Sawicki: Ustawa offshore do rewizji (ANALIZA)

28 lutego 2020, 07:31 Energetyka
Morskie Farmy Wiatrowe. Fot.: WindEurope
Morskie Farmy Wiatrowe. Fot.: WindEurope

Ponad pięćdziesiąt podmiotów skierowało uwagi dotyczące projektu ustawy o morskich farmach wiatrowych. Dotyczą czasu trwania systemu wsparcia, lokalnego łańcucha dostaw czy udziału Agencji Bezpieczeństwa Wewnętrznego w opiniowaniu wniosków – pisze Bartłomiej Sawicki, redaktor BiznesAlert.pl.

Na polskim obszarze Morza Bałtyckiego realizowanych jest obecnie 13 projektów, które dysponują decyzją lokalizacyjną pozwalającą tworzyć tzw. sztuczne wyspy. Łączna moc tych projektów może wynieść 7,1 GW. Dla porównania, to o 1,6 GW mniej, aniżeli moc generowana na koniec 2018 roku w wyniku spalania węgla brunatnego. To właśnie morskie farmy wiatrowe mają zastąpić węgiel brunatny w produkcji energii elektrycznej po 2030 roku. Aktualna wersja projektu ustawy o morskich farmach wiatrowych mówi o blisko 8 GW mocy do 2024 roku. Największa firma energetyczna w kraju, Polska Grupa Energetyczna, chce mieć do 2030 roku 3,5 GW mocy zainstalowanej.

Wkład krajowy

Autorzy projektu ustawy o wsparciu morskiej energetyki wiatrowej (offshore) korzystają z rozwiązań brytyjskich, także pod względem budowania łańcucha dostaw do sektora. – Istniejąca w Wielkiej Brytanii umowa sektorowa oraz regulacje zachęcające do wykorzystywania krajowych zasobów, przyczyniły się do dynamicznego rozwoju przemysłu. W 2017 roku udział krajowego sektora offshore wyniósł 48 procent, a zgodnie z umową sektorową, ma osiągnąć 60 procent w 2030 roku – czytamy w projekcie ustawy o morskiej energetyce wiatrowej, dostępnym na stronach rządowego centrum legislacji.

Udział sektora krajowego już na początku budowy offshore w Polsce może wynieść 50 procent. Największy na świecie producent i dostawca turbin wiatrowych do morskich farm wiatrowych MHI Vestas przedstawił swe uwagi do projektu. Duńsko – japońska firma podkreśla, że wymogi lokalizacyjne muszą być realizowane krok po kroku wraz z długoterminowymi celami, zapewniając budowę zrównoważonego przemysłu. – Uciążliwe i nieelastyczne wymagania będą miały wpływ na ceny energii elektrycznej i stworzą niezrównoważony łańcuch dostaw. Odnosi się to w szczególności do pierwszych projektów o stałej taryfie. Firma podkreśla, że plan udziału materiałów i usług lokalnych musi brać pod uwagę fakt, że zdolność dostawców do zapewnienia konkurencyjnych cen oraz najwyższych standardów jakości i bezpieczeństwa będzie nadrzędną kwestią przy podejmowaniu decyzji o zakupie. – Wymagania związane z rozwojem, budową i eksploatacją projektu morskiej energetyki wiatrowej są złożone, na przykład w odniesieniu do wymagań produkcji seryjnej oraz utrzymywania standardów jakości i bezpieczeństwa, wymaganychprzez przemysł. Polski przemysł musi być wspierany, aby zrozumieć te wymagania i odpowiednio inwestować, by zapewnić ich realizację – czytamy dalej.

