Aspekty prawne wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji
Ustawa o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji weszła w życie niemal równy rok temu. W tym czasie została ona już raz znowelizowana, a przewidziane w niej wsparcie zatwierdziła Komisja Europejska. Wydano także szereg dotyczących jej aktów wykonawczych. Wydaje się zatem, że jest to dobra okazja do przybliżenia prawnych aspektów wsparcia dla kogeneracji w ich obecnym kształcie.
Ustawa z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (dalej: „Ustawa”) 1, weszła w życie 25 stycznia 2019 r. Rozwiązania w niej przewidziane zastąpiły wygasający z końcem 2018 r. poprzedni system wsparcia dla wytwórców oparty na obrocie świadectwami pochodzenia, zwanymi potocznie „kolorowymi” (żółtymi, czerwonymi, fioletowymi) certyfikatami. Utrzymanie wsparcia w nowej formie zdaniem było oczekiwane przez rynek, a zdaniem ustawodawcy niezbędne dla umożliwienia rozwoju źródeł nowych
i utrzymania rentowności tych, które już istnieją.
Wsparcie przewidziane w ustawie
Ustawa przewiduje mechanizmy wsparcia dla jednostek (instalacji) nowych i istniejących. W świetle jej treści, nową jednostką jest taki obiekt, co do którego „decyzję inwestycyjną” podjęto nie wcześniej niż po dniu rozstrzygnięcia naboru lub aukcji, a w przypadku małych jednostek – nie wcześniej niż w dniu 1 stycznia 2019 r. Przy tym jednostki, dla których wartość nakładów na modernizację poniesionych po tych datach przekroczyła 50% wartości nowej jednostki, formalnie zakwalifikowano jako „znacznie zmodernizowane”, ale przewidziano dla nich zasadniczo te same reguły jak dla nowych jednostek. Termin podjęcia „decyzji inwestycyjnej” (rozumianej, zgodnie z ustawą, jako rozpoczęcie robót budowlanych związanych z inwestycją albo podjęcie wiążącego zobowiązania do zamówienia urządzeń lub innego zobowiązania, które sprawia, że inwestycja staje się nieodwracalna), określa, czy jednostka zostanie uznana za „nową” czy „istniejącą”, a tym samym determinuje rodzaj dostępnego dla niej wsparcia. Co do zasady wsparcie jest udzielane na okres 15 lat (krótsze okresy 5, 6 i 7 lat przewidziano dla jednostek zmodernizowanych).
Ograniczenia w korzystaniu ze wsparcia
Ustawa uzależnia udział w systemach wsparcia od kryterium wprowadzania co najmniej 70% ciepła użytkowego do publicznej sieci ciepłowniczej. Wówczas wsparcie dotyczy całej wytworzonej, wprowadzonej do sieci i sprzedanej przez wytwórcę energii. W przypadku gdy ten współczynnik jest niższy niż 70%, wsparcie dotyczy proporcjonalnego udziału wytworzonej, wprowadzonej do sieci i sprzedanej energii. Z uwagi na powyższe, ustawowy system wsparcia w zasadzie pomija wytwórców z obszaru energetyki przemysłowej, którzy zamierzaliby wykorzystywać jednostki kogeneracyjne do produkcji energii (ciepła) wyłącznie na własne potrzeby lub do sieci wprowadzać tylko ich niewielką cześć (tzw. „autoproducenci”). Wymóg ten nie dotyczy jednak jednostek małych (o mocy zainstalowanej elektrycznej mniejszej niż 1 MW) oraz opalanych metanem uwalnianym i ujmowanym przy dołowych robotach górniczych w czynnych, likwidowanych lub zlikwidowanych kopalniach węgla kamiennego (o mocy zainstalowanej elektrycznej nie mniejszej niż 1 MW i mniejszej niż 50 MW). Takie rozwiązanie Ustawa przewidywała od czasu opublikowania jej pierwszego projektu. Kwestia ta była przedmiotem wielu uwag wytwórców przemysłowych podnoszonych w toku konsultacji publicznych, ale nie została ona rozstrzygnięta w oczekiwany przez nich sposób.
