Dekarbonizacja, dążenie do niskiej emisji przez poszczególne gałęzie gospodarki, a także bezpieczeństwo energetyczne. W tych megatrendach ogromną rolę odgrywają odnawialne źródła energii, których rolę wzmacnia dodatkowo kryzys energetyczny. Jak wyglądają procesy inwestycyjne w OZE na rynku polskim – analizują mec. Małgorzata Banasik, współzałożycielka i partnerka kancelarii BWW i mec. Aneta Dybińska, Senior Associate w kancelarii.
Jednym z największych problemów, z jakimi boryka się obecnie energetyka odnawialna, jest odmawianie wydawania warunków przyłączenia źródeł wytwórczych OZE przez operatorów systemów elektroenergetycznych. Spowodowane jest to przeciążeniem krajowego systemu elektroenergetycznego, a jednocześnie brakiem środków na jego modernizację czy rozbudowę. Skutek niestety jest taki, że bardzo szybko zmniejszają się możliwości techniczne sieci elektroenergetycznych w Polsce. Za tym idą odmowy wydawania warunków przyłączenia instalacji OZE do sieci, które powoli stają się standardem. To z kolei blokuje inwestycje w OZE. Koło się zamyka, a dobre i szczytne plany weryfikuje rzeczywistość.
Po pierwsze OZE
Obowiązujące rozwiązania legislacyjne, przyznają „pierwszeństwo” zawarcia umowy o przyłączenie do sieci elektroenergetycznej instalacjom OZE. Zgodnie z przepisami ustawy z 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (t.j. Dz.U.2022 poz. 1385 ze zm., dalej: „Prawo energetyczne”), przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej ma obowiązek zawarcia umowy przyłączeniowej z podmiotami ubiegającymi się o takie przyłączenie, na zasadzie równoprawnego traktowania i przyłączania, w pierwszej kolejności, instalacji OZE.
Tyle mówi nam teoria. W praktyce ten obowiązek „pierwszeństwa” jest zależny od tego, czy istnieją techniczne i ekonomiczne warunki przyłączenia do sieci i dostarczania energii elektrycznej. Operatorzy systemów elektroenergetycznych wydają odmowne decyzje przyłączenia do sieci właśnie z powodu braków warunków technicznych.
Problem nie dotyczy wyłącznie częstotliwości odmów, ale także, a może nawet przede wszystkim sposobu prowadzenia procesów przyłączenia przez operatorów systemów elektroenergetycznych. Poszczególni operatorzy nie stosują jednolitych i przejrzystych procedur w zakresie wydawania warunków przyłączenia i następnie zawierania umów o przyłączenie instalacji OZE do sieci elektroenergetycznej.
Po drugie transparentność i równość
Wydawanie warunków przyłączenia odbywa się niejawnie i w różny sposób u każdego operatora systemu elektroenergetycznego. Niestety, doświadczenie pokazuje, że operatorzy preferencyjnie traktują niektóre podmioty, zapewniając rozpoznawanie wniosków o wydanie warunków przyłączenia źródła wytwórczego OZE nie w kolejności wpływu, a zgodnie z własnym uznaniem, bez jasnych kryteriów.
Jednocześnie, ze względu na brak jawnych informacji odnośnie podmiotów otrzymujących odmowy przyłączenia, nie sposób stwierdzić, czy zjawisko dotyczy w równym stopniu firm prywatnych i spółek Skarbu Państwa.
Inwestorzy ubiegający się o przyłączenie źródła OZE do sieci, mają zgodnie z przepisami Prawa energetycznego możliwość zaskarżenia odmowy wydania warunków przyłączenia do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Jednak w przypadku zaistnienia takiego sporu, Prezes URE standardowo odmawia podmiotom inwestującym w OZE dostępu do informacji o warunkach przyłączenia, powołując się na ochronę informacji niejawnych lub tajemnicy przedsiębiorstwa. To z kolei uniemożliwia znalezienie rozwiązań problemów, przez które odmawia się wydania warunków przyłączenia. Znowu koło się zamyka.
