Spis treści
Sytuacja, która miała miejsce w drugiej połowie 2018 roku, zmieniła rynek energii elektrycznej w wielu obszarach, w tym politykę zakupową odbiorców. Gwałtowny i niespodziewany wzrost cen energii elektrycznej na Towarowej Giełdzie Energii był bezpośrednią przyczyną szeregu zmian legislacyjnych o różnorodnym spektrum oddziaływania – poczynając od zwiększenia poziomu obliga giełdowego [1], obniżeniu stawki podatku akcyzowego i opłaty przejściowej, na zamrożeniu cen na rynku detalicznym w 2019 roku [2] kończąc.
W związku z niepokojącymi zdarzeniami na rynku Prezes URE po raz pierwszy skorzystał z kompetencji przyznanych mu w związku z wejściem w życie unijnej regulacji REMIT [3]. Zareagować musieli także odbiorcy końcowi (tj. odbiorcy dokonujący zakupu energii elektrycznej na własny użytek) – niepewna sytuacja rynkowa, a także istotny spadek zaufania do przejrzystości zachowań uczestników rynku hurtowego, spowodowały nie tylko wyraźne zwiększenie zainteresowania szeroko pojętą energetyką rozproszoną, ale także pojawienie się nowego, silnego trendu na rynku – wzrostu popularności nawiązywania przez odbiorcę końcowego bezpośredniej relacji kontraktowej z wytwórcami energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w ramach tzw. corporate Power Purchase Agreement (cPPA).
Energia z wiatru znowu w cenie
Szczególnie wyraźnie zarysowuje się powrót do długoletniego kontraktowania zakupu energii z farm wiatrowych – po kilku trudniejszych latach, paru głośnych sporach między uczestnikami rynku energii odnawialnej, a nawet pojawiających się zapowiedziach stopniowego odchodzenia od energii pochodzącej z wiatru w ramach polskiego miksu energetycznego, wytwórcy z branży wiatrowej z trudnej sytuacji na rynku uczynili silną kartę przetargową i proponują kontrahentom zabezpieczenie ceny energii elektrycznej na konkurencyjnym poziomie na 10, a nawet 15 lat. Istotną zmianą jest jednak otwarcie się wytwórców na partnerów biznesowych spoza grona przedsiębiorstw obrotu (dużych sprzedawców) – odbiorca końcowy o dużym wolumenie zużycia stał się równie atrakcyjnym potencjalnym kontrahentem. Dostrzegają to już prawdopodobnie wszyscy uczestnicy rynku.
W odpowiedzi na wyraźne zapotrzebowanie rynku European Federation of Energy Traders w czerwcu tego roku opublikowała nowy, własny standard cPPA – Individual Power Purchase Agreement for Corporates and Utilities [4]. Umowa w standardzie EFET umożliwia skorzystanie z obu wariantów cPPA, które dotychczas wykształciła praktyka, tj. cPPA z fizyczną dostawą energii elektrycznej do odbiorcy końcowego oraz cPPA finansowego, zwanego też wirtualnym, będącego w praktyce kontraktem różnicowym, w którym nie dochodzi do rzeczywistego dostarczenia energii i przeniesienia jej własności z wytwórcy na odbiorcę końcowego – strony zabezpieczają jedynie cenę energii elektrycznej, a w toku realizacji umowy wzajemnie ją kompensują, w zależności od sytuacji rynkowej.
Korzystne warunki i CSR
Zakup energii elektrycznej pochodzącej z OZE to dla odbiorcy końcowego nie tylko możliwość częściowego uniezależnienia się od fluktuacji cen i warunków oferowanych przez przedsiębiorstwa obrotu, których sytuacja często w ostatnich czasach bywa niepewna.
Kupowanie zielonej energii doskonale wpisuje się też w politykę tzw. społecznej
odpowiedzialności przedsiębiorstw (tzw. CSR – corporate social responsibility) i służy budowaniu pozytywnego wizerunku marki w opinii publicznej. Zabezpieczenie relatywnie niskiej ceny energii elektrycznej na wiele lat i dbałość o środowisko naturalne to wystarczające korzyści, z uwagi na które wzrost popularności cPPA nie powinien dziwić. Eksperci już dziś zapowiadają, że w niedalekiej przyszłości będą to umowy zawierane powszechnie, zwłaszcza w sytuacji potencjalnego uzupełniania funkcji źródeł OZE o magazyny energii.
