Rewolucja we wsparciu kogeneracji po 2018 r.? – wstępne wnioski z analizy najnowszego brzmienia projektu ustawy

16 października 2018 r., ukazał się projekt ustawy o wsparciu energii z wysokosprawnej kogeneracji w wersji 2.0. datowany na 10 października. Publikacja projektu poprzedzona została konferencją w Ministerstwie Energii. Czy opublikowana z takim rozgłosem wersja projektu zawiera oczekiwane przez wszystkich rozwiązania?

Przyjrzyjmy się bliżej zmianom poczynionym przez Ministerstwo Energii.

1. Nowy system wsparcia kogeneracji

Wytwarzanie energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji objęte jest systemem wsparcia w postaci świadectw pochodzenia energii, towarów giełdowych inkorporujących prawa materialne, wydawanych na każdą megawatogodzinę energii elektrycznej wytworzonej w źródle o wysokiej sprawności, bez względu na to, czy energia ta zużywana jest na potrzeby własne jej wytwórcy będącego jednocześnie jej odbiorcą, czy też przeznaczana jest do dalszej odsprzedaży.

W systemie tym poziom uzyskiwanego wsparcia uzależniony jest wprost od rodzaju wykorzystywanego paliwa oraz ilości wytwarzanej energii elektrycznej. Wprowadzony w 2007 r., system świadectw (tzw. certyfikatów żółtych, czerwonych i fioletowych) funkcjonować będzie do końca bieżącego roku (z rozliczeniem obowiązków w zakresie pozyskania i przedstawienia świadectw w terminie do połowy przyszłego roku).

Z uwagi na rozwój prawodawstwa unijnego z zakresu pomocy publicznej, obecna forma systemu wsparcia wysokosprawnej kogeneracji musi zostać zastąpiona formą bardziej konkurencyjną, umożliwiającą promowanie najbardziej efektywnych ekonomicznie rozwiązań.

Wprowadzenie takiego systemu który, jak wynika z przedstawionego przez Ministerstwo Energii Uzasadnienia do Projektu legislacyjnego, zapewni utrzymanie wytwarzania energii elektrycznej z kogeneracji na określonym poziomie oraz spełniać będzie warunek związany z ekonomiczną efektywnością wspieranych rozwiązań technologicznych. Taki właśnie jest cel tworzonej obecnie regulacji.

2. Absolutne novum – kryterium emisyjności – walka z energetyką opartą na węglu?

Ze wsparcia udzielanego jako premia kogeneracyjna lub premia gwarantowana (w tym także w formie indywidualnej) skorzysta jedynie wytwórca, którego jednostka spełniać będzie jednostkowy wskaźnik maksymalnej emisyjności wynoszący 450 kg CO2 na 1 MWh wytwarzanej energii elektrycznej.

Kryterium to zostało określone zatem na poziomie który, jak się wydaje, całkowicie wyklucza udział jednostek opalanych węglem w mechanizmie aukcji, gdyż tak niskiego poziomu emisyjności nie osiągają obecnie nawet najnowocześniejsze źródła opalane tym paliwem.

Udział w aukcji jednostek kogeneracyjnych opalanych paliwem stałym utrudniony został również na poziomie procesu prekwalifikacji jednostek do aukcji przeprowadzanego przez Prezesa URE. W przypadku, w którym o wsparcie w ramach tego procesu miałaby się ubiegać projektowana jednostka opalana paliwem stałym, należało będzie przedłożyć wyniki badania przeprowadzonego przez akredytowaną jednostkę, które wykaże: (i) brak możliwości opalania jednostki paliwami gazowymi z uwagi na ekonomiczne bądź techniczne warunki przyłączenia do sieci gazowej (w kontekście tego kryterium niezbędne jest również przedstawienie odmowy wydania warunków przyłączenia przez operatora systemu), (ii) brak ekonomicznej bądź technicznej zasadności zmiany paliwa wsadowego na biomasę, oraz (iii) prognozowany wzrost cen ciepła w sieci publicznej planowanej do zasilenia lub zasilanej przez jednostkę kogeneracji w danym roku kalendarzowym powyżej ceny ciepła z innych źródeł zasilających daną sieć ciepłowniczą.