Po trzecie, linie bezpośrednie i modernizacja sieci
Jak wyjść z tego klinczu? Nie ma innej drogi niż wyasygnowanie środków na szybką modernizację sieci elektroenergetycznych już istniejących oraz budowę nowych. Następnie, należy uregulować prawnie kwestię kolejności rozpatrywania wniosków o wydanie warunków przyłączenia i wydawania tych warunków. Pozwoli to zakończyć dowolność praktyki operatorów systemów elektroenergetycznych w tym zakresie.
Dla wielu inwestycji w zakresie OZE, szczególnie w sytuacji, kiedy nie ma możliwości uzyskania warunków przyłączenia do sieci, rozwiązaniem może być wybudowanie linii elektroenergetycznej bezpośrednio łączącej wytwórcę OZE z odbiorcą wyprodukowanej energii elektrycznej.
Prawo energetyczne teoretycznie przewiduje taką możliwość (definicja linii bezpośredniej znajduje się w art. 3 pkt. 11f tej ustawy). Zgodnie z tym, linia bezpośrednia jest to linia elektroenergetyczna łącząca wydzieloną jednostkę wytwarzania energii elektrycznej (w tym jednostkę OZE) z odbiorcą tej energii, z pominięciem sieci dystrybucyjnej czy przesyłowej. Nie można bowiem uznać korzystania z linii bezpośredniej za dystrybucję czy też przesyłanie, dlatego nie podlega ono koncesjonowaniu ani taryfowaniu. Powoduje to, że podmiot otrzymujący energię elektryczną bezpośrednio od wytwórcy tej energii nie jest obciążany opłatami dystrybucyjnymi, co stanowi dla odbiorców rozwiązanie korzystne finansowo.
Obecne regulacje prawne zakładają, że budowa linii bezpośredniej wymaga uprzedniej zgody Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w tym zakresie (art. 7a ust. 3 pkt. 1 Prawa energetycznego). Stanowi to kontrolę nad tego rodzaju liniami. Jednocześnie Prezes URE wydaje zgodę na budowę linii bezpośredniej tylko w sytuacji, gdy odbiorca nie ma możliwości przyłączenia się do krajowego systemu elektroenergetycznego. Pierwszeństwo ma zaspokojenie odbiorcy za pośrednictwem istniejących już sieci.
Praktyka pokazuje, że uzyskanie zgody Prezesa URE na wybudowanie linii bezpośredniej w obecnym stanie prawnym jest niezwykle trudne, a ich funkcjonowanie to piękna, ale na razie tylko teoria.
Po czwarte, zmiana potrzebna od zaraz
W ostatnim czasie podjęto kolejną już próbę wprowadzenia zmian w tym zakresie. Pojawił się projekt nowelizacji Prawa energetycznego w tym zakresie oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii (nr UC 74).
Projekt ustawy ma na celu zwiększyć dostępność linii bezpośredniej dla odbiorców. Została dokonana zmiana definicji linii bezpośredniej w taki sposób, aby była dostosowana do definicji z Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniająca dyrektywę 2012/27/UE (Dz.U.UE.L.2012.315.1 z dnia 2012.11.14). Dodane zostały także definicje pojęć takich jak: wydzielona jednostka wytwórcza, wydzielony odbiorca oraz bezpośrednie dostarczanie energii elektrycznej.
Istotną i bardzo potrzebną zmianą jest to, że nie będzie wymagane uzyskanie zgody na budowę linii bezpośredniej od Prezesa URE. Projekt zakłada, że podmioty, które będą chciały wybudować linię bezpośrednią, powinny złożyć zgłoszenie o zamiarze wybudowania linii bezpośredniej do Prezesa URE. Szczegółowy opis, co powinno się w nim znajdować także został przedstawiony w projekcie. Po pozytywnej weryfikacji wniosku Prezes URE wpisze linię bezpośrednią do wykazu linii bezpośrednich prowadzonego przez ten organ.
