Kolejne propozycje do projektu ustawy

 

Obecnie przyszły producent energii elektrycznej starający się o przyłączenie jednostki wytwórczej musi oczekiwać w kolejce po warunki przyłączenia. Spowodowane jest to tzw. zjawiskiem blokowania mocy przez deweloperów. Dlatego w noweli P.e. znalazły się zapisy wprowadzające zasadę „wykorzystaj albo trać”. Podmiot ubiegający się o przyłączenie musi poza wnioskiem wnieść zaliczkę na poczet opłaty przyłączeniowej oraz dostarczyć wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego lub decyzję o warunkach zabudowy i zagospodarowaniu terenu (art. 1 pkt. 5c noweli). Celem powyższych zapisów jest odblokowanie dostępu do sieci. Zdaniem PIGEO, regulacje te należy usprawnić, dodając zapisy z jednej strony nakazujące wniesienie zaliczki dopiero po złożeniu kompletnego wniosku, a z drugiej gwarantujące możliwość wycofania wniosku i zwrotu zaliczki na każdym etapie przed podpisaniem umowy. Realizacja projektów służących wytwarzaniu energii elektrycznej z OZE obarczona jest dużym ryzykiem inwestycyjnym. Zaliczka powinna zostać zwrócona podmiotowi ubiegającemu się o przyłączenie, jeśli do przyłączenia nie dojdzie.

W noweli P.e. zmianom ulegają także okresy na wydanie warunków przyłączenia. Zdaniem PIGEO, wydłużenie okresu ich wydawania dla wszystkich OZE do 150 dni jest niezasadna. Taka rozwiązanie prowadzi do tego, że warunki przyłączeniowe mogą być wydane w okresie pięciu miesięcy, nawet dla jednostki wytwórczej charakteryzującej się niewielką mocą (ekspertyza niewymagana). Należy więc wyszczególnić trzy grupy z różnymi okresami na wydanie warunków przyłączenia, gdyż nie można na równi traktować małych jednostek przyłączanych do sieci średniego napięcia, np. 15 kV lub 60 kV, z dużymi jednostkami przyłączanymi do sieci wysokiego napięcia. Dlatego proponuje się następujące okresy w zależności od napięcia sieci, do której źródło jest przyłączane:

·         30 dni (napięcie sieci nie wyższe niż 1 kV),

·         90 dni (napięcie wyższe niż 1 kV i niższe niż 110 kV, z wyjątkiem przyłączanych jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej nie większej niż 2 MW, lub urządzeń odbiorcy końcowego o łącznej mocy przyłączeniowej nie większej niż 5 MW, dla których ustala się okres 60 dni na wydanie warunków przyłączenia),

·         120 dni (napięcie 110 kV i wyższe).

Trzeba także usprawnić art. 7 ust 8, w którym jest mowa o opłacie za przyłączenie źródła. Obecnie niejednoznaczne zapisy prowadzą do absurdu, kiedy za jednostkowy MW mocy przyłączeniowej dla jednego rodzaju źródła opłata przyłączeniowa może różnić się (na podstawie danych URE) nawet o ponad dwa rzędy wielkości. W takiej sytuacji jedynym rozwiązanie jest ustanowienie jasnego mechanizmu gwarantującego przewidywalną/ustaloną opłatę za przyłączenie każdego MW mocy zainstalowanej, w zależności od źródła wytwarzania.

Ponadto w przypadku instalacji biogazowych wytwarzających biogaz przeznaczony do wprowadzenia do sieci gazu ziemnego należy zagwarantować zakup po ustalonej minimalnej cenie, analogicznie do zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w źródłach odnawialnych.

 

PIGEO, a także inne organizacje związane z OZE od dawna zabiegają o wprowadzenie dodatkowego wsparcia producentów energii elektrycznej w wysoko sprawnych jednostkach kogeneracji, opalanych paliwami odnawialnymi (biomasa, biogaz). Postulaty te zostały tylko połowicznie spełnione w nowelizacji ustawy poprzez możliwość uzyskania dwóch rodzajów świadectw pochodzenia (ŚP) – z OZE oraz z kogeneracji. O ile cena certyfikatów zielonych jest ustalona (ustalona wartość opłaty zastępczej na 2009 r. wynosi 258,98 zł/MWh), o tyle wartość certyfikatu kogeneracyjnego (opłaty zastępczej dla biogazu) pozostaje wielką niewiadomą. Hipotetycznie dziś mogłaby wynosić od 46,63 zł do 186,53 zł/MWh (30-120% ceny energii). Łącznie maksymalny przychód ze sprzedaży MWh energii elektrycznej wyniósłby 600,83 zł/MWh przy założeniu, że jednostka jest wysoko sprawna (co nie jest łatwe do spełnienia), a prezes URE ustali maksymalną wartość opłaty zastępczej. Nawet ta wartość nie jest wystarczającą zachętą do budowy biogazowni. Jednakże przy określaniu biznesplanu inwestycji i przy staraniu się o kredyt inwestycyjny przychód z produkcji 1 MWh energii elektrycznej z biogazu w jednostce wysoko sprawnej musi być ustalony maksymalnie na 460,96 zł. Bardziej niepokojący jest jednak czas funkcjonowania systemu wsparcia ustalony na osiem lat, licząc od 2010 r. Jedynym rozwiązaniem dla Polski jest wprowadzenie ustalonej wartości oplaty zastępczej dla ŚP z kogeneracji na poziomie rzędu 240 zł/MWh oraz wydłużenie okresu funkcjonowania systemu do końca roku 2030 r., co będzie zgodne z Polityką Energetyczną Polski oraz umożliwi realizację programu IE-RE.

Z uwagi na to, że rynek energii elektrycznej w Polsce wykazuje tendencję do stałego wzrostu cen energii, podmioty wytwarzające ją w źródłach odnawialnych rozproszonych dokonywałby sprzedaży energii – zgodnie z obowiązującym P.e. – po średniej cenie energii elektrycznej z roku poprzedniego. Przy obecnej dynamice rynku energii prowadzić to może do sprzedaży energii wytworzonej w źródłach odnawialnych po cenach znacznie odbiegających od danej sytuacji na rynku i w porównaniu do jednostek, o których mowa w pkt. 31 art. 1 noweli po znacznie mniejszych cenach. Dlatego też postulujemy wprowadzenie zakupu energii elektrycznej wytworzonej w OZE po średniej cenie sprzedaży energii elektrycznej w poprzednim kwartale.

Ważną kwestią jest także wdrożenie do projektu ustawy zapisów regulujących kwestie dotyczące opodatkowania przychodów osiąganych ze zbycia świadectw pochodzenia. Do wspomnianych przychodów należy stosować przepisy o podatku dochodowym, dotyczące opodatkowania przychodów osiąganych z działalności gospodarczej.

Wierzymy, że posłowie na posiedzeniach podkomisji wypracują stosowne rozwiązania.

 

Michał Ćwil,

PIGEO