Na początku wyjaśnijmy, czym są umowy cPPA. To umowy zawierane na stosunkowo długi czas (standardem są umowy na 15–25 lat), na podstawie których wytwórca energii ze źródła OZE sprzedaje ją bezpośrednio odbiorcy końcowemu po ustalonej cenie (zwykle jest to cena stała lub indeksowana). Dzięki takiemu układowi odbiorca ma zapewnione dostawy po względnie stałej i przewidywalnej cenie przez długi czas, a jednocześnie uniezależnia się od cen oferowanych przez sprzedawców energii. Wytwórca zaś ma gwarancję zbytu energii oraz stałych przychodów. Co więcej, nie ma żadnych przeszkód, żeby taką umowę strony zawarły zanim jeszcze wytwórca wybuduje swoje źródło, co może znacznie ułatwić mu pozyskanie komercyjnego finansowania projektu, z uwagi na zagwarantowany stały przychód przez kolejne kilkanaście, a nawet kilkadziesiąt lat – zapewniający wiarygodność w oczach banku czy instytucji finansującej.
Typowa realizacja inwestycji w odnawialne źródło energii opiera się na gwarantowanym odkupie wytworzonej energii elektrycznej po cenie stabilizowanej przez system aukcyjny. Z kolei odbiorcy kupują energię elektryczną od sprzedawcy (spółki obrotu), zaś usługę dystrybucji tej energii – od lokalnego operatora systemu dystrybucyjnego, do którego sieci dany odbiorca jest przyłączony. W najbardziej podstawowym, bezpośrednim modelu cPPA, powstaje natomiast wyłącznie stosunek prawny między wytwórcą a odbiorcą, bez wsparcia systemu aukcyjnego, docelowo bez udziału spółki obrotu oraz dystrybutora – choć kwestia ta może wyglądać inaczej w różnych wariantach cPPA.
W zasadzie najistotniejszym aspektem w przypadku umów cPPA jest ustalenie ceny. Cena sprzedaży energii może być ukształtowana dowolnie, choć jako najczęściej stosowane warianty określania jej można wymienić przede wszystkim: cenę stałą, cenę stałą indeksowaną do notowań na Towarowej Giełdzie Energii, czy też cenę zmienną z maksymalnymi limitami dolnym i górnym. Ustalając cenę nie można jednak zapominać, że z punktu widzenia wytwórcy musi ona pokrywać różnego rodzaju „narzuty”, które wytwórca będzie musiał ponieść, takie jak chociażby podatek akcyzowy czy koszt tzw. certyfikatów. Ta ostatnia kwestia jest zresztą jednym z istniejących utrudnień w zawieraniu umów cPPA – wpływa na wzrost ceny oferowanej odbiorcy. Zgodnie bowiem z aktualnymi przepisami, każdy podmiot, który sprzedaje energię elektryczną do odbiorców końcowych (czyli głównie sprzedawca – spółka obrotu, ale też wytwórca, w przypadku zawarcia cPPA) ma obowiązek uzyskać i przedstawić do umorzenia Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki świadectwo pochodzenia energii zielonej (z OZE), niebieskiej (z biogazu) oraz białej (w zakresie efektywności energetycznej). Taki podmiot będzie miał zatem obowiązek nabyć na Towarowej Giełdzie Energii odpowiednio zielone, niebieskie i białe certyfikaty, a następnie przedstawić je do umorzenia Prezesowi URE. W sposób oczywisty obowiązek ten wpłynie na cenę w umowie cPPA, bo wytwórca koszt certyfikatów przeniesie na odbiorcę.
Co do zasady, przyjęło się dzielić umowy cPPA na dwa rodzaje (chociaż w krajach, w których rozwiązania te funkcjonują dłużej, podział jest dużo bardziej różnorodny) – umowy fizyczne oraz umowy wirtualne (finansowe). Jak łatwo się domyślić, pierwszy model zapewnia bezpośredni, fizyczny przepływ energii elektrycznej od wytwórcy do odbiorcy, podczas gdy drugi jest wyłącznie finansowym rozliczeniem, który może być zastosowany tam, gdzie nie ma możliwości fizycznej dostawy. Poniżej dokonano analizy obu modeli oraz ich poszczególnych wariantów.