W projekcie określono również obowiązki podmiotów, które zdecydują się wybudować linię bezpośrednią, takie jak np. zarządzanie pracą linii, zapewnianie ciągłości dostaw energii elektrycznej czy też udzielanie informacji Prezesowi URE i operatorowi systemu elektroenergetycznego w tym zakresie.
Istotne są również przepisy, które wskazują, że korzystanie z linii bezpośredniej nie ograniczy prawa odbiorcy do przyłączenia się do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (dalej: KSE). Ponadto, projekt ustawy określa warunki, które linia bezpośrednia musiałaby spełnić, aby energia elektryczna nią dostarczana mogła zostać wprowadzona do sieci elektroenergetycznej. Np. wytwórca w wydzielonej jednostce wytwórczej będzie zobowiązany do spełnienia odpowiednich wymagań, uzyskania certyfikatów oraz weryfikacji zgodności swojej instalacji z wymogami technicznymi. W przypadku uznania, że instalacja wpływa negatywnie na pracę sieci, operator systemu elektroenergetycznego będzie miał kompetencje, aby żądać od wytwórcy energii elektrycznej przeprowadzenia odpowiednich testów.
Nowe przepisy nałożą również na podmioty korzystające z linii bezpośredniej obowiązek uiszczenia tzw. opłaty solidarnościowej, pokrywającej koszty stałe niepokryte innymi składnikami taryfy, opłaty jakościowej oraz opłaty mocowej. Będzie ona ponoszona na rzecz kosztów utrzymania KSE.
Po piąte, energetyka rozproszona
Umożliwienie realnego funkcjonowania linii bezpośrednich na rynku elektroenergetycznym jest również istotne z tego względu, że pozwoli na rozwój rozproszonych źródeł wytwarzania. W Polsce coraz bardziej dostrzegamy potencjał energetyki rozproszonej, która pozwala zapewnić lokalne bezpieczeństwo energetyczne przy jednoczesnym wykorzystaniu miejscowych zasobów, w tym surowców energetycznych oraz odnawialnych źródeł energii. Umożliwia to wsparcie rozwoju lokalnej przedsiębiorczości oraz lokalnych społeczności.
Ustawa z 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (t.j. Dz.U. 2022 poz. 1378 ze zm., dalej: „ustawa o OZE”) przewiduje dwie zasadnicze formy funkcjonowania energetyki rozproszonej: spółdzielnię energetyczną oraz klaster energii. Dotychczas kompleksowo uregulowano wraz z mechanizmem wsparcia spółdzielnie energetyczne, pomijając przy tym klastry, które są szczątkowo uregulowane w ustawie o OZE.
Obecnie, spółdzielnie energetyczne funkcjonują w oparciu o prawo spółdzielcze lub ustawę o spółdzielniach rolników, których przedmiotem działalności jest m.in. wytwarzanie oraz równoważenie zapotrzebowania na energię elektryczną, biogazu lub ciepło w instalacjach OZE. Członkami spółdzielni mogą być zarówno osoby fizyczne, jak i prawne. Spółdzielnie energetyczne są tworem, w którym z założenia członkowie spółdzielni powinni realizować projekty związane z wytwarzaniem i sprzedażą m.in. energii elektrycznej, a także angażować się np. w przedsięwzięcia służące poprawie efektywności energetycznej.