Z daleka sytuacja w otoczeniu cPPA wygląda więc jak spotkanie popytu i podaży, z którego każdy uczestnik wychodzi zadowolony – wytwórca z silnym instrumentem w rozmowach z podmiotami finansującymi i gwarancją przychodów na określonym poziomie, a odbiorca końcowy z zabezpieczoną na lata ceną podstawowego w jego działalności gospodarczej medium i opinią podmiotu współodpowiedzialnego za środowisko naturalne, zwłaszcza w przypadku cPPA z dostawą fizyczną.
Tyle w teorii, dlaczego jednak praktyka pokazuje, że dotychczas w Polsce zawarto tylko kilka cPPA, a każdy przypadek zawarcia takiego kontraktu jest szeroko komentowany w mediach branżowych i traktowany w kategoriach wyjątku? Powodów jest z pewnością co najmniej kilka – od stricte biznesowych (mówi się, że negocjacja cPPA w Polsce trwa zdecydowanie dłużej niż w innych krajach) aż po przeszkody natury prawnej.
Co do zasady ustawodawca zdaje się dostrzegać naturę omawianego problemu i stopniowo wprowadza mechanizmy pozwalające odbiorcy końcowemu na samodzielne kształtowanie relacji kontraktowej z wytwórcą energii elektrycznej. Temu ma służyć między innymi regulacja przewidziana w Prawie energetycznym, dotycząca tzw. linii bezpośredniej, tj. linii elektroenergetycznej łączącej wydzieloną jednostkę wytwarzania energii elektrycznej bezpośrednio z odbiorcą. Abstrahując od samego kosztu, należy jednak zwrócić uwagę, że ograniczenia w budowie takich linii – konieczność uzyskania zgody Prezesa URE i to niezależnie od pozwolenia na budowę – istotnie zmniejszają zakres zastosowania tej możliwości, zwłaszcza że dość powszechne jest przekonanie, że regulator takich zgód udziela bardzo rzadko, promując standardowe rozwiązanie i korzystanie z sieci dystrybucyjnej.
Kolejny raz okazuje się, że prawo nie nadążyło za dynamiką rozwoju gospodarki i instrumenty przewidziane przez ustawodawcę są niewystarczające. Co więcej, obecnie wydaje się niemalże oczywiste, że aktualny kształt ciągle funkcjonującego systemu wsparcia dla źródeł OZE opartego o świadectwa pochodzenia (zwłaszcza w zestawieniu z innymi obciążeniami publicznoprawnymi) hamuje dalszy rozwój takich źródeł w nowych modelach biznesowych.
Przeszkody prawne w rozwoju cPPA
System wsparcia przewidziany w ustawie o odnawialnych źródłach energii (uOZE) w założeniu
miał zapewnić rozwój instalacji OZE i zwiększenie udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto, zgodnie z wymaganiami unijnymi. Obecnie obejmuje on szereg mechanizmów (taryfy gwarantowane, obowiązek zakupu energii przez sprzedawcę zobowiązanego, aukcje OZE), w tym podtrzymuje instrument wsparcia oparty o świadectwa
pochodzenia energii elektrycznej, co jest logicznym następstwem wielu analiz prawnych wskazujących na konieczność zagwarantowania praw nabytych przez podmioty pierwotnie nim objęte.