Limit emisyjności
Niezależnie od powyższego, Ustawa przewiduje ponadto limit emisyjności dla jednostek kogeneracji. Niezależnie od wielkości jednostki, o wsparcie będą mogły ubiegać się tylko te, których jednostkowy wskaźnik emisji dwutlenku węgla nie przekracza 450 kg na 1 MWh wytworzonej energii. Jest to kryterium, które zostało wprowadzone w toku prac nad Ustawą, w jednej z późniejszych wersji jej projektu. Wydaje się, że w praktyce takie rozwiązanie eliminuje z systemu wsparcia jednostki opalane węglem (powyższy współczynnik jest bowiem zbyt restrykcyjny nawet dla najbardziej nowoczesnych jednostek zasilanych tym paliwem). W tym zakresie Ustawa podąża za podobnymi rozwiązaniami, które przewidziano dla wsparcia uzyskiwanego w ramach mechanizmów mocowych (550g CO2/kWh) zgodnie ze zmianami wprowadzonymi prawie Unii Europejskiej w tzw. Pakiecie Zimowym opublikowanym w połowie 2019 r.[1] Co więcej, w przypadku jednostek zasilanych paliwami stałymi w Ustawie przewidziano dodatkowe wymogi konieczne do spełnienia na etapie prekwalifikacji (oceny formalnej) do udziału w aukcji i systemie premii indywidualnych. Na tym etapie wymagane jest bowiem przedłożenie do Prezesa URE akredytowanych badań potwierdzających (i) brak możliwości zasilania jednostki paliwami gazowymi ze względu na techniczne lub ekonomiczne warunki przyłączenia do sieci gazowej (udokumentowany przedstawioną odmową wydania warunków przyłączenia do sieci przez OSD); oraz (ii) brak technicznego lub ekonomicznego uzasadnienia do zasilania tej jednostki wyłącznie biomasą, oraz (iii) nie wyższy od średniej ceny ciepła z innych źródeł zasilających sieć prognozowany poziom cen ciepła w publicznej sieci ciepłowniczej zasilanej bądź planowanej do zasilenia przez daną jednostkę.
Łączenie wsparcia z rożnych tytułów
Ustawowe wsparcie nie przysługuje wytwórcom dla ilości energii elektrycznej w odniesieniu do której już skorzystano z innych subsydiów. Tym samym wprost wykluczone jest łączenie wsparcia przewidzianego w Ustawie oraz ustawach o odnawialnych źródłach energii[2] i rynku mocy[3]. Co ciekawe, pierwsze wersje projektu Ustawy nie wyłączały łączenia wsparcia kogeneracyjnego z wsparcie uzyskiwanym z rynku mocy. Zakaz ten wprowadzono dopiero w jedne z ostatnich wersji ustawy opracowywanej przez Radę Ministrów. Ponadto zgodnie z Ustawą, wsparcie pomniejsza się o wartość pomocy inwestycyjnej przeznaczonej na realizację inwestycji w zakresie jednostek kogeneracji udzielonej w okresie poprzedzających 10 lat. Wprowadzone rozwiązania mają zapobiegać nadmiernemu wsparciu uzyskiwanemu przez wytwórców w formie pomocy publicznej. Ustawa przewiduje szczegółowe (matematyczne) wzory na obliczenia skorygowanej wartości wsparcia.