Model fizycznej dostawy energii elektrycznej
Analizując model umowy cPPA z fizyczną dostawą energii elektrycznej należy w pierwszej kolejności wskazać, że w praktyce może wystąpić kilka wariantów takiego modelu, których zastosowanie uzależnione jest przede wszystkich od warunków technicznych i lokalizacyjnych instalacji wytwórczej i odbiorczej.
Wariant „za licznikiem”, zwany też wariantem „on-site”
Pierwszy wariant, w jakim może zostać zawarta fizyczna umowa cPPA, jest taki, w którym instalacja wytwórcza znajduje się albo na dachu odbiorcy, albo na gruncie w bezpośredniej odległości od odbiorcy (za licznikiem odbiorcy). Instalacja wytwórcza jest zatem podłączona bezpośrednio do instalacji odbiorcy.
Jako przykład można wskazać sytuację, w której odbiorca posiada odpowiedni dach, np. hali swojego zakładu albo siedziby. Odbiorca nie chce jednak budować instalacji wytwórczej we własnym zakresie, ale raczej zlecać pełną usługę podmiotowi trzeciemu, a tym samym uniknąć ryzyka inwestycyjnego czy operacyjnego. W tym celu zawiera wieloletnią umowę cPPA z podmiotem trzecim (zwanym także deweloperem), który następnie instaluje system fotowoltaiczny i sprzedaje wytworzoną tam energię elektryczną do odbiorcy.
W wariancie opisanym powyżej, to po stronie dewelopera, czyli inwestora źródła wytwórczego, leżą wszystkie obowiązku związane chociażby z uzyskaniem niezbędnych decyzji administracyjnych na budowę instalacji, czy też uzyskanie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej (o ile jest to wymagane ze względu na moc zainstalowaną – obecny próg to 500 kW, powyżej tej wartości wymagana jest koncesja; w momencie pisania niniejszego artykułu procedowany jest projekt nowelizacji ustawy o odnawialnych źródeł energii, zgodnie z którym próg zostanie podniesiony do 1 MW). Z kolei w gestii odbiorcy leży wydzierżawienie inwestorowi dachu swojej nieruchomości, aby miał tytuł prawny do posadowienia instalacji na tej powierzchni.
Niewątpliwą zaletą tego wariantu jest brak konieczności posiadania kapitału własnego przez odbiorcę, ponieważ instalacja jest realizowana i obsługiwana przez podmiot trzeci (dewelopera), choć proces wdrożenia i rozpoczęcia wytwarzania energii elektrycznej z instalacji może potrwać, z uwagi na konieczność uzyskania przez dewelopera niezbędnych pozwoleń administracyjnych oraz koncesji.
Jednocześnie odbiorca oszczędza na kosztach sieciowych i dystrybucyjnych, ponieważ energia z zainstalowanego źródła jest dostarczana bez udziału publicznej sieci dystrybucyjnej, choć oczywiście należy liczyć się z tym, że instalacja fotowoltaiczna (lub inne źródło o niestabilnej generacji energii) nie pokryje całego zapotrzebowania odbiorcy, zatem część energii ten odbiorca będzie musiał dokupić z sieci (chyba że zostanie zainstalowany także magazyn energii, ale jest to wątek wykraczający poza ramy niniejszego artykułu).
Wariant oparty na linii bezpośredniej, zwany także „near site direct wire”
Kolejny wariant, w jakim może zostać zawarta fizyczna umowa cPPA, jest taki, w którym instalacja wytwórcza znajduje się w pewnej odległości od odbiorcy, przy czym obie instalacje są połączone dedykowaną linią przesyłową (tzw. linią bezpośrednią w rozumieniu prawa energetycznego). W tym wariancie strony (lub tylko jedna ze stron) muszą ponieść koszty budowy „prywatnej” linii działającej w tzw. systemie wyspowym, jednak dzięki temu możliwe jest uniknięcie po stronie odbiorcy ponoszenia opłat dystrybucyjnych, bowiem dostarczanie energii odbywa się z pominięciem sieci dystrybucyjnych i przesyłowych.
