Komentarz Polskiej Izby Gospodarczej Energetyki Odnawialnej i Rozproszonej do projektu ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw, z dnia 28 lutego 2019 r.

Opublikowany ostatnio projekt nowelizacji ustawy o odnawialnych źródłach energii (uOze) porządkuje wybrane kwestie dotyczące systemu aukcyjnego oraz wprowadzonych w poprzedniej nowelizacji instrumentów taryfowych FiT oraz FiP. To pozytywne zmiany, oczekiwane przez branżę oze, choć nie wyczerpujące wszystkich zgłaszanych w tym zakresie postulatów.

Projekt określa też wolumeny energii z oze, która ma być zakontraktowana na aukcjach w 2019 roku. Są to wolumeny znaczące i powodzenie aukcji zaplanowanych na 2019 rok, a następnie udana realizacja wygranych projektów, pozwoliłaby na zbliżenie się Polski do celu udziału oze w podaży energii, który pierwotnie planowano osiągnąć w roku 2020.

Ta cenna inicjatywa może niestety spalić na panewce, w szczególności wobec zaskakującej dla całego środowiska inwestorów z branży odnawialnych źródeł energii propozycji kolejnej zmiany sposobu ustalania poziomu opłaty zastępczej w systemie tzw. zielonych certyfikatów. Niekorzystne zjawiska  zachodzące w systemie zielonych certyfikatów w latach 2013-2017, wieloletni brak skutecznej reakcji organów Państwa odpowiedzialnych za realizację celów oze oraz niekorzystne dla inwestorów zmiany prawa w tym zakresie z lat 2016-2017 silnie podważyły zaufanie inwestorów, jak i instytucji finansujących do instytucji państwa jako gwaranta stabilnego otoczenia prawnego dla branży oze.

Zaufania tego nie poprawiają niektóre stwierdzenia z uzasadnienia omawianego projektu ustawy o oze. Przykładowo w punkcie 3) na stronie 2 zapisano: sytuacja na rynku energii elektrycznej (wzrost cen energii) jak również wzrost cen praw majątkowych zmierza w kierunku wystąpienia mechanizmu wzrostu notowań ponad poziom średnioważonego kosztu wytworzenia tej energii. Interwencja legislacyjna ma na  celu  przyjęcie  rozwiązania  utrzymującego  wysokość  rynkową  cen  świadectw pochodzenia na poziomie skorelowanym z kosztami wytwarzania energii elektrycznej w instalacjach odnawialnych źródeł energii.

Twierdzenie to nie ma żadnego związku zarówno z sytuacją rynkową, jak i z sytuacją poszczególnych branż oze. Po pierwsze, po zauważalnym wzroście cen energii w III i IV kwartale ubiegłego roku, jej notowania na rynku spotowym  w miesiącu lutym spadły o ok. 20% (a tylko ten jest miarodajny dla szacowania rzeczywistych przychodów wytwórców oze wytwarzających ponad 70% energii, która objęta jest systemem zielonych certyfikatów), natomiast ceny na rynkach terminowych w perspektywie lat 2020-2021 wskazują na zahamowanie trendu rosnącego, a nawet na bardzo prawdopodobny spadek hurtowych cen energii.

Podobne zjawiska występują na rynku zielonych certyfikatów. Po trwającym ponad 4 lata systematycznym spadku cen świadectw pochodzenia, ich wysokość w 2018 r zaczęła, z pewnymi wahnięciami, rosnąć, ale i tak ich średnioroczna cena ważona (103,2 PLN/MWh) nie osiągnęła jeszcze poziomu z 2015 r (122,9 PLN/MWh), a od połowy stycznia 2019 r do dnia dzisiejszego cena certyfikatów spadła o ponad 30%, to jest znacznie poniżej aktualnego poziomu opłaty zastępczej. Oznacza to, że uśrednione przychody operatorów oze nie powróciły jeszcze do poziomu z i tak słabego roku 2015.

Po drugie przychody uzyskiwane aktualnie przez operatorów oze są o tyle skorelowane z kosztami wytwarzania energii, że kształtują się na poziomie o około 30% niższym niż wydatki na pokrycie kosztów operacyjnych i prosty zwrot z zaangażowanych kosztów inwestycyjnych  na inwestycje oze kapitału (bez kosztów kapitału). Tymczasem zawarta w Projekcie propozycja zamraża je na długie lata na poziomie poniżej 317 zł/MWh, czyli czyni je trwale nierentownymi.