Rodzaj wsparcia, a wielkości jednostki
Ustawa wyróżnia odrębne grupy jednostek uprawnionych do uzyskania wsparcia. Kryterium podziału jest przede wszystkim wielkość mocy zainstalowanej elektrycznej. W tym zakresie wyodrębniono instalacje o mocy: poniżej 1 MW (określane jako małe jednostki kogeneracji); nie mniejszej niż 1 MW, ale mniejszej niż 50 MW; oraz co najmniej 50 MW. W powyższych przedziałach dodatkowo wydzielono także instalacje nowe, zmodernizowane, znacznie zmodernizowane i istniejące. Grupy jednostek wyodrębnione według kryterium rozmiaru mocy zainstalowanej elektrycznej będą mogły otrzymać przewidziane dla nich rodzaje wsparcia, to jest:
– nowe i znacznie zmodernizowane instalacje o mocy nie mniejszej niż 1 MW, ale mniejszej niż 50 MW – otrzymają wsparcie w postaci udzielanej w drodze aukcji premii kogeneracyjnej,
– istniejące lub zmodernizowane instalacje o mocy nie mniejszej niż 1 MW, ale mniejszej niż 50 MW oraz wszystkie małe jednostki kogeneracji – otrzymają wsparcie w formie premii gwarantowanych, oraz
– instalacje o mocy co najmniej 50 MW – otrzymają wsparcie w formie premii indywidualnych (tzw. premia gwarantowana indywidualna lub premia kogeneracyjna indywidualna).
Premia kogeneracyjna – aukcje
Dla nowych jednostek o mocy zainstalowanej elektrycznej nie mniejszej niż 1 MW, ale mniejszej niż 50 MW przewidziano udzielanie wsparcia w formie aukcji. Autorzy Ustawy w jej uzasadnieniu wprost wskazują, że system aukcyjny dla wysokosprawnej kogeneracji jest wzorowany na aukcjach wprowadzonych kilka lat wcześniej dla odnawialnych źródeł energii. Tym samym, aukcje kogeneracyjne są przeprowadzane przez Prezesa URE, który ustala ich regulamin. On też przeprowadzi proces prekwalifikacji (oceny formalnej wytwórców), warunkujący możliwość udziału wytwórców w aukcji. Przedmiotem aukcji jest premia za sprzedaż energii elektrycznej wytworzonej w skojarzeniu (premia kogeneracyjna). System bazuje na modelu, w którym aukcje wygrają wytwórcy składający najniższe oferty aż do wyczerpania maksymalnej ilości energii elektrycznej lub wartości premii określonej w ogłoszeniu o aukcji. W przypadku, gdy ilość energii elektrycznej i wartość premii objętej ofertami jest nie większa niż ich maksymalna ilość i wartość, aukcje wygrywają uczestnicy, którzy zaoferowali najniższą wartość premii, aż do wyczerpania 80% ilości energii elektrycznej objętej ofertami. Oznacza to, że w takiej sytuacji 20% wolumenu zaoferowanej energii będzie odrzucona, co ma zapobiegać zjawisku „nadwsparcia” (uzyskania zbyt wysokiej premii). Aukcje odbywają się w tzw. formule „pay-as-bid”, co jest równoznaczne z uzyskaniem przez wygrywających oferentów zróżnicowanych wartości premii, odpowiadających cenie oferowanej indywidualnie przez każdego z nich. Co istotne, w ramach systemu aukcje są przeprowadzane w ramach jednego „koszyka”, natomiast w zależności od rodzaju wykorzystywanych paliw (paliw stałych, paliw gazowych, biomasy i innych) zostaną ustalone osobne wartości referencyjne, czyli maksymalne wartości premii, które będą mogli zaoferować wytwórcy. Kluczowe parametry aukcji, podobnie jak w przypadku OZE, określają rozporządzenia ministra właściwego do spraw energii. W szczególności jest on odpowiedzialny za określenie budżetu aukcji na dany rok oraz wysokości maksymalnej premii, jaką będą mogli zalicytować wytwórcy (wartość referencyjna). W celu zwiększenia przewidywalności wsparcia minister ma także określać niewiążąco dwuletnią perspektywę budżetu aukcyjnego. System jest dostępny dla instalacji z innych krajów Unii Europejskiej.
Premia gwarantowana
Dla istniejących i zmodernizowanych jednostek o mocy 1-50 MW oraz jednostek o mocy poniżej 1 MW przewidziano wsparcie w formie stałych dopłat do ceny energii elektrycznej (premia gwarantowana). Wytwórcy mogą dla tych jednostek składać wnioski do Prezesa URE o dopuszczenie do systemu wsparcia, którego wysokość określa w rozporządzeniach minister właściwy do spraw energii. Prezes URE przeprowadza ocenę formalną wniosków wytwórców, natomiast wypłaty premii dokonuje operator rozliczeń.