3. Albo rynek mocy albo wsparcie kogeneracji?

Zgodnie z art. 9 ust. 3 Projektu, wsparcie kogeneracyjne w nowym modelu nie będzie przysługiwać wytwórcy energii elektrycznej wytworzonej  w wysokosprawnej kogeneracji dla ilości  energii elektrycznej, w odniesieniu do której skorzystano z mechanizmów wsparcia energetyki odnawialnej (tj. z prawa do sprzedaży energii po stałej cenie zakupu, do pokrycia ujemnego salda lub pozyskano świadectwa pochodzenia albo świadectwa pochodzenia biogazu rolniczego), ale także wynagrodzenia wolumenu mocy objętego w wyniku aukcji mocy obowiązkiem mocowym.

Jednocześnie zapis ten odwołuje się do art. 57 ust. 1 ustawy o rynku mocy, co pozwala jednoznacznie stwierdzić, że spod wsparcia kogeneracji wyłączony będzie cały wolumen energii w stosunku do którego zadeklarowano gotowość do dostarczenia  mocy elektrycznej do systemu (a nie, przykładowo, wynikający z rzeczywiście zrealizowanej dostawy mocy) oraz, że przedmiotem wyłączenia nie będzie cała jednostka kogeneracji.

4. Czy prawo do wsparcia uzyskają także odbiorcy wykorzystujący energię elektryczną na własny użytek (tzw. autoproducenci)?

Kwestia wsparcia energetyki przemysłowej, tak licznie podnoszona w procesie konsultacji publicznych, nie doczekała się oczekiwanego przez składających te uwagi rozstrzygnięcia. Wsparcie przyznawane będzie wyłącznie jako dopłata do energii elektrycznej wytworzonej, wprowadzonej do sieci i sprzedanej przez jej wytwórcę, a w rezultacie – ze wsparcia nie skorzystają podmioty wytwarzające energię elektryczną na własny użytek.

Utrzymano również kryterium dotyczące współpracy jednostki z siecią ciepłowniczą (pomocą objęte zostanie 100% energii wytwarzanej przez daną jednostkę pod warunkiem, że jednostka ta wprowadza minimum 70% wytwarzanego przez siebie ciepła użytkowego do publicznej sieci ciepłowniczej; w przypadku, w którym odsetek ten jest mniejszy – pomocą zostanie objęta wyłącznie ilość energii odpowiadająca określonej procentowo ilości ciepła wprowadzanego do sieci).

Obecne brzmienie projektu przewiduje jednocześnie wyłączenie spod tego warunku jednostek o mocy zainstalowanej mniejszej niż 1 MWe oraz istniejących i zmodernizowanych jednostek opalanych gazem pochodzącym z odmetanowienia kopalń (w przypadku tych ostatnich chodzi o źródła o mocy zainstalowanej do 50 MWe).

Definicja paliw gazowych nadal wyklucza spod zakresu tego pojęcia gazy powstałe w wyniku procesów zgazowania paliw stałych, gazów systemowych, gazów pozyskanych z odmetanowania kopalń, gazów koksowniczych, innych gazów odpadowych z procesów technologicznych, co w praktyce oznaczać będzie zaliczenie jednostek opalanych specyficznymi gazami wskazanymi w tym przepisie do kategorii z założenia otrzymującej wsparcie o niższej wysokości, niż miałoby to miejsce w przypadku braku podobnego wyłączenia, po spełnieniu przez te gazy dodatkowych warunków wynikających z Prawa energetycznego (m.in. kryterium wprowadzania do sieci).

 5. Pay as bid (premia kogeneracyjna) oraz feed-in premium (premia gwarantowana)

Wsparcie dla wszystkich jednostek kogeneracji opierać się będzie na dopłacie do energii elektrycznej wytworzonej, wprowadzonej do sieci oraz sprzedanej przez wytwórcę w wysokosprawnej kogeneracji. Dopłata ta przyjmować będzie jedną z dwóch podstawowych postaci, mianowicie – premii kogeneracyjnej oraz premii gwarantowanej.