PKN Orlen i Polska Grupa Energetyczna proponują zmianę zapisu o dialogu z dostawcami lokalnymi. Chodzi im o złagodzenie zapisu i zastąpienie konieczności dialogu inwestora z dostawcami jego możliwością. – Celem propozycji jest doprecyzowanie, iż obowiązkiem wytwórcy jest umożliwienie potencjalnym dostawcom towarów i usług przeprowadzenia dialogu. W sytuacji ogłoszenia zamiaru przeprowadzenia dialogu i braku zgłoszenia się potencjalnych dostawców, istnieje ryzyko argumentacji, iż dialog nie został zorganizowany i przeprowadzony – zauważa Orlen. W podobnym tonie wypowiada się PGE. Dostawca kabli (także dla offshore) TF Kable proponuje ustalenie wysokości wkładu lokalnego na poziomie nie niższym niż 60 procent. Taki wskaźnik ma zdaniem firmy z Myślenic usprawnić ocenę wniosków. – Jeżeli ten zapis nie pojawi się w ustawie, to powinien pojawić się w dokumencie tzw. „sector deal”. Co więcej, firma proponuje, aby Rada Ministrów określiła w drodze rozporządzenia zasady wyliczenia udziału materiałów i usług lokalnych w projektowanej inwestycji morskiej farmy wiatrowej, sposób ich przedstawienia, a także ustaliła minimalny poziom tego udziału, biorąc pod uwagę przyjęte i planowane założenia wieloletniego planu finansowego państwa, przy czym udział ten nie będzie ustalany na poziomie niższym niż 60 procent – czytamy. Polska miałaby dostarczyć 50 procent krajowego wkładu na potrzeby budowy morskich farm wiatrowych. Docelowo rząd chciałby, aby było to 80-90 procent.

Model wsparcia z projektu opiera się w obu fazach na koncepcji dwustronnego kontraktu różnicowego. Różnice pomiędzy nim pojawiają się w sposobie wyłonienia projektów, którym przysługiwać będzie prawo do pokrycia ujemnego salda. Okres wsparcia to 25 lat od dnia wprowadzenia pierwszej energii elektrycznej do sieci, co odpowiada średniemu cyklowi życia morskiej farmy wiatrowej. Wielkość udzielonego wsparcia wyznaczana jest jako iloczyn mocy zainstalowanej morskiej farmy wiatrowej i 100 000 godzin.

Pierwsza faza wsparcia projektów offshore obejmie te z najbardziej zaawansowanym procesem inwestycyjnym w latach 2020 – 2022. W związku z odstąpieniem od konkurencyjnej procedury udzielania pomocy publicznej, każda z decyzji o przyznaniu prawa do pokrycia ujemnego salda będzie notyfikowana w Komisji Europejskiej. Prawo do pokrycia tzw. ujemnego salda w drugiej fazie systemu wsparcia przyznawane będzie w drodze aukcji. Firmy energetyczne mają w tej sprawie najwięcej uwag. Tauron proponuje, aby pierwszą fazę wydłużyć o rok i uwzględnić w niej projekty o mocy 6,5 GW. Obecnie jest to 4,9 GW. Enea proponuje doprecyzowanie zwrotu z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą w zakresie przygotowania, budowy i eksploatacji morskiej farmy wiatrowej. Zdaniem tej poznańskiej spółki nie wiadomo jaką metodą będzie liczone to zaangażowanie.

Vattenfall, który stara się o współpracę z firmami polskimi, proponuje usunięcie waloryzacji opodatkowania morskich farm wiatrowych. – Stawka podatku PLN/MW/rok została oszacowana tak, aby odzwierciedlać obciążenie podatkiem od nieruchomości z uwzględnieniem specyfiki morskich farm wiatrowych i specjalnej strefy ekonomicznej na Bałtyku. Należy zaznaczyć, że podatek od nieruchomości naliczany jest od niezamortyzowanej wartości aktywów, której wartość nie zmienia się w trakcie życia aktywa (nie jest waloryzowana na potrzeby naliczania podatku). Dla osiągnięcia faktycznej porównywalności zasad proponowanej stawki podatkowej należałoby pominąć efekt waloryzacji stałej stawki podatkowej PLN/MW/rok tak, jak ma to miejsce w przypadku podatku od nieruchomości – podkreśla szwedzka firma.

Definicja morskiej farmy wiatrowej a przyłącze 

Każdy z podmiotów proponuje zmianę definicji morskiej farmy wiatrowej. Projekt ustawy o offshore przewiduje, że częścią morskiej farmy wiatrowej są instalacje służące do wyprowadzania mocy. Klasyfikacja ta ma być przydatna przy wyliczaniu pomocy publicznej. Zgodnie z planem, inwestorzy w pierwszej kolejności realizując projekty morskich farm wiatrowych, sami wybudują przyłącza do systemu energetycznego. Tauron podkreśla, że koszty przyłączy mogą wynieść 30 procent nakładów inwestycyjnych. Zdaniem tej spółki wzrost kosztów może przełożyć się na podwyżkę ceny energii, zmniejszając konkurencyjność tego źródła.  – Cały ciężar budowy zupełnie nowej infrastruktury na potrzeby nowego typu źródeł energii został przeniesiony na inwestorów, podwyższając tym samym próg wejścia nowej technologii do Polski. Tym samym polskie regulacje dotyczące kosztów przyłączenia morskich farm wiatrowych będą jednymi z najbardziej kapitałochłonnych i najmniej korzystnych dla inwestora w Europie – czytamy w uwagach Taurona.