Premie indywidualne
Dla największych instalacji (o mocy co najmniej 50 MW), ustawa przewiduje wsparcie w postaci premii ustalanej indywidualnie dla danego obiektu. Taka premia jest określana na podstawie faktycznych parametrów i sytuacji rynkowej danej jednostki. Jej wysokość oblicza Prezes URE zgodnie z zasadami wskazanymi w rozporządzeniu wydawanym przez ministra właściwego do spraw energii. Osobne tryby udzielania wsparcia przewidziano dla instalacji istniejących lub zmodernizowanych oraz nowych lub znacząco zmodernizowanych. W przypadku jednostek istniejących lub zmodernizowanych, wytwórcy samodzielnie mogą występować do Prezesa URE o dopuszczenie do systemu premii gwarantowanych. Z kolei jednostki nowe i znacząco zmodernizowane będą musiały wziąć udział w organizowanym przez Prezesa URE naborze, którego przedmiotem jest wsparcie w postaci premii. W obydwu powyższych procedurach wytwórcy będą podlegać procedurze prekwalifikacji przeprowadzanej przez Prezesa URE.
Co dalej?
W kwietniu 2019 r. wsparcie przewidziane przez Ustawę zatwierdziła Komisja Europejska[4], a ostateczny jego kształt został ustalony pod koniec 2019 r. Wtedy bowiem zaczęły obowiązywać wszystkie przewidziane przez ustawę rozporządzenia. W grudniu 2019 r. zostały też przeprowadzone przez Prezesa URE aukcje oraz nabór. W przypadku aukcji można mówić o pewnym sukcesie. Zostały one rozstrzygnięte i wsparcie uzyskały wszystkie zainteresowane podmioty (najwyższa wartość uzyskanego wsparcia jest równa najwyższej złożonej ofercie)[5]. Z kolei w przypadku naboru, nie doszło do rozstrzygnięcia, gdyż nie została złożona choćby jedna oferta spełniająca kryteria ustawowe[6]. W 2020 r. można spodziewać się kolejnych ogłoszeń o przeprowadzeniu przez Prezesa URE aukcji i naboru – Prezes URE jest bowiem zobowiązany przeprowadzać je nie rzadziej niż raz w roku. Wydaje się, że 2020 r. będzie pod tym względem bardziej przewidywalny niż 2019 r. Już teraz znany jest kształt wsparcia dla kogeneracji, co więcej część z wydanych w 2019 r. rozporządzeń obejmuje także 2020 r. Dotyczy to w szczególności maksymalnej ilości (24 000 000 MWh w 2020 r. w porównaniu do 6 000 000 MWh w 2019 r.) i wartości (4 147 860 000 zł w 2020 r. w porównaniu do 1 023 150 000 zł MWh w 2019 r.) energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji, której sprzedaż może zostać objęta premią kogeneracyjną oraz wartości referencyjnych. Czas pokaże jak rozwiązania prawne przewidziane przez Ustawę sprawdzą się w praktyce. Pozostaje więc z uwagą śledzić dalsze losy wsparcia dla kogeneracji.
[1] Art. 22 ust. 4 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej.
[2] Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz.U. z 2018 r., poz. 2389 z późn. zm.).
[3] Ustawa z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz.U. z 2018 r., poz. 9 z późn zm.).
[4] Sprawa nr SA.51192, https://ec.europa.eu/competition/state_aid/cases1/201930/278658_2084476_147_2.pdf.
[5] https://www.ure.gov.pl/download/9/10674/informacjaPUREwynikiaukcjiPK.pdf, dostęp: 28 stycznia 2020 r.
[6] https://www.ure.gov.pl/download/9/10675/Informacja104nabor.pdf, dostęp: 28 stycznia 2020 r.
Autor: Wojciech Szopiński, Associate, Radca Prawny, Departament Energetyki i Projektów Infrastrukturalnych
Źródło: Kancelaria CMS