W tym miejscu pojawia się jedna z poważniejszych barier prawnych, mająca też bezpośrednie przełożenie ekonomiczne, związana z wykorzystaniem cPPA w praktyce. Przepisy uOZE przewidują po stronie przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej i sprzedającego tę energię odbiorcom końcowym (niebędącym odbiorcami przemysłowymi) obowiązek uzyskania i przedstawienia do umorzenia Prezesowi URE świadectw pochodzenia lub, czysto teoretycznie, uiszczenia opłaty zastępczej [5]. Przedmiotowa regulacja nie przewiduje żadnych wyłączeń w odniesieniu do wytwórców energii elektrycznej z OZE. Oznacza to, że z punktu widzenia omawianych przepisów sprzedaż odbiorcy końcowemu energii elektrycznej wytworzonej w instalacji OZE jest traktowana w taki sam sposób jak sprzedaż energii konwencjonalnej – „czarnej”, a wytwórca jest zobowiązany do wykonania obowiązku „zielonego” i „błękitnego” w takim samym zakresie jak inne podmioty zobowiązane. Sposób ukształtowania tego obowiązku jest z pewnością mniej uciążliwy dla wytwórców energii elektrycznej w instalacjach OZE, w których pierwsze wytworzenie energii nastąpiło przed dniem 1 lipca 2016 roku. Wynika to z faktu, że ta grupa wytwórców może nadal uczestniczyć w systemie wsparcia opartym o certyfikaty i przysługują im świadectwa pochodzenia od energii elektrycznej wytworzonej z OZE, co oczywiście pozwala im na względnie proste wykonanie obowiązku „zielonego”. Takiej przewagi nie mają jednak wytwórcy energii elektrycznej w obecnie powstających instalacjach lub tych, których powstanie ma zostać sfinansowane w przyszłości, co determinuje dychotomię statusu tych uczestników rynku, bardzo dotkliwą dla tych drugich w przypadku chęci zawarcia cPPA. Podmiot wytwarzający energię elektryczną z instalacji OZE, w której energię wytworzono po raz pierwszy w wyżej wskazanej dacie lub później, na potrzeby wykonania obowiązku „kolorowego” musi nabyć świadectwa pochodzenia na rynku, co może mieć istotny, negatywny wpływ na atrakcyjność jego oferty cenowej i tym samym konkurencyjność w zestawieniu z wytwórcami uczestniczącymi w systemie certyfikatowym. Nie ulega wątpliwości, że może to także obniżać opłacalność nowych inwestycji w instalacje OZE.
Podobnie skonstruowano tzw. obowiązek „biały”, uregulowany w ustawie o efektywności energetycznej [6]. Przedmiotowy obowiązek także został nałożony na wytwórcę sprzedającego energię elektryczną odbiorcom końcowym, niezależnie od źródła pochodzenia tej energii i bez jakichkolwiek wyjątków w odniesieniu do sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w instalacjach OZE. Tym samym wytwórca sprzedający energię elektryczną odbiorcy końcowemu jest zobowiązany zrealizować przedsięwzięcie lub przedsięwzięcia służące poprawie efektywności energetycznej u odbiorcy końcowego, w wyniku których uzyskuje się oszczędności energii finalnej, potwierdzone audytem efektywności energetycznej, lub uzyskać i przedstawić do umorzenia Prezesowi URE świadectwo efektywności energetycznej (z zastrzeżeniem dodatkowej możliwości realizacji obowiązku opłatą zastępczą, ale tylko w przypadku spełnienia przesłanek szczegółowo określonych w ustawie).
Sprzedaż energii elektrycznej tzw. nabywcy końcowemu w rozumieniu ustawy o podatku akcyzowym (tj. podmiotowi, który nabywa energię elektryczną, ale nie dysponuje koncesją na wytwarzanie, przesyłanie, dystrybucję lub obrót energią elektryczną) jest także obciążona akcyzą [7]. Ustawa przewiduje co prawda zwolnienie z akcyzy energii elektrycznej wytwarzanej z OZE, ale jest to zwolnienie ściśle powiązane z systemem certyfikatowym. Podstawą do zwolnienia jest bowiem dokument potwierdzający umorzenie świadectwa pochodzenia energii.
Tym samym – podobnie jak zasygnalizowano powyżej w odniesieniu do obowiązku wynikającego z uOZE – zachodzi istotne zróżnicowanie położenia wytwórców uczestniczących w systemie certyfikatowym i tych wytwórców, którzy z przyczyn obiektywnych są z niego wykluczeni.
Powyższe ma daleko idące konsekwencje praktyczne. Sprzedaż energii elektrycznej na podstawie cPPA z dostawą fizyczną będzie bowiem determinowała po stronie wytwórcy konieczność realizacji obowiązków kolorowych: „zielonego”, „błękitnego” oraz „białego”, a w przypadku zawarcia cPPA z nabywcą końcowym w rozumieniu przepisów akcyzowych (co należy uznać raczej za normę niż wyjątek) także powstanie obowiązku podatkowego w zakresie akcyzy. Wszystkie te obciążenia publicznoprawne w oczywisty sposób znajdują odzwierciedlenie w ofertach cenowych wytwórców, istotnie obniżając atrakcyjność warunków finansowych proponowanych w ramach omawianego typu cPPA. Przepisy projektowane jako instrument promowania instalacji OZE w wielu przypadkach są przyczyną nieopłacalności modelu bezpośredniej relacji kontraktowej pomiędzy wytwórcą a odbiorcą końcowym, który teoretycznie doskonale wpisuje się w politykę rozwoju i zwiększania konkurencyjności polskiej gospodarki. Narzędzie wsparcia instalacji OZE jawi się więc obecnie jako jeden z najsilniejszych hamulców w ewolucji rynku elektroenergetycznego, która wydaje się być nieunikniona i bardzo potrzebna.
Cała nadzieja w implementacji RED II?
Trudno uznać, by wyżej opisana sytuacja była w zgodzie z polityką unijną i ideą zwiększania skali stosowania energii z OZE, której ramy wyznaczyły przepisy dyrektywy 2009/28/WE [8]. System wsparcia, zgodnie z wymogami określonymi w tej dyrektywie, ma bowiem promować wykorzystanie energii ze źródeł odnawialnych dzięki zmniejszeniu kosztów tej energii, zwiększeniu ceny, za którą można ją sprzedać, lub zwiększeniu — poprzez nałożenie obowiązku stosowania energii odnawialnej lub w inny sposób — jej nabywanej ilości. O ile więc założenie polskiego ustawodawcy co do zasady spełnia wskazane przesłanki, o tyle aktualnie obowiązujące przepisy pozostają w tyle za nowymi rozwiązaniami kreowanymi przez uczestników rynku. Jak wskazano powyżej, obowiązujące przepisy co do zasady nie przewidują wyłączeń w zakresie obciążeń o charakterze publicznoprawnym w odniesieniu do energii elektrycznej, która co prawda jest przedmiotem sprzedaży na rzecz odbiorcy końcowego, ale zarówno z punktu widzenia aksjologii prawa, jak i logiki rozwiązań legislacyjnych, powinna zostać wyłączona przedmiotowo z obowiązku „kolorowania”, jak i obowiązku podatkowego w zakresie akcyzy.
Powyższe zmiany w obowiązujących przepisach należy postulować już dzisiaj, jako że bez ich wdrożenia upowszechnienie cPPA z dostawą fizyczną z dużym prawdopodobieństwem będzie na polskim rynku prognozą bez oparcia w rzeczywistości, a niski poziom zróżnicowania polskiego rynku elektroenergetycznego będzie elementem powstrzymującym potencjalnych inwestorów. Jednocześnie szybka zmiana przepisów w omawianych aspektach stanowiłaby jeden z pierwszych kroków na drodze do implementacji nowej dyrektywy 2018/2001 w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (tzw. RED II) [9].
Przepisy RED II nie tylko wprowadzają definicję umowy zakupu odnawialnej energii elektrycznej (tj. umowy, na podstawie której osoba fizyczna lub prawna zgadza się na zakup odnawialnej energii elektrycznej bezpośrednio od producenta energii elektrycznej – taką umową jest cPPA z dostawą fizyczną), ale nakładają na Państwa Członkowskie Unii Europejskiej określone obowiązki w celu umożliwienia rozwoju takich umów. W pierwszej kolejności Państwa Członkowskie są zobowiązane dokonać oceny barier regulacyjnych i administracyjnych dla długoterminowych umów zakupu odnawialnej energii elektrycznej, a następnie powinny
usunąć nieuzasadnione bariery i ułatwiać upowszechnianie takich umów. Wyraźnie przewidziano też, że po stronie Państw Członkowskich leży zapewnienie, by omawiane umowy nie podlegały nieproporcjonalnym lub dyskryminacyjnym procedurom i opłatom.
Nie może budzić wątpliwości, że umożliwienie rozwoju umów cPPA realnie zwiększy szanse na osiągnięcie celu unijnego w zakresie OZE określonego w RED II. Ukształtowanie systemów wsparcia energii elektrycznej wytwarzanej w instalacjach OZE w sposób odmienny niż obecny, tj. przewidujący wyłączenia w odniesieniu do energii elektrycznej pochodzącej z OZE, nie stoi także w sprzeczności z zasadniczymi wymogami przewidzianymi w RED II, do jakich należy konieczność stworzenia mechanizmów zachęty na rzecz wprowadzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych na rynek energii elektrycznej w sposób rynkowy i reagujący na sytuację rynkową, a także projektowanie systemów wsparcia w taki sposób, aby maksymalnie zwiększyć wprowadzanie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych na rynek energii elektrycznej i aby zapewnić, żeby producenci energii odnawialnej reagowali na sygnały cenowe z rynku i maksymalizowali swoje przychody z rynku.
Choć przepisy RED II powinny być implementowane do polskiego ustawodawstwa do dnia 30 czerwca 2021 roku, aktualna sytuacja na rynku wyraźnie potwierdza potrzebę pilnej nowelizacji przepisów, które kreują szereg barier w rozwoju i upowszechnieniu cPPA. W tej kwestii oczekiwanie na termin wyznaczony na transpozycję unijnej dyrektywy w naszej ocenie nie znajduje realnego uzasadnienia, a utrzymywanie przeszkód w nawiązywaniu bezpośrednich relacji kontraktowych pomiędzy wytwórcami a odbiorcami końcowymi może zniechęcić wskazane podmioty do podejmowania inicjatyw rozwijających polski rynek elektroenergetyczny nie tylko obecnie, ale i w przyszłości.
Autorzy:
Michał Sznycer – radca prawny, partner
Anna Eliszewska – radca prawny, młodszy partner
w MGS LAW Kancelarii Radców Prawnych Mądry, Sznycer, Sambożuk Sp. p.
[1] Art. 49a ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 roku – Prawo energetyczne w brzmieniu ustalonym ustawą z dnia 9 listopada 2018 roku o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. z 2018 roku, poz. 2348).
[2] ustawa z dnia 28 grudnia 2018 roku o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. z 2018 roku, poz. 2538 z późn. zm.).
[3] Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1227/2011 z dnia 25 października 2011 roku w sprawie integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii (Dz.U.UE.L.2011.326.1).
[4] https://efet.org/Files/CPPA/19062019_Press_Release_PR_EFET%20standard%20CPPA%20launch%20final_2.pdf.
[5] Obowiązek wynika z art. 52 ust. 1 w zw. z art. 52 ust. 2 pkt 1 oraz art. 56 ustawy z dnia 20 lutego 2015 roku o odnawialnych źródłach energii (t. j.: Dz.U. z 2018 roku, poz. 2389 z późn. zm.).
[6] Obowiązek wynika z art. 10 ust. 1 w zw. z art. 10 ust. 2 pkt 1 ustawy z dnia 20 maja 2016 roku o efektywności energetycznej (t. j.: Dz.U. z 2019 roku, poz.545 z późn. zm.).
[7] Obowiązek podatkowy w zakresie akcyzy od energii elektrycznej wynika z art. 9 ust. 1 pkt 2 w zw. z art. 2 ust. 1 pkt 19 ustawy z dnia 6 grudnia 2008 roku o podatku akcyzowym (t. j.: Dz.U. z 2019 roku, poz. 864 z późn. zm.).
[8] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 roku w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE (Dz.U.UE.L.2009.140.16).
[9] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 roku w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (Dz.U.UE.L.2018.328.82).