Zgodnie z propozycją przedstawioną w projekcie nowelizacji, wysokość jednostkowej opłaty zastępczej ma stanowić różnicę między 85% średniej ważonej z cen referencyjnych wszystkich technologii obowiązujących w 2018 roku oraz średniej rocznej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym. Brak jest jakiegokolwiek uzasadnienia dla przyjęcia, z zastosowaniem do instalacji budowanych przed 2016 r, wskaźników cen referencyjnych z 2018 r, dodatkowo pomniejszonych o całkowicie arbitralnie przyjęty wskaźnik 0,85. Dla przypomnienia, ostatnie instalacje w tym systemie powstały w pierwszej połowie 2016r., a czas przygotowania instalacji do realizacji wynosił wtedy około 5 lat. Zatem można założyć, że decyzje o budowie najnowszych elektrowni w tym systemie zapadła w latach 2011 - 2012, a zamówienia na dostawę składano najpóźniej w I połowie 2014 r. Ponadto blisko 70% istniejącego potencjału powstało w latach 2011-2016. A zatem, nawet gdyby uznać, że proponowana koncepcja ma jakąś rację bytu, to obliczanie poziomu opłaty zastępczej należałoby odnosić do ważonych wolumenami obowiązujących w tym okresie kosztów inwestycyjnych z tego okresu.

Również średnioroczne ceny energii z rynku konkurencyjnego nie są miarodajne. Dla branży wiatrowej, która generuje 70% wolumenu energii objętej systemem zielonych certyfikatów zdecydowanie bardziej miarodajne są ceny z rynków spotowych (Rynek Dnia Następnego i Rynek Dnia Bieżącego), które mają tą cechę, iż w okresach zwiększonej generacji wiatrowej, ceny w poszczególnych pasmach godzinowych spadają poniżej cen średnich o 20% i więcej.

Żadnych analiz i wyliczeń uwzględniających te i inne łatwo dostępne dane statystyczne i systemowe nie przedstawiono. Aż trudno uwierzyć, że resort odpowiedzialny za funkcjonowanie systemu energetycznego nie jest w stanie zweryfikować podpowiedzi płynących od nienazwanych w uzasadnieniu, ale względnie łatwych do zidentyfikowania „przedsiębiorców”, którzy ewidentnie wprowadzają w błąd decydentów, jak i opinię publiczną. Narażają też Polskę na utrwalenie wizerunku kraju, który konsekwentnie kontestuje unijną politykę energetyczną i stwarza bariery dla inwestorów, którzy chcieliby funkcjonować na krajowym rynku energii.

Członkowie PIGEOR odbierają to, jako kolejną, nie podpartą analizami, próbę zmniejszenia ich przychodów, zagrażającą funkcjonowaniu przedsiębiorstw niepublicznych z branży oze. Skutkiem takich działań jest pogłębianie utraty zaufania do Państwa, co powoduje, że nawet projekty, które już wygrały aukcje mają problemy z pozyskaniem finansowania i procesy inwestycyjne są z tego względu znacznie opóźnione, a można przypuszczać, że znaczna część z nich w ogóle nie powstanie.

Niweluje to też pozytywne skutki zainicjowanego przez resort w II połowie ubiegłego roku procesu konsultacji z szeroko pojętym środowiskiem oze, które w dobrej wierze przystąpiło do wypracowywania koncepcji nowelizacji ustawy o oze oraz deklaracji ze strony przedstawicieli rządu, że ważne są nie tylko nowe instalacje, ale także przywrócenie rentowności elektrowniom funkcjonujących w systemie zielonych certyfikatów, zaczęły odbudowywać zaufanie do instytucji państwowych.

Zdaniem PIGEOR w pierwszej kolejności należy zająć się przywróceniem równowagi na rynku certyfikatów, co nie będzie procesem prostym, ani szybkim. Występująca na rynku nadpodaż certyfikatów może zostać zagospodarowana w perspektywie nie krótszej niż 5-7 lat i w tym czasie nie może być mowy o gwałtownym wzroście ich cen. Konieczny jest zatem powrót do zaawansowanych już mocno dyskusji o sposobach naprawy systemu, w którym ewentualne ograniczenie poziomu opłaty zastępczej poniżej jej maksymalnej wartości historycznej (300,03 PLN), jest jedną z możliwych opcji, która jednak nie może być jedynym rozwiązaniem. Pamiętać przy tym należy:

  1. O pierwotnej funkcji opłaty zastępczej, którą ustanowiono w 2005 r jako „instrument  awaryjny” umożliwiający podmiotom zobowiązanym do potwierdzania poprzez umarzanie stosownej ilości świadectw pochodzenia określonego w prawie udziału energii z oze w ich sprzedaży lub konsumpcji energii elektrycznej, także poprzez wnoszenie opłaty w przypadku braku możliwości nabycia zielonych certyfikatów ze względu na ich niedobór na rynku;
  2. Iż opłata zastępcza nie może stanowić alternatywnego sposobu realizacji tego obowiązku w sytuacji, gdy podaż świadectw pochodzenia jest wystarczająca do pokrycia całego na nie popytu – zadaniem systemu zielonych certyfikatów nie jest bowiem wspieranie pośrednio, czy pośrednio Budżetu Państwa wpływami z tytułu opłaty zastępczej, a udzielenie godziwego wsparcia inwestorom, którzy zaangażowali się w realizację określonych przez Państwo celów oze;
  3. Iż opłata zastępcza powinna mieć poziom odpowiednio wysoki, gwarantujący, iż podmioty zobowiązane do zapewnienia odpowiedniego udziału energii z oze będą w pierwszej kolejności zainteresowane nabywaniem świadectw pochodzenia;
  4. Iż opłata zastępcza nie może być wykorzystywana do sztucznego zaniżania wartości certyfikatów poniżej granicy rentowności przeciętnych instalacji oze;
  5. Częstotliwość weryfikacji poziomu opłaty zastępczej nie może być zbyt krótka, aby w szczególności nie stymulować zjawisk spekulacyjnych i zapewnić odpowiednią stabilność cenową.

Wprowadzenie takiej zmiany w istniejącym systemie wsparcia jest zasadniczo sprzeczne z zapisami art. 6 dyrektywy z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych  (REDDII). Art. 6 jednoznacznie stwierdza, że państwa członkowskie zapewniają, aby poziom wsparcia i warunki udzielenia wsparcia na rzecz projektów dotyczących energii odnawialnej nie zostały zmienione w sposób, który negatywnie wpłynąłby na prawa przyznane na jego podstawie i naruszył finansową rentowność projektów, które korzystają już ze wsparcia.

Przyczyny wprowadzenia tego zapisu zostały wyjaśnione w motywie 29, w którym stwierdza się, że polityka wspierania energii odnawialnej powinna być przewidywalna i stabilna i powinna unikać częstych lub mających moc wsteczną zmian. Nieprzewidywalność i niestabilność polityki mają bezpośredni wpływ na koszty finansowania kapitału, koszty opracowywania projektów, a zatem na ogólne koszty wprowadzania energii odnawialnej w Unii. Państwa członkowskie powinny zapobiegać sytuacjom, w których weryfikacja wsparcia udzielonego projektom dotyczącym energii odnawialnej miałaby negatywny wpływ na rentowność tych projektów. W tym kontekście państwa członkowskie powinny wspierać racjonalne pod względem kosztów polityki wsparcia i zapewniać ich finansową stabilność. Co więcej, publikowany powinien być długoterminowy orientacyjny harmonogram, obejmujący najważniejsze aspekty oczekiwanego wsparcia, który jednak nie wpływałby na swobodę państw członkowskich co do przydziału środków z budżetu w latach objętych tym harmonogramem.

Przekazanie do notyfikacji tak ewidentnie sprzecznej ze wskazanym przepisem i z uzasadnionymi postulatami branży oze propozycji zmian systemowych nie leży absolutnie w interesie Polski,

Wobec powyższego, PIGEOR postuluje rezygnację z dalszego procedowania tego fragmentu proponowanej nowelizacji i podjęcie pilnych prac nad wykorzystaniem stanowiska organizacji branżowych, które zakończyły się uzgodnieniem kompleksowej propozycji naprawy systemu świadectw pochodzenia.

 

W dalszej kolejności przedstawiamy swoje uwagi do wybranych elementów nowelizacji. Pozycje pominięte w poniższych uwagach traktujemy jako zmiany pozytywne lub neutralne z punktu widzenia członków PIGEOR.

 

Uwagi formalno-techniczne

Art. 1 pkt 7) lit. a) i b) Projektu błędnie przywołuje wyrazy, które mają stanowić odniesienie do zmiany lub które mają być zastąpione. W odniesieniu do art. 70a ust. 1 uOZE, w części wspólnej użyto nieprawidłowej formy wyrazu „zobowiązany” powinno być: „zobowiązanemu”. W art. 70a ust. 2 nie ma zawrotu „albo innemu podmiotowi”, jest natomiast wyraz „zobowiązany”. Kwestie te wymagają korekty technicznej Projektu.

Art. 1 pkt 8) lit. a) in fine Projektu wskazuje na zwrot „innemu niż sprzedawca zobowiązany”, przy czym w przepisie art. 70b ust. 3 pkt 7) uOZE taki zwrot nie występuje. Przedmiotowe postanowienie Projektu wymaga korekty technicznej.

Wiek urządzeń w systemie FiT/FiP

Zgodnie z art. 1 pkt 11) Projektu, wydłużeniu ulega generalny wiek urządzeń, które mogą być stosowane do produkcji energii objętej systemem wsparcia – z 36 do 42 miesięcy. Przedmiotowy termin został zmieniony jedynie w odniesieniu do urządzeń wytwórczych które mają funkcjonować w systemie aukcyjnym.

Dla zachowania równości podmiotów wobec prawa taki sam termin powinien mieć zastosowanie do urządzeń wytwórczych zgłaszanych do wsparcia w ramach mechanizmów FiT/FiP.

W związku z powyższym, wnosimy aby 36-miesięczne terminy określone w art. 70b ust. 4 pkt. d) uOZE, zastąpić terminami 42-miesięcznymi.

Ponowne przedkładanie dokumentów w przypadku wprowadzania zmian w deklaracji o zamiarze sprzedaży niewykorzystanej energii elektrycznej

Art. 1 pkt 8) lit. d) Projektu zmieniający art. 70b ust. 10 pkt 2) uOZE – należy rozważyć potrzebę ponownego przedkładania przez wytwórcę wszystkich dokumentów, o których mowa w art. 70b ust. 4, w przypadku zmiany ilości energii elektrycznej. Generuje to dodatkowe obciążenia zarówno po stronie wytwórców, jak i administracji, co w przypadku braku zmian stanu faktycznego wydaje się nieuzasadnione. Deklaracja dotycząca zmian ilości niewykorzystanej energii elektrycznej nie pociąga bowiem za sobą jakichkolwiek zmian o charakterze formalnym, czy technicznym. A więc nie ma logicznego i formalnego uzasadnienia dla gromadzenia przez właściwy organ kopii dokumentów, które ten już posiada, a które nie ulegają zmianie.

 

Wydłużenie terminu umów o przyłączenie do sieci

Postanowienia Projektu zwiększają wątpliwości odnośnie terminów obowiązywania i innych aspektów umów o przyłączenie do sieci. W przypadku przyjęcia przez ustawodawcę przepisów proponowanych w Projekcie, uOZE zawierać będzie kilka przepisów odnoszących się do umów o przyłączenie, przy czym mają one lub będą miały zastosowanie przede wszystkim do instalacji korzystających z systemu aukcyjnego. Na gruncie obecnie obowiązującego uOZE, również w brzmieniu po wejściu w życie Projektu, operator sieci elektroenergetycznej nie jest zobligowany do dostosowania umów o przyłączenie w przypadku instalacji zgłaszanych do mechanizmów FiT lub FiP, co powinno ulec zmianie.

W celu rozwiązania powyższego problemu, w lipcu 2018 r., w piśmie skierowanym do Ministerstwa Energii, PIGEOR zaproponował, przy okazji najbliższej nowelizacji uOZE, wprowadzenie przepisu art. 70b ust. 5a oraz 5b, zaczerpnięte per analogiam z przepisów art. 81 ust. 10 i 11 uOZE. Zgodnie z przedstawioną koncepcją nowe przepisy mogłyby brzmieć następująco:

Art. 70b uOZE:

[…]

5a. Umowy o przyłączenie do sieci instalacji odnawialnego źródła energii, na podstawie których termin określony w art. 7 ust. 2a pkt 1 ustawy - Prawo energetyczne upływa przed końcem odpowiedniego terminu określonego w art. 70b ust. 4 pkt 1 lit. d), wymagają dostosowania w terminie 30 dni od dnia poinformowania właściwego przedsiębiorstwa energetycznego przez wytwórcę o wydaniu zaświadczenia, o którym mowa w art. 70b ust. 8.

5b. W przypadku odmowy przez przedsiębiorstwo energetyczne dