Prawnicy: Co zmieni ustawa offshore 3.0?
Ustawa o rozwoju morskich farm wiatrowych ponownie nie została przyjęta przez Radę Ministrów po prawie dwóch miesiącach oczekiwania. Na początku grudnia trafi do Sejmu. BiznesAlert.pl zapytał prawników o ocenę nowych przepisów prawnych. Wiele z tych zapisów wciąż budzi kontrowersje i będzie wymagało doprecyzowania na poziomie Parlamentu.
Projekt ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych wpłynął do Kancelarii Prezesa Rady Ministrów pod koniec września 2020 roku. Była to już trzecia wersja tego projektu. W międzyczasie już dwa razy pojawił się on na posiedzeniu Rady Ministrów, ta jednak do tej pory go nie przyjęła.
Nowe definicje
Większość zmian dotyczy uwag redakcyjnych i doprecyzowania niektórych zwrotów. Zostały wprowadzone doprecyzowania kodeksów sieci czy innych regulacji unijnych, gdzie pojawiły się ujednolicone definicje. Dodano definicje zespołu wyprowadzenia mocy i właściciela tego typu urządzeń.
Względem poprzednich dwóch wersji, do ostatecznego projektu, który trafi do Sejmu zostały dodane dwie nowe definicje dotyczące zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy z morskiej farmy wiatrowej do miejsca rozgraniczenia własności oraz ich właściciela. Projekt utrzymuje podział planowanego wsparcia na dwie fazy. Okres wsparcia został przewidziany na 25 lat od pierwszej generacji energii. Koszty funkcjonowania systemu wsparcia ponosić będą odbiorcy końcowi poprzez tzw. opłatę OZE.
System wsparcia na rzecz pierwszych projektów
Zgodnie z wcześniejszymi planami, w pierwszej fazie mogą wziąć udział projekty o mocy łącznie do 5,9 GW. Farmy offshore będą ostatecznie uzyskiwały kontrakty różnicowe w drodze decyzji prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE). Wcześniej jednak, wsparcie i jego poziom będą wymagały zgody Komisji Europejskiej. Projekty będzie należało zgłosić najpierw do URE do 31 marca 2021 roku. URE ma następnie czas do 30 czerwca 2021 roku na wydanie wstępnych decyzji, a zatwierdzone projekty trafią do Komisji Europejskiej.
W kolejnych latach wsparcie ma być przyznawane w formule konkurencyjnych aukcji – „pay as bid”. Ustawodawca wspomina o trzech terminach: 2025 (2,5 GW), 2027 (2,5 GW) i 2028 roku (co najmniej 0,5 GW mocy). Ostateczną wysokość wsparcia dla poszczególnych projektów offshore będzie ustalać prezes URE. Nie przekroczy ono ceny maksymalnej, wynikającej z rozporządzenia ministra klimatu i środowiska ani też cen ustalonych w decyzji Komisji Europejskiej dla poszczególnych projektów.
– Wnioski idą do Komisji Europejskiej i to ona generalnie zatwierdza wysokość wsparcia. To jednak nie kończy procesu. Wniosek wraca do URE i na podstawie swoich obliczeń i opinii biegłego ustala się ostateczną wysokość wsparcia, która może być niższa niż ta dopuszczona przez KE. To może być kontrowersyjne, bo to nie KE będzie miała ostateczne słowo, a prezes URE. Może on jeszcze obniżyć wsparcie. Jest tu pewne pole kontrowersji, i Komisja może mieć uwagi względem tych propozycji – wyjaśnia Karol Lasocki z kancelarii prawnej DWF Poland w komentarzu dla BiznesAlert.pl.
Opodatkowanie
Co ciekawe, w nowej wersji projektu zrezygnowano z ustalania podatku, zastępując go opłatą. Wytwórcy energii z morskich farm wiatrowych mają wnosić, oprócz standardowej opłaty koncesyjnej, dodatkową – równą mocy instalacji pomnożonej przez współczynnik, nie większy niż 23 tys. zł/MW.
Wcześniej miał funkcjonować podatek od morskich farm wiatrowych podobny do podatku od nieruchomości. W ostatnim projekcie zmieniono podatek na opłatę koncesyjną. – Będzie to opłata stanowiąca sumę dotychczasowej opłaty koncesyjnej oraz dodatkowej kwoty liczonej od megawata. Ma być obliczana na podstawie współczynnika ustalonego w drodze rozporządzenia. Nie może on być wyższy niż 23 tys. od MW. Ta zmiana wynika ze szczególnego statusu prawnego specjalnej strefy ekonomicznej – wyjaśnia Karol Lasocki.
Opcja zakupu czy prawo pierwokupu
W przypadku przyłączy morskich farm wiatrowych do sieci, a więc „zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy z morskiej farmy wiatrowej” zniknęło „prawo pierwokupu” przysługujące operatorowi systemu przesyłowego. Zastąpiono je koniecznością zawiadomienia operatora o planowanym zamiarze rozporządzenia mieniem służącym do wyprowadzenia mocy z farmy. Ma to stanowić podstawę do negocjacji transakcji. W projekcie określono kiedy operatorowi sieci przysługuje „opcja zakupu” przyłącza.
– Zmiany przepisów dotyczą prawa pierwokupu, które zastąpiło opcję zakupu. Operator systemu przesyłowego będzie miał możliwość zakupu fragmentu infrastruktury, która będzie służyła wyprowadzaniu mocy z farmy wiatrowej. Inwestor buduje pewien fragmentu połączenia i ma możliwość odsprzedania go operatorowi systemu przesyłowego. Prawo pierwokupu jest zdefiniowane prawnie i oznacza ono, że sprzedaż należy najpierw zaproponować podmiotowi, który ma do tego prawo – w tym przypadku OSP lub OSD. Wcześniejsza opcja zakupu była zaś możliwością bardziej elastyczną, która może uaktywnić się w każdym czasie, a nie tylko w momencie chęci sprzedaży przez obecnego właściciela, pozostawiając otwartą również kwestię ceny. Prawo pierwokupu dokładniej reguluje zasady wyznaczania ceny (wartość odtworzeniowa) oraz zasady skorzystania z tego prawa. To prawo zostało doprecyzowane, dając większą przewidywalność obu stronom – tłumaczy dr hab. Robert Zajdler, ekspert ds. energetycznych, partner w ZEL&C, w rozmowie z BiznesAlert.pl.
Rozszerzone zostały także zasady przyłączenia. Doprecyzowano kwestie przyłączaniem ze wstępnymi warunkami przyłączenia, tak aby zapewnić pewność, jaką instalacje przyłączyć. – Doprecyzowano kwestie zabezpieczeń w zależności od mocy zainstalowanej i jak to zabezpieczanie ma wyglądać – w jakiej formie i na jakich warunkach. Określono, że w pierwszym systemie wsparcia, w opłacie różnicowej, będą uczestniczyć farmy wiatrowej o łącznej mocy 5,9 GW – wyjaśnia Zajdler.
Ponadto, w przepisach dot. warunków przyłączenia jest możliwość wstępnych warunków przyłączenia, jeżeli jest określona moc przyłączeniowa. – Jeżeli pojawi się wniosek o przyłączenie, to operator może odmówić ze względu na brak miejsca. Wówczas kiedy operator może odmówić, to dzięki nowym przepisom może rozważyć co można zrobić, aby przyłączyć nową farmę i rozbudować połączenie. W tym wypadku decyzje i tak będą wydawane jeśli dostępna moc przyłącza będzie niewystarczająca przy założeniu, że ta sieć później będzie rozbudowywana. To ukłon w stronę inwestora – tłumaczy Robert Zajdler.
Łańcuch dostaw
Doprecyzowane zostały przepisy łańcucha dostaw i zapisy o certyfikacji farmy wiatrowej. – To, co jest istotne w warunkach przyłączenia z punktu widzenia prawa energetycznego, to w przypadku odmowy wydania warunków przyłączenia, zgodnie z tymi przepisami, to prezes URE może rozstrzygnąć spór. W podobnych sytuacjach prezes URE w praktyce często odmawiał rozstrzygnięcia i odsyłał do sądu. Rozpatrywanie takiego wniosku trwało miesiącami. Tutaj podkreślono, że prezes URE ma obowiązek się tym sporem zająć i ma na to 30 dni – powiedział Zajdler.
Doprecyzowano także zapisy o udziale organizacji środowiskowych. Większość tego procesu dotyczy prawa administracyjnego. Decyzje środowiskowe są związane ze specustawą. Często w takim postępowaniu organizacje środowiskowe są gorzej traktowane przy zgłaszaniu uwag. Tutaj ich prawa zostały nieco ograniczone – decyzja jest natychmiast wykonywalna, natomiast można się od niej odwołać. Można mieć wątpliwości co do ograniczenia praw organizacji środowiskowych. To może być jeszcze kwestią negocjacji i wzbudzać kontrowersje w kontekście Europejskiego Zielonego Ładu, ponieważ tam rola organizacji środowiskowych jest istotna.
Opracował Bartłomiej Sawicki