Należy jednak zauważyć, że wdrożenie tego wariantu w warunkach polskich jest bardzo trudne, zaś przepisy w tym zakresie nie przystają do potrzeb związanych z zawieraniem umów typu cPPA. Zgodnie z prawem energetycznym, budowa linii bezpośredniej wymaga bowiem uzyskania zgody Prezesa URE, która musi zostać udzielona jeszcze przed wydaniem decyzji o pozwoleniu na budowę. Wydając zgodę Prezes URE kieruje się określonymi przesłankami, sprowadzającymi się głównie do zbadania, czy istnieje możliwość przyłączenia wytwórcy i odbiorcy do istniejącej infrastruktury sieciowej. Tylko w sytuacji, w której Prezes URE stwierdzi brak takich możliwości, może on wydać zgodę na budowę linii bezpośredniej.
Autorom niniejszego artykułu nie jest znany przypadek, w którym Prezes URE wydałby zgodę na budowę linii bezpośredniej ze źródła OZE do odbiorcy. Ideą obowiązujących przepisów jest bowiem umożliwienie dostarczenia energii za pomocą linii bezpośredniej do odbiorcy, który nie ma możliwości skorzystania z dostarczania tej energii za pośrednictwem „publicznej” sieci elektroenergetycznej. Przepisy w zakresie linii bezpośredniej są zatem możliwe do zastosowania dopiero w sytuacji, gdy brak jest możliwości przyłączenia się do istniejącej infrastruktury, co znacznie utrudnia wdrożenie tego typu umowy na polskim rynku. Jednocześnie – nawet w razie uzyskania zgody Prezesa URE – pozostaje jeszcze kwestia sfinansowania takiej linii, co w ostatecznym rozrachunku może rzutować na cenę w umowie cPPA.
Wytwórcy i odbiorcy szukający alternatywy dla linii bezpośredniej, chcąc ominąć przeszkody regulacyjne, a jednocześnie zachować „bezpośredniość” połączenia, mają możliwość przyłączenia dedykowanej linii do systemem elektroenergetycznego właściwego dystrybutora. Wówczas jednak – zgodnie z przepisami prawa energetycznego – wybudowana linia staje się tzw. małym operatorem systemu dystrybucyjnego z wszelkimi tego konsekwencjami, począwszy od konieczności uzyskania koncesji na dystrybucję energii na tym odcinku, poprzez obowiązek uzgadniania taryf z URE, a skończywszy na szeregu obowiązków (chociażby sprawozdawczych), które muszą realizować operatorzy systemu dystrybucyjnego. Jest to zatem możliwe, choć wymaga dużo większego zaangażowania operacyjnego, które będzie konieczne nie tylko na etapie zawierania umowy cPPA, ale także w całym okresie jej realizacji.
Wariant z wykorzystaniem istniejącej sieci dystrybucyjnej przy udziale spółki obrotu, zwany także „sleeved cPPA”
W wariancie „sleeved cPPA” energia elektryczna dostarczana jest fizycznie, jednak nie w rozumieniu ścisłym – bezpośrednio od wytwórcy do odbiorcy, ale za pośrednictwem sieci przesyłowej/ dystrybucyjnej operatora sieci. W tym wariancie niezbędny jest udział swego rodzaju pośrednika – spółki obrotu energią elektryczną. Jest on niezbędny, ponieważ w założeniu wytwórca energii z OZE sprzedaje energię tej spółce obrotu, która następnie odsprzeda energię odbiorcy. Wariant ten wymaga tak naprawdę zawarcia dwóch umów, które będą skorelowane i w pewnych aspektach tożsame. Pierwszą będzie umowa zawierana między wytwórcą a spółką obrotu, drugą – między spółką obrotu a odbiorcą. Z punktu widzenia odbiorcy niezwykle istotne będzie jednak to, jak wysoką opłatę za „usługi pośrednictwa” będzie pobierać spółka obrotu (tzw. sleeving fee), m.in. z tytułu świadczenia usług bilansowania. Opłata ta wpłynie zatem na końcową cenę oferowaną odbiorcy. Dodatkowo odbiorca poniesie także koszty dystrybucyjne z uwagi na przepływ energii sieciami dystrybucyjnymi i/lub przesyłowymi.
