Ustawa o offshore - co się zmieniło?

Ustawa o offshore - co się zmieniło?

Ministerstwo Klimatu przedstawiło nową wersję o ustawy promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych. Pół roku trwało zbieranie uwag do pierwotnej wersji projektu, przygotowanego przez resort aktywów państwowych. Zaprezentowana nowa wersja ustawy odpowiada na część zgłaszanych przez inwestorów postulatów i wprowadza nowe rozwiązania.

Szykowana ustawa o offshore ma umożliwić inwestorom w morskiej energetyce wiatrowej ruszenie do przodu z budową farm wiatrowych na Morzu Bałtyckim. Pozwolenia na lokalizacyjne dla farm offshore wydano już 8 lat temu, ale bez określenia zasad budowy i systemu wsparcia firmy nie ruszą z pracami. Zaprezentowany projekt ustawy określa obowiązki wytwórcy, zasady budowy, eksploatacji i likwidacji farm offshore, mechanizmy wsparcia produkcji energii oraz zasady opodatkowania siłowni na morzu.

Wsparcie będzie udzielane na 25 lat, jednak - tak jak już zaprezentowano pół roku temu - inwestorzy zostaną podzielenie na dwie grupy.

System wsparcia - faza pierwsza

Pierwsi inwestorzy w morskiej energetyce wiatrowej mają dostać tzw. kontrakty różnicowe na pokrycie ujemnego salda. Z tego prawa mogą skorzystać farmy o mocy do 5,9 GW. W stosunku do poprzedniego projektu Ministerstwa Energii moc została zwiększona z 4,6 GW, ale skrócono o półtora roku czas na zawarcie kontraktu. Inwestor będzie musiał złożyć wniosek do końca marca 2021 r., a Urząd Regulacji Energetyki wydać decyzję do końca czerwca 2021 r. Ministerstwo Klimatu argumentuje tę zmianę koniecznością dostosowania do unijnych reguł pomocy publicznej.

Czytaj także: Ustawa o offshore w 27 punktach

Inwestor składa do URE wraz z wnioskiem mapę swojego obszaru, pozwolenie lokalizacyjne, umowę przyłączeniową, harmonogram rzeczowo-finansowy, plan łańcucha dostaw, opis techniczno-ekonomiczny wskazujący wystąpienie efektu zachęty oraz oświadc zenie o pomocy publicznej. Inwestor nie musi na tym etapie mieć decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, co będzie już wymagane przy aukcjach.

Kontrakty różnicowe mają być przyznawane zgodnie z zasadą: kto pierwszy - ten lepszy. To nie jest procedura konkurencyjna, więc każdorazowo wypłata indywidualnego wsparcie będzie uzależniona od zgody Komisji Europejskiej.

Kto załapie się na kontrakty w pierwszej fazie

Nowa wersja projektu zawiera w załączniku spis 8 obszarów, gdzie mogą być zlokalizowane farmy wiatrowe kwalifikujące się do pomocy w pierwszej fazie. W ocenie skutków regulacji Ministerstwo Klimatu wyszczególnia, że na wsparcie mogą liczyć te projekty, które mogą realnie dostarczyć energię przed 2030 r. To projekty na Ławicy Słupskiej, które mają umowy przyłączeniowe lub są w trakcie ich uzyskiwania. Zaliczyć tu można: dwa projekty Polenergii, dwa PGE, projekt Orlenu, RWE (dawne BTI) oraz ewentualnie projekty EDPR (B Wind i C Wind).

Bardziej oddalone lokalizacje mogą wymagać uzgodnień transgranicznych. Dlatego szansy na kontrakt różnicowy nie będą miały farmy Baltex 5,  Baltica 1 (PGE) i Bałtyk Północy (Polenergia), mimo posiadania warunków przyłączenia. Ponadto lokalizacje Baltex 5 i Baltex 2 są nieopłacone i pozwoleniom grozi unieważnienie przez Ministra Gospodarki Morskiej.

Morska farma wiatrowa Baltica 1 jest trzecim obszarem koncesyjnym posiadanym przez PGE. Spółka ostatnio poczyniła duży postęp - niedawno PSE wydały warunki przyłączenia tego projektu o mocy 896 MW. Otrzymane techniczne warunki przyłączenia oddalonej od brzegu o ok. 80 km farmy wiatrowej do sieci przesyłowej to ważny dla PGE etap realizacji inwestycji. Spółka pracuje nad szczegółowym planem harmonogramowo-budżetowym, który pozwoli przejść do kolejnego kroku – podpisania umowy przyłączeniowej z PSE, a następnie przeprowadzenia badań środowiskowych i ubiegania się o decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach. PGE wstępnie zakłada, że Baltica 1 rozpocznie pracę po 2030 roku.

