: Waloryzacja taryfy przydzielanej w ramach aukcji o wskaźnik wzrostu cen towarów i usług (inflacja) - Projekt ustawy zakłada, że cena zakupu energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, podana w ofertach uczestników aukcji, którzy wygrali aukcję, podlegać będzie corocznej waloryzacji średniorocznym wskaźnikiem cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem z poprzedniego roku kalendarzowego, określonym w komunikacie Prezesa Głównego Urzędu Statystycznego, ogłoszonym w Dzienniku Urzędowym Rzeczpospolitej Polskiej Monitor Polski. Jak wskazano w OSR, takie rozwiązanie będzie dużo mniej kosztowne przez okres pierwszych sześciu lat wytwarzania energii, to po tym czasie zwaloryzowana taryfa przekroczy poziom taryfy stałej, która nie podlegałaby waloryzacji. 2

3 Minister Gospodarki w projekcie rozporządzenia w sprawie szczegółowego sposobu obliczania łącznej wartości pomocy publicznej dla wytwórców energii elektrycznej z odnawialnego źródła energii w instalacjach odnawialnego źródła energii w 2 we wzorze na obliczenie łącznej wartości pomocy publicznej określa także element: PI wartość innej pomocy o charakterze inwestycyjnym, bez względu na formę jej udzielenia, przeznaczoną na budowę lub przebudowę danej instalacji odnawialnego źródła energii [zł]. Suma składników łącznej wartości pomocy publicznej uzupełniona o czynnik PI bezpośrednio wpływa na spełnienie dopuszczalności udzielenia pomocy publicznej zgodnie z dalszym 3 wspomnianego rozporządzenia. Wskazane byłoby wprowadzenie do rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowego sposobu obliczania łącznej wartości pomocy publicznej dla wytwórców energii elektrycznej z odnawialnego źródła energii w instalacjach odnawialnego źródła energii zapisu wprost określającego obowiązek dołączenia do wartości innej pomocy (PI) wszelkiej otrzymanej pomocy publicznej, zgodnie z zapisami wytycznych EEAG dot. pomocy publicznej dla energetyki i ochrony środowiska oraz ogólnego rozporządzenia Komisji (UE) w sprawie wyłączeń blokowych (dalej GBER ). W przypadku przedsiębiorstwa będącego operatorem instalacji spalania wielopaliwowego oraz małej elektrowni wodnej nie jest jasne, czy przy analizowaniu wielkości dozwolonej pomocy publicznej dla małej elektrowni wodnej należy uwzględnić przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia OZE i CHP uzyskanych przez instalację spalania wielopaliwowego. Wydaje się, że w przypadku wystąpienia takiej konieczności mała elektrownia wodna nie miałaby szans na wsparcie ze względu na wystąpienie nadwsparcia. Nie wiadomo, czy analizowanie składników łącznej wartości pomocy publicznej, o której mowa w art. 39 ust. 2, będzie dotyczyło konkretnej instalacji OZE, czy też łącznie wszystkich instalacji OZE należących do jednego wytwórcy (np. przedsiębiorstwa eksploatującego dwie lub więcej instalacji OZE wykorzystujących różne odnawialne źródła energii). W szczególności problem dotyczy przychodów ze sprzedaży świadectw pochodzenia OZE i CHP wydanych dla takich instalacji. Dokumentacja procedury prekwalifikacyjnej W art. 75 ust. 4 ustawy OZE ustawodawca nie precyzuje pojęcia lokalizacji, nie wiadomo więc, czy chodzi tu o szczegółowe informacje, tj. numery działek ewidencyjnych, czy tylko o miejscowość lub obręby. Na podstawie ustawy OZE nie można w sposób jednoznaczny stwierdzić, czy dana instalacja składająca się z zespołu urządzeń musi ostatecznie obejmować tę samą liczbę urządzeń, którą wymienia pozwolenie na budowę, czy też dopuszczalna jest zmiana ilości urządzeń przy zachowaniu łącznej mocy, np. wymiana 12 turbin wiatrowych 2,5 MW na 10 turbin wiatrowych 3 MW po wygraniu aukcji poprzez zmianę pozwolenia na budowę. Nie można również w sposób jednoznaczny potwierdzić, czy moc zespołu urządzeń ma być mocą sztywną lub mocą maksymalną, a także czy np. wymiana 10 turbin wiatrowych 2,5 MW na 10 turbin wiatrowych 2,4 MW jest dopuszczalna po wygranej aukcji. Wyjaśnienie wątpliwości ma kluczowe znaczenie w wypadku przesuwania poszczególnych urządzeń na 3

4 inne działki albo w razie zmiany liczby urządzeń (zrezygnowanie z niektórych lokalizacji) przy zachowaniu wskazanej mocy. To powodowałoby zmianę danych wskazanych we wniosku. Tym samym nie wiadomo, czy takie działanie jest dopuszczalne po złożeniu wniosku i/lub po wygranej aukcji. Łączne zestawienie lokalizacji i mocy w cytowanym przepisie sytuuje je na równi względem siebie, podczas gdy z punktu widzenia ustawodawcy kluczowa jest przesyłana i dostarczana moc, którą wygrywający aukcję zobowiązuje się produkować. Ponadto użyty w tym przepisie termin prawomocność nie ma definicji legalnej. Ustawa OZE nie wskazuje też wyraźnie, że w tym przypadku chodzi o decyzje prawomocne w rozumieniu ich rozstrzygnięcia przez sąd administracyjny albo w wyniku upływu terminu na wniesienie skargi. Należałoby stosować art. 269 k.p.a. (w związku z art. 90 ust. 1 ustawy OZE), który stanowi, że Decyzje określone w innych przepisach jako prawomocne uważa się za ostateczne, chyba że z przepisów tych wynika, iż dotyczą one takiej decyzji, która została utrzymana w mocy w postępowaniu sądowym bądź też nie została zaskarżona w tym postępowaniu z powodu upływu terminu do wniesienia skargi. Biorąc pod uwagę długość postępowań sądowych w Polsce i mając na względzie przepis art. 75 ust. 6 ustawy OZE, nakazujący, aby m.in. załączane pozwolenia na budowę były ważne w dniu złożenia tego wniosku przez okres nie krótszy niż sześć miesięcy, trudno oczekiwać, że w przypadku, gdy dane pozwolenie na budowę jest ostateczne w rozumieniu art k.p.a. (ergo można na jego podstawie rozpocząć budowę), chociażby zostało zaskarżone do sądu administracyjnego, nie mogłoby być załączone do wniosku o wydanie zaświadczenie o dopuszczeniu do udziału w aukcji. Z kolei w sytuacji, w której dana inwestycja posiada już pozwolenie na użytkowanie, należy uznać za spełniony warunek określony w art. 75 ust. 6 ustawy OZE. Etapowanie projektów Ustawodawca pominął możliwości przystąpienia do aukcji projektów podzielonych na etapy. Brakuje jednak odniesienia do etapowego przystępowania do aukcji. W rzeczywistości często dzieje się tak, że inwestycja z jedną umową przyłączeniową, np. na 100 MW, została podzielona na dwa etapy ze względu na opóźnienie w procesie uzyskania pozwolenia na budowę dla części inwestycji, np. 50 MW będzie gotowych do aukcji w 2016 r., a kolejne 50 MW w 2017 r. Przepisy ustawy nie wyłączają explicite takiej możliwości, o ile więc nie wpływa to na spełnienie pozostałych wymogów przystąpienia do procedury aukcyjnej, powinno to być dopuszczalne. Należy zauważyć, że zgodnie z art. 42 ust. 10 GBER dana moc instalacji jednego rodzaju, przyłączonego do jednego punktu przyłączenia, jest istotna z punktu widzenia kwalifikacji jako źródło do 500 kw, do 1 MW lub powyżej 1 MW. GBER nie zabrania przyłączenia większej ilości instalacji niż jedna do tego samego punktu przyłączenia, w związku z czym ewentualny zakaz byłby swoistą nadinterpretacją regulacji unijnych. Należy wskazać, że zgodnie z art. 288 traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (Dz. Urz. Unii Europejskiej seria C 83/171), w celu wykonania kompetencji Unii 4

5 instytucje przyjmują rozporządzenia, dyrektywy, decyzje, zalecenia i opinie. W sytuacji kolizji norm przepisów ustawy krajowej w konkretnej materii prawnej z tożsamym zagadnieniem prawnym rozwiązanym w rozporządzeniu UE należy zastosować rozporządzenie unijne, ze względu na zasadę ogólną pierwszeństwa prawa UE. Konwersja prądu stałego w PV Ustawodawca nie przyjmuje szczególnej formy rozliczenia dla instalacji fotowoltaicznych. Pozyskiwanie energii elektrycznej z instalacji fotowoltaicznych charakteryzuje się powstawaniem w pierwszej kolejności prądu stałego oraz konieczności jego późniejszego konwertowania na prąd zmienny w celu jego przesyłu do sieci. Konieczność konwersji nie występuje w przypadku wytwarzania energii z pozostałych źródeł odnawialnych. W wyniku konwersji utraconych zostaje ok. 12% początkowej ilości wytworzonej energii elektrycznej. Oczywiste jest ryzyko ponoszone przez wytwórców energii, w tym energii z OZE, dotyczące straty mocy podczas przesyłu energii elektrycznej przez sieci dystrybucyjne i przesyłowe. Ze względu na obecny stan techniczny ogniw fotowoltaicznych, zmuszający w pierwszej kolejności do wytwarzania prądu stałego i w konsekwencji straty średnio aż ok. 12% mocy przy konwersji na prąd zmienny, co nie ma miejsca w przypadku innych źródeł OZE, wytwórcy energii elektrycznej z instalacji fotowoltaicznych będą (przy zastosowaniu innych zasad wyliczenia energii aniżeli w przypadku pozostałych źródeł energii z OZE, tj. innych niż odniesienie do wytworzonego wolumenu prądu zmiennego) od samego początku dyskryminowani. Postulat wyliczenia mocy w przypadku instalacji fotowoltaicznych w odniesieniu do mocy wytworzonego prądu zmiennego jako rodzaju energii elektrycznej bezpośrednio przesyłanej do sieci elektrycznych, a nie wielkości mocy nominalnej danej instalacji fotowoltaicznej wytwarzającej prąd stały przesyłany do sieci dopiero po konwersji na prąd zmienny (i przy średnio 12-procentowej utracie mocy), jest tym bardziej zasadny, że w przypadku wprowadzenia programu Prosument i zaangażowaniu osób fizycznych w generowanie energii elektrycznej to właśnie instalacje fotowoltaiczne będą najczęściej wybieranymi przez prosumentów instalacjami do generowania energii z OZE. 5