Model finansowej umowy cPPA
Drugim z podstawowych modeli, w jakich mogą być zawierane umowy cPPA, jest model finansowy, zwany także wirtualnym. W tym modelu nie zachodzi fizyczna dostawa energii między wytwórcą a odbiorcą, zaś strony dokonują wyłącznie finansowych rozliczeń w postaci tzw. kontraktu różnicowego.
W tym modelu strony umowy ustalają z góry cenę energii elektrycznej, przy czym jednocześnie każda ze stron odpowiednio kupuje lub sprzedaje energię na podstawie umów zawartych z przedsiębiorstwami energetycznymi, których punktem odniesienia jest cena rynkowa energii elektrycznej. Istota tego modelu polega zaś na tym, że strony umowy cPPA między sobą rozliczają różnicę pomiędzy ceną, którą określiły w umowie cPPA, a aktualną ceną rynkową (tzw. ceną spot). W sytuacji, gdy cena rynkowa jest wyższa od tej ustalonej w umowie cPPA, wytwórca zwraca różnicę odbiorcy. Z kolei kiedy aktualne ceny rynkowe są niższe niż cena w cPPA, różnicę wypłaca odbiorca na rzecz wytwórcy, co tym samym zapewnia stabilność ceny po obu stronach kontraktu.
Jest to niewątpliwie model najbardziej elastyczny i możliwy do wdrożenia w stosunkowo krótkim czasie. Należy jednak zaznaczyć, że odbiorca musi ponosić koszty dystrybucyjne, bowiem rzeczywistą energię pobiera z sieci dystrybucyjnej, do której jest przyłączony. Jednocześnie w razie niewystarczającej produkcji energii elektrycznej przez wytwórcę, odbiorca będzie także zmuszony do dokupienia odpowiedniej ilości energii u swojego sprzedawcy.
Wszystkie wyżej wymienione modele mogą zostać wdrożone w zasadzie w każdym przedsiębiorstwie posiadającym kapitał pozwalający na przeprowadzenie tego rodzaju inwestycji, oczywiście po spełnieniu określonych warunków właściwych dla danego modelu. Nie inaczej jest w przypadku spółek komunalnych chcących kupić energię bezpośrednio od wytwórcy czy w przypadku gmin zainteresowanych realizacją takiej inwestycji.
Ograniczenia związane z prawem zamówień publicznych
W przypadku samorządów i spółek komunalnych pojawia się jeszcze jeden wątek, którego nie ma w przypadku realizacji inwestycji w OZE w formule cPPA przez inwestora w pełni prywatnoprawnego. Chodzi oczywiście o możliwość kupowania energii bez stosowania prawa zamówień publicznych.
Bardzo częstą praktyką gmin i należących do nich spółek jest realizowanie zakupów energii za pośrednictwem tzw. grupy zakupowej, czyli wspólnie, na poziomie krajowym. Praktyka ta pozwala na obniżenie ceny ze względu na duże wolumeny zakupowe, ale nie pozwala uniknąć narzutów cenowych, które wynikają z powszechnie obowiązujących przepisów prawa, czyli opisanych wyżej kosztów „kolorowania” energii oraz kosztów dystrybucyjnych. Co więcej, od stycznia 2021 r. do takiego rachunku dochodzi jeszcze opłata mocowa, która będzie kolejnym kosztem odbiorców końcowych.
W tej sytuacji umowy cPPA mogą stać się ciekawą i tanią alternatywą dla energii kupowanej w sposób tradycyjny. Czy można jednak zakontraktować taką energię poza systemem zamówień publicznych, a jeżeli tak, to w jaki sposób? Oczywiście uwagi te będą miały znaczenie jedynie w przypadku, gdy dana spółka komunalna będzie zobowiązana do kupowania energii elektrycznej na podstawie odpowiednich przepisów.
Z uwagi na wejście w życie nowych przepisów ustawy Prawo zamówień publicznych, niniejsze rozważania prowadzone będą w oparciu o nową ustawę PZP, choć nie modyfikuje ona w sposób znaczący możliwości zawarcia cPPA przez spółki komunalne. Warto jednak zwrócić uwagę na kilka kwestii, które będą miały znaczenie.
Zakupy dokonywane przez niektórych zamawiających sektorowych
Po pierwsze, zgodnie z nową ustawą PZP rozdzieleni zostali zamawiający sektorowi od innych zamawiających komunalnych, a także doprecyzowano definicje zamówień i zamawiających sektorowych. Pozwoli to na jasne rozgraniczanie, jaka aktywność będzie mogła być uznana za sektorową.
Po drugie, niektórzy zamawiający sektorowi (w zależności od prowadzonej działalności sektorowej) będą mogli skorzystać ze zwolnienia z PZP na zakup energii elektrycznej (nie tylko przedsiębiorstwa ciepłownicze jak dotychczas), określonego w art. 364 ust. 1 nowej ustawy PZP.
Ma to wyłącznie charakter podmiotowo-przedmiotowy, ponieważ z jednej strony dotyczy określonych zamawiających, ale z drugiej obejmuje jedynie zamówienia na energię zużywaną w celu prowadzenia działalności sektorowej. Prowadzi to do sytuacji, w której energia zużywana na inne aktywności gospodarcze spółki nie będzie takiemu zwolnieniu podlegała. Oczywiście, problem ma w tym zakresie wymiar teoretyczny, ponieważ konieczne byłoby obliczenie ilości energii zużytej na aktywności poboczne i wyjęcie jej spod możliwości zwolnienia. Niemniej jednak warto mieć na uwadze fakt, że przepisy nie są w tym przypadku precyzyjne.
Możliwość udzielenia zamówienia z wolnej ręki
Dla wszystkich spółek komunalnych, które nie są zamawiającymi sektorowymi, a jednocześnie wpadają w definicję zamawiającego z art. 4 nowego PZP, sposobem uwolnienia się spod reżimu PZP jest zastosowanie trybu udzielenia zamówienia z wolnej ręki. Jest to rozwiązanie obarczone zawsze daleko idącym ryzykiem, w szczególności w sytuacji, gdy operator instalacji mającej sprzedawać energię spółce również jest własnością gminy. W takich warunkach poza zarzutami o naruszenie prawa zamówień publicznych mogą się pojawić zarzuty o celowe ograniczanie konkurencji i uniemożliwianie udziału w przetargu oferentom zajmującym się obrotem energią. W szczególności, że nowe przepisy PZP dotyczące zamówień z wolnej ręki zawierają także kryterium pozorności przy reorganizowaniu portfela zamówień w celu spełnienia warunku sprzedaży energii do podmiotu powiązanego. Innymi słowy, taka reorganizacja dokonywana jedynie w celu uniknięcia reżimu PZP będzie dużo bardziej utrudniona.
Zawarcie umowy cPPA w trybie z wolnej ręki może się w zasadzie odbyć w dwóch sytuacjach. Po pierwsze, gdy dostawy energii elektrycznej mogą być świadczone tylko przez jednego wykonawcę z przyczyn technicznych o obiektywnym charakterze lub związanych z ochroną praw wyłącznych wynikających z odrębnych przepisów, a także, jeżeli nie istnieje rozsądne rozwiązanie alternatywne lub rozwiązanie zastępcze, a brak konkurencji nie jest wynikiem celowego zawężenia parametrów zamówienia.
W kontekście zaś ceny, należy zauważyć kilka kwestii. Co do zasady, cena energii kupowanej za pośrednictwem cPPA powinna być zawsze niższa niż cena energii dostępnej na rynku, ale w przypadku omawianej wyżej umowy wirtualnej (uwzględniającej „kolorowanie” energii) duzi sprzedawcy mogą już być konkurencyjni (wolumen kupowanej i sprzedawanej energii pozwala im na proponowanie cen bardzo korzystnych dla odbiorców). Z drugiej strony, energia kupowana za pośrednictwem cPPA nie jest podatna na wahnięcia kursowe oraz rosnące ceny hurtowe wynikających z transformacji energetycznej, a także stabilizuje ceny w perspektywie długoterminowej. Żeby więc wytłumaczyć Prezesowi UZP konieczność zastosowania trybu z wolnej ręki, konieczne będzie dokonanie analizy ekonomicznej i prawnej, która uwzględni koszt energii w dłuższej perspektywie (co najmniej 15-letniej) z uwzględnieniem spodziewanych wzrostów cen energii wynikających z rosnących kosztów środowiskowych energetyki konwencjonalnej.
Realizacja inwestycji w odnawialne źródło energii to dla gminy również korzyści o charakterze biznesowym (stymulacja lokalnej gospodarki), środowiskowym (mniejsze straty związane z przesyłaniem i dystrybucją energii na duże odległości) oraz wizerunkowym (możliwość korzystania z energii wytworzonej bezemisyjnie).
Po drugie, należy pamiętać, że w przypadku, gdy dana inwestycja nie będzie zawierała jakiegokolwiek bezpośredniego pierwiastka prywatnego, to możliwe stanie się wówczas udzielenie tzw. zamówienia in-house. Wykorzystanie trybu z wolnej ręki musi spełniać kryteria o charakterze podmiotowym (kontrolne, kapitałowe), co w znaczący sposób ogranicza możliwość realizacji takiej inwestycji we współpracy z podmiotami prywatnymi, zainteresowanymi np. wspólną realizacją inwestycji (chyba że odbywa się to w ramach partnerstwa publiczno-prywatnego). W takim przypadku całość wyprodukowanej energii będzie musiała być sprzedawana do podmiotu powiązanego.
Jednocześnie inwestycja nie musi spełniać opisanych wyżej kryteriów o charakterze przedmiotowym, więc w takim przypadku energia produkowana przez zrealizowaną instalację może swobodnie zasilać spółki komunalne. Problematyczna pozostaje jednak sytuacja, w której skład właścicielski spółki produkcyjnej zmieni się w trakcie obowiązywania umowy cPPA. Powstaje pytanie, czy wówczas spółki komunalne powinny wycofać się z umów i podjąć próbę zakupu energii w trybie przetargowym? Rozważanie to jest bardzo istotne z perspektywy trwałości tego rodzaju projektów i z pewnością wymaga szerszego omówienia.
Podsumowanie
cPPA stanowią bardzo ciekawą i przyszłościową formułę pozyskiwania taniej i czystej energii elektrycznej przez spółki komunalne. Jednocześnie należy jednak podkreślić, że obecne przepisy, zarówno prawa energetycznego, jak i prawa zamówień publicznych, stanowią barierę przed uwolnieniem tkwiącego w nich potencjału.
Trudności z wybudowaniem linii bezpośredniej czy uniknięciem reżimu PZP poprzez realizację inwestycji samodzielnie przez gminę sprawiają, że przedsięwzięcie to jest na razie wymagające z perspektywy organizacyjnej. To z kolei sprawia, że niezbędne jest korzystanie przy ich realizacji z wykwalifikowanego zewnętrznego wsparcia prawnego oraz ekonomicznego.
Pozostaje liczyć na to, że ustawodawca pomoże samorządom poprzez uproszczenie procedur i zmniejszenie wymogów prawnych, co pozwoli w pełni uwolnić potencjał umów cPPA.
*radca prawny, partner kancelarii Brysiewicz, Bokina, Sakławski i Wspólnicy sp.k.
** starszy prawnik w kancelarii Brysiewicz, Bokina, Sakławski i Wspólnicy sp.k.