Warto w tym kontekście zapoznać się z uwagami Polskich Sieci Elektroenergetycznych. PSE mają zawarte umowy o przyłączenie morskich farm wiatrowych i wydane warunki przyłączenia, które nie gwarantują niezawodnych dostaw energii, z uwagi na nieuwzględnienie inwestycji pozwalających na przyłączenie i wyprowadzenie mocy z morskich farm wiatrowych w planie rozwoju sieci przesyłowej oraz przewidywany brak tej rozbudowy w pełnym zakresie, w terminie oczekiwanego przez inwestorów przyłączenia morskich farm wiatrowych.

Przyłączenie do sieci morskich farm wiatrowych o łącznej mocy zainstalowanej przewidzianej w ustawie, a więc 9,6 GW i rozprowadzenie wytwarzanej w nich energii elektrycznej po krajowym systemie elektroenergetycznym wymaga znacznych inwestycji w rozbudowę sieci przesyłowej w północnej części Polski. – Realizacja rozbudowy sieci uzależniona jest od jej uwzględnienia w planie rozwoju sieci uzgodnionym z Prezesem URE, stwarzając warunki techniczne i ekonomiczne przyłączenia do sieci morskich farm wiatrowych. Dotychczasowe brzmienie ust. 3 może zostać zinterpretowane jako wskazanie terminu na wydanie decyzji, w przypadku, gdy wnioski zostaną złożone do 30 września 2022 roku, pozostawiając dowolność w odniesieniu do wniosków złożonych po tej dacie. Wydaje się, że nie taka jest intencja przepisu – podaje PSE.

Operator proponuje także promesy przyłączeniowe. Sugeruje zapis, aby lokalizację morskiej farmy wiatrowej i miejsce (lub miejsca) przyłączenia, określone były w umowie o przyłączenie albo promesie przyłączenia. – Zmiana podyktowana propozycją wprowadzenia instytucji promesy przyłączenia w ramach rozdziału 7 projektu ustawy, która w konsekwencji będzie wymagała uwzględnienia podczas rozstrzygania aukcji limitów mocy w poszczególnych miejscach przyłączenia i ich grupach – podaje PSE.

Z kolei gazowy koncern PGNiG, który nie ma koncesji, ale podkreśla znaczenie offshore ze względu na propozycje zmian w jego strategii proponuje, aby nakłady oraz koszty nabycia, utrzymania i instalacji morskiej farmy wiatrowej, służącej do wyprowadzania mocy ponoszone przez operatora systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego były zaliczane do kosztów uzasadnionych w rozumieniu ustawy – Prawo energetyczne i stanowiły koszty uzyskania przychodów w rozumieniu przepisów podatkowych – pisze PGNiG.

Zgodnie z obecnie obowiązującym brzmieniem Prawa energetycznego, zaliczenie kosztów do kosztów uzasadnionych, wymienionych w tej ustawie, nie przesądza o tym, że stanowią one koszty uzyskania przychodów w rozumieniu przepisów podatkowych. – Proponowana zmiana ma na celu stworzenie podatkowej zachęty do nabycia przez operatora systemu przesyłowego albo dystrybucyjnego części instalacji morskiej farmy wiatrowej, służącej do wyprowadzania mocy, który, bez potencjalnych wątpliwości, będzie mógł te koszty rozliczyć dla celów podatkowych. Przyjęcie wskazanego rozwiązania może doprowadzić do zwiększenia zainteresowania ze strony operatorów systemów elektroenergetycznych do dokonywania inwestycji w części instalacji morskiej farmy wiatrowej, służącej do wyprowadzania mocy, co może przyczynić się do szybszego rozwoju tego sposobu wytwarzania energii elektrycznej – podkreśla spółka z ulicy Kasprzaka w Warszawie.