Z premii kogeneracyjnej jako, z założenia, gwarantującej wyższy poziom wsparcia korzystać będą mogły jednostki nowe (uwagi odnośnie rozróżnienia pomiędzy jednostkami nowymi i istniejącymi – w dalszej części niniejszego opracowania) oraz znacznie zmodernizowane. Potencjalni beneficjenci nabywać będą prawo do premii w ramach procedury o konkurencyjnym charakterze, w trakcie której określana będzie wysokość premii. Do wsparcia uprawnione będą podmioty które zaproponują najniższą cenę ofertową. Konkurencyjny charakter procedury wymusi bowiem miarkowanie wysokości premii, o jaką ubiegać się będzie potencjalny beneficjent, a zatem, co do zasady, system ten promować będzie rozwiązania najbardziej efektywne ekonomicznie.

O ile wysokość premii kogeneracyjnej liczona będzie przez samego beneficjenta pragnącego skorzystać z tej formy wsparcia wytwarzania energii w nowych lub znacznie zmodernizowanych jednostkach wysokosprawnej kogeneracji (z uwzględnieniem opisanych dalej wartości referencyjnych), o tyle wysokość premii gwarantowanej określana będzie w sposób administracyjny.

Aukcje będą przeprowadzane w sposób podobny, jak ma to miejsce w przypadku źródeł odnawialnych. Proponowana legislacja przewiduje jednak w tym zakresie pewne modyfikacje proceduralne, wynikające w szczególności z charakterystyki systemu wsparcia jaki ma zostać na jej podstawie wprowadzony.

Dodatkowo proponuje się by rywalizacja pomiędzy jednostkami, jakie po przejściu procesu prekwalifikacyjnego przed Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki miała miejsce w ramach jednego koszyka, natomiast dla poszczególnych rodzajów jednostek kogeneracji (opalanych paliwem stałym, opalanych paliwem gazowym, opalanych biomasą oraz opalanych pozostałymi paliwami) ustalone zostaną maksymalne wysokości premii kogeneracyjnej jakie mogą zostać zaproponowane.

Doprecyzowano także zapisy  dotyczące znacznie zmodernizowanych jednostek oraz porównania wartości nakładów inwestycyjnych poniesionych na znaczną modernizację  z nakładami jakie zostałyby poniesione w przypadku nowej porównywalnej jednostki kogeneracji. Również ta wartość ustalana będzie jako wartość referencyjna przez ministra ds. energii jako wartość referencyjna.

Jednostki istniejące oraz zmodernizowane w stopniu niepozwalającym zakwalifikować dokonanych zmian jako znacznej modernizacji z uwagi na wartość nakładów inwestycyjnych będą mogły skorzystać z premii gwarantowanej, udzielanej poza procedurą konkurencyjną. Wysokość premii ustalana będzie corocznie przez ministra właściwego ds. energii, w wysokości dostosowanej do celu w postaci pokrywania luki finansowej pomiędzy rynkową ceną energii elektrycznej oraz kosztami wytwarzania energii elektrycznej w jednostkach danego rodzaju. W rezultacie premia kogeneracyjna pokrywać będzie wyłącznie lukę w kosztach operacyjnych, z pominięciem ewentualnych nakładów.

Jednocześnie, z założenia, z premii gwarantowanej skorzystać będą mogły wszystkie podmioty, u których, z uwagi na różnice pomiędzy kosztem wytworzenia energii w wysokosprawnej kogeneracji oraz jej rynkową ceną, występuje luka w kosztach operacyjnych.

Powyższe zasady nie dotyczą jednak jednostek o mocy zainstalowanej elektrycznej na poziomie co najmniej 50 MWe. Nowa iteracja propozycji legislacyjnej utrzymuje (w nieco zmienionej formie) rozwiązania obejmujące wprowadzenie indywidualnych premii gwarancyjnych i kogeneracyjnych dla źródeł tej wielkości., jak również zapis, zgodnie z którym pomoc przyznawana dla jednostek o mocy zainstalowanej powyżej 300 MWe uzależniona będzie od odrębnej decyzji Komisji Europejskiej stwierdzającej zgodność wsparcia ze wspólnym rynkiem.  Podobnie jak w proponowanej dotychczas wersji regulacji, wysokość indywidualnej premii, z jakiej skorzystać miałoby dane źródło o mocy zainstalowanej od 50 MWe, ma być określana przez Prezesa URE odrębnie w każdym przypadku w odniesieniu do instalacji nowych i znacznie zmodernizowanych. Utrzymano konkurencyjny charakter procedury naboru wniosków na premię kogeneracyjną indywidualną.

Inne zmiany

Doprecyzowanie definicji

W Projekcie doprecyzowane zostały definicje jednostek nowych i jednostek istniejących. Pod pojęciem jednostki nowej, Projekt nakazuje rozumieć jednostkę składającą się wyłącznie z urządzeń wyprodukowanych w okresie 60 miesięcy przed dniem wytworzenia po raz pierwszy energii elektrycznej w tej jednostce, co do której decyzję inwestycyjną podjęto nie wcześniej niż w dniu 1 stycznia 2019 roku, lub wytworzenie pierwszej energii elektrycznej w jednostce o mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 50 MW  nastąpiło nie wcześniej niż w dniu 1 stycznia 2019 roku, lub wytworzenie pierwszej energii elektrycznej w jednostce o mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 1 MW i mniejszej niż 50 MW nastąpiło nie wcześniej niż po dniu rozstrzygnięcia aukcji. Nowa wersja ustawy zawiera także definicję „decyzji inwestycyjnej”, uznając, że aby dana czynność była uznana za ostateczną decyzję inwestycyjną, musi się ona charakteryzować cechą nieodwracalności.

Maksymalny okres wsparcia oraz zmiana definicji modernizacji

Maksymalny okres wsparcia obejmujący okres pozostały do upływu 15-letniego okresu korzystania ze wsparcia systemowego przez daną jednostkę pozostaje niezmieniony. Jednocześnie w ramach projektu dokonano dalszego podziału okresu wsparcia z jakiego skorzystać będą mogły jednostki zmodernizowane (odrębne okresy wynoszące 5, 6 lub 7 lat zamiast poprzednich dwóch – trzy- i siedmioletniego).

Jednocześnie z 10 do 25% wzrósł próg nakładów inwestycyjnych, w porównaniu do nakładów jak na nową jednostkę, umożliwiający uznanie zmian technicznych za modernizację w rozumieniu przepisów Ustawy.

Wydłużenie terminów dotyczących wnioskowania o przekazanie pomocy

Z 10 do aż 45 dni wydłużony został termin na przedkładanie operatorowi rozliczeń wniosku o wypłatę pomocy państwa. Poprzednio proponowany termin był trudny do przyjęcia w szczególności z uwagi na fakt, że wniosek ten musi być zatwierdzony przez operatora dystrybucji co do ilości energii wprowadzonej do systemu, a uchybienie terminowi powoduje brak możliwości skorzystania z pomocy w odniesieniu do danego miesiąca kalendarzowego.

Co dalej?

Wydaje się, że kształt nadawany obecnie przyszłemu systemowi wsparcia jest pokłosiem rozmów prenotyfikacyjnych rządu z Komisją Europejską. Warto przypomnieć, że z podobnym scenariuszem „zeuropeizowania” prac legislacyjnych mieliśmy już do czynienia w przypadku ustawy o rynku mocy. Kolejne poprawki przybliżały tę ustawę do kształtu wymaganego unijnymi wytycznymi, co ostatecznie zapewne zadecydowało o zatwierdzeniu schematu pomocy publicznej przez Komisję bez wszczynania dodatkowego postępowania wyjaśniającego (brak wszczęcia postępowania zdarzał się do tej pory, w przypadku schematów krajowych, niezmiernie rzadko).

Bez względu na powyższe, należy stwierdzić, że projekt nadal nie opuścił rządowego procesu legislacyjnego, a należy pamiętać, że dla celów uznania za obowiązujące prawo, powinien on przejść etap parlamentarny.

Wydaje się, że zmiany poczynione w projekcie posiadają znaczący charakter, w szczególności biorąc pod uwagę zawężenie grona beneficjentów wsparcia. Sytuację taką reguluje Regulamin Rady Ministrów, przewidując jednak możliwość (a nie – obowiązek) ponowienia procesu konsultacji. W takich okolicznościach ponowne zaproszenie do składania uwag przez zainteresowane podmioty nie wydaje się być bardzo prawdopodobne.

Nie da się jednak wykluczyć wejścia w życie tej regulacji z początkiem 1 stycznia 2019 r., w szczególności w przypadku określonej woli politycznej która niejednokrotnie decydowała o prowadzeniu prac legislacyjnych z impetem.