Idąc dalej, spółdzielnia energetyczna pełni rolę swoistego „magazynu” energii elektrycznej. Rozliczenia ilości energii elektrycznej wprowadzonej do sieci dystrybucyjnej i ilości tej energii pobranej z sieci przez członków spółdzielni energetycznej, prowadzi sprzedawca zobowiązany. Rozliczeń dokonuje się w stosunku ilościowym 1 do 0,6 (energia wprowadzona do energii pobranej). Dla przykładu, za 1 MWh energii elektrycznej wprowadzonej do sieci (a więc w danym momencie wyprodukowanej, ale niewykorzystanej przez członków spółdzielni), członkowie spółdzielni mogą pobrać z sieci 0,6 MWh energii elektrycznej w innym czasie (kiedy jest takie zapotrzebowanie, a źródła wytwórcze spółdzielni tego zapotrzebowania nie pokrywają).
Istnieją również dodatkowe profity z korzystania z tego modelu, takie jak brak opłat dystrybucyjnych, opłaty OZE, mocowej, kogeneracyjnej czy brak obowiązku umarzania kolorowych certyfikatów od energii elektrycznej rozliczonej w powyższy sposób. Spółdzielnie energetyczne mogą jednak prowadzić działalność jedynie na obszarze gmin wiejskich lub miejsko-wiejskich, gdzie funkcjonuje ten sam operator systemu dystrybucyjnego energii elektrycznej. Ogranicza to niestety możliwość powstawania tego rodzaju podmiotów na obszarach miejskich.
Po szóste, klastry energii
Obowiązujące przepisy prawa powierzchownie regulują formułę i funkcjonowanie klastrów energii. Nie zapewniają one ich skutecznego rozwoju, a także nie podkreślają współpracy z samorządami lokalnymi. Impulsem do tworzenia modeli biznesowych funkcjonowania klastrów energii może być jednak projekt ustawy o zmianie ustawy OZE oraz niektórych innych ustaw (UC99), które precyzują regulacje dotyczące klastrów.
W ustawie nowelizującej przewidziano nową definicję klastra energii, w której wprowadza się wymóg, aby stroną porozumienia klastra była przynajmniej jedna jednostka samorządu terytorialnego, spółka komunalna lub spółka kapitałowa, w której udział w kapitale zakładowym spółki jednostki samorządu terytorialnego jest większy niż 50% lub przekracza 50% liczby udziałów, lub aukcji.
W ramach zmian legislacyjnych zrezygnowano z dotychczasowej formuły „cywilnoprawnego porozumienia”, aby zastąpić je spójnym pojęciem „porozumienia” zawieranego w formie pisemnej pod rygorem nieważności. Dotychczasowy zakres przedmiotowy klastra energii obejmujący wytwarzanie, równoważenie zapotrzebowania, dystrybucję i obrót energią elektryczną zostanie wzbogacony o magazynowanie energii. Klaster energii będzie mógł funkcjonować na obszarze jednego powiatu lub pięciu sąsiadujących ze sobą gmin, w których funkcjonuje ten sam operator systemu dystrybucyjnego energii elektrycznej.
Dla klastrów będzie również przewidziany system wsparcia, który będzie odnosił się do ilości energii elektrycznej wytworzonej z OZE przez strony porozumienia klastra energii, wprowadzonej do sieci elektroenergetycznej, a następnie pobranej z tej sieci w celu jej zużycia przez strony porozumienia tego klastra energii, dla każdej godziny okresu rozliczeniowego. W zakresie systemu wsparcia przewidziano zwolnienie z opłaty OZE, opłaty kogeneracyjnej oraz obowiązków umarzania kolorowych certyfikatów.
Mając na względzie wysoce niestabilną sytuację na rynku energii elektrycznej, a także pogarszający się w szybkim tempie stan polskich sieci elektroenergetycznych, rozwijanie takich modeli jak spółdzielnie czy klastry energetyczne jest bardzo potrzebne. Rozwój energetyki rozproszonej z pewnością zwiększy bezpieczeństwo energetyczne kraju, chociażby poprzez większą dywersyfikację produkcji energii elektrycznej.
mec. Małgorzata Banasik
współzałożycielka i partnerka kancelarii BWW
mec. Aneta Dybińska
Senior Associate w kancelarii BWW