Czy ABW powinno ocenić wnioski?

Zdaniem pełnomocnika rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej, Piotra Naimskiego, budowa morskiej elektrowni wiatrowej w wyłącznej strefie ekonomicznej, przyłączonej do polskiego systemu elektroenergetycznego, stanowi potencjalne zagrożenie dla stabilności funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz bezpieczeństwa energetycznego państwa.- Zagrożenie to może wystąpić w szczególności w sytuacji, w której morskie farmy wiatrowe posiadałby podmiot należący do państwa, które używa energetyki jako jednego z narzędzi polityki zagranicznej – wskazał. Dodał, że Agencja Bezpieczeństwa Wewnętrznego jest odpowiedzialna za uzyskiwanie, analizowanie, przetwarzanie i przekazywanie właściwym organom informacji mogących mieć istotne znaczenie dla ochrony bezpieczeństwa wewnętrznego państwa i jego porządku konstytucyjnego. –  ABW jest więc instytucją, która w ramach ustawowych zadań może posiadać wiedzę o znaczeniu istotnym dla procedury wydawania pozwoleń lub uzgodnień.

W związku z powyższym, zasadnym jest, aby wśród organów administracji publicznej wydających opinię dot. pozwolenia lub uzgodnienia znalazł się Szef Agencji Bezpieczeństwa Wewnętrznego, wskazuje resort.

25 lat wsparcia a podatki

W projekcie ustawy znalazł się zapis, że okres korzystania z prawa do pokrycia ujemnego salda przez wytwórcę wynosi 25 lat, przy czym liczy się od pierwszego dnia wytwarzania i wprowadzania do sieci energii elektrycznej z danej morskiej farmy wiatrowej lub jej części, na podstawie uzyskanej koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej, w przypadku uzyskania prawa do pokrycia ujemnego salda. – Takie rozwiązanie może nie stanowić zachęty dla wytwórców planujących realizację dużych inwestycji, które bardzo często są budowane właśnie etapami. Dodatkowo może to być potraktowane jako nierówne traktowanie wytwórców, którzy z przyczyn ekonomicznych będą chcieli realizować inwestycję etapami – podaje gdańska Enea. Podkreśla, że wydając rozporządzenie minister właściwy do spraw energii bierze pod uwagę m.in. uzasadniony zwrot z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą w zakresie przygotowania, budowy i eksploatacji morskiej farmy wiatrowej.

PKN Orlen oraz duński Orsted, z którym PGE rozmawia o współpracy przy offshore, podkreślają, że ustawa zakłada możliwość przyznania pomocy publicznej na 25 lat, więc powinna istnieć możliwość korekty w zależności od zmiany obciążeń podatkowych. – Istnieje ryzyko, iż w takim horyzoncie czasowym, na wytwórców, a więc inwestorów, zostaną nałożone obciążenia publicznoprawne, to jest podatki – opłaty, które będą miały znaczący wpływ na model finansowy inwestycji – czytamy. Z tego też względu spółki proponują, aby w przypadku istotnej zmiany wysokości takich obciążeń, wytwórca miał prawo wystąpienia o stosowną korektę wysokości pomocy publicznej. – Konsekwencją tej propozycji jest konieczność nałożenia na wytwórcę obowiązku wskazania przewidywanej wielkości obciążeń publicznoprawnych na etapie ubiegania się o wsparcie – czytamy.

Niemieckie RWE uznaje, że niedostarczenie do sieci energii elektrycznej wytworzonej w morskiej farmie wiatrowej w terminie wskazanym w umowie o przyłączeniu, nie powinno stanowić podstawy do wypowiedzenia tego kontraktu, jeżeli nie doszło do niego w następstwie konkretnych zdarzeń. – Niedotrzymanie przez operatora systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego wiążących terminów przyłączenia do sieci poszczególnych morskich farm wiatrowych w okresie 72 miesięcy po wydaniu przez Prezesa URE decyzji o przyznaniu wytwórcy prawa do pokrycia ujemnego salda – podaje spółka.

Uwagi spółek wymienionych w tekście dotyczą przede wszystkim systemu wsparcia, jego liczenia i czasu trwania, a także systemu opodatkowania. Istotne będzie także, kto będzie budował przyłącze morskich farm wiatrowych i na którym etapie systemu wsparcia.