Ministerstwo zakłada redukcję mocy farm offshore o 25 proc. w stosunku do pierwotnych deklaracji, po zbadaniu przez inwestorów szczegółowych warunków na morzu. "Próg 5,9 GW jest zatem najwyższym techniczno-ekonomicznie wykonalnym potencjałem morskich farm wiatrowych do 2030 roku" - konkluduje resort.

Cena za energię

Cenę do rozliczenia ujemnego salda określi w rozporządzeniu Minister Klimatu. Wytwórca będzie miał możliwość aktualizacji ceny, gdy nastąpiła „istotna zmiana w parametrach rzeczowo-finansowych”. To gwarantuje, że w przypadku istotnego odchylenia projektu i oczekiwanej wewnętrznej stopy zwrotu, wysokość wsparcia zostanie odpowiednio dostosowana, aby uniknąć nadwsparcia – argumentuje resort.

Faza druga czyli aukcje

Aukcje po 2,5 GW mocy mają być przeprowadzone w latach 2025 i 2027. Zrezygnowano z planowanej wcześniej aukcji w 2023 r., zachowano możliwość przeprowadzenia aukcji w 2028 r. - jeśli z aukcji w poprzednim roku zostanie do najmniej 500 MW mocy. Po 2028 r. Rada Ministrów może podjąć decyzję o przeprowadzeniu aukcji w dowolnym roku.

Obowiązki inwestorów

Inwestorzy dostaną 7 lat na wprowadzenie pierwszej energii do sieci. Liczy się to od dnia rozstrzygnięcia aukcji lub w przypadku wytwórców biorących udział w pierwszej fazie - od dnia wydania przez Komisję Europejską decyzji zatwierdzającej pomoc publiczną.

Podobnie jak w pierwszym projekcie, będzie obowiązek opisu nakładów inwestycyjnych, inicjatyw i przewidywanych działań na rzecz podmiotów posiadających siedzibę lub oddział na terytorium Rzeczpospolitej Polskiej, wraz z oszacowaniem miejsc pracy. Trzeba będzie składać też z tego sprawozdania do prezesa URE, w pierwszych 6 latach sprawozdania mają wpływać co drugi rok, potem - co 5 lat.

Przyłączenie do sieci

Koszty przyłączenia farm wiatrowych offshore do sieci na lądzie poniosą inwestorzy. W porównaniu do pierwszego projektu, znacznie rozbudowano przepisy dotyczące warunków i zasad przyłączenia farm. Ustawa o offshore jasno rozdziela obowiązki operatora sieci i wymagania, jakie są stawiane deweloperowi  farmy. PSE ma mieć prawo pierwokupu przyłącza.

W najnowszym projekcie dodano zapisy dotyczące promes przyłączeniowych. Z dniem przyznania podmiotowi prawa do pokrycia ujemnego salda, jego promesa przyłączenia stanie się warunkami przyłączenia ważnymi przez 2 lata od dnia przyznania tego prawa. Wytwórca ubiegający się o przyłączenie ma składać "zabezpieczenie"- 60 zł za kW planowanej mocy.

Podatki, pozwolenia, certyfikaty

Ustawa o offshore ma wprowadzić podatek od farm wiatrowych na morzu. Utrzymano w projekcie wcześniejszą propozycję jego wysokości - 23 tys. zł za MW mocy zainstalowanej. Utrzymano propozycje ułatwień administracyjnych w zdobywaniu niezbędnych pozwoleń.

Wprowadzono precyzyjniejsze zapisy dotyczące certyfikacji inwestycji. Certyfikaty będą mogły przyznawać akredytowane przez Ministra Gospodarki Morskiej organizacje, ministerstwo będzie prowadziło ich wykaz.

ABW też chce mieć prawo do opinii

Ustawa o offshore wprowadza zmiany w kilku innych aktach prawnych, m.in. w ustawie o obszarach morskich. Do grona instytucji opiniujących wydawanie pozwoleń na wznoszenie i sztucznych wysp, kładzenia kabli i rurociągów dołączy Agencja Bezpieczeństwa Wewnętrznego. Zabiegał o to Pełnomocnik Rządu ds. Infrastruktury Strategicznej.

Czytaj także: Kto wybuduje farmy wiatrowe na morzu

Dodano też zapis dotyczący ewentualnej kolizji obecnych i zawieszonych decyzji lokalizacyjnych z powstającym planem zagospodarowania przestrzennego morza.

Ustawa o offshore, z wyjątkiem niektórych przepisów, ma wejść w życie 14 dni od dnia ogłoszenia w Dzienniku Ustaw. Projekt trafił do uzgodnień 7 lipca.

Zielone technologie rozwija

Zobacz także...

Komentarze

Patronat honorowy

Partnerzy portalu

PSE

Zamów Obserwator Legislacji Energetycznej

Dowiedz się więcej o Obserwatorze Legislacji Energetycznej

 

Chcesz płacić co miesiąc skontaktuj się z nami: [email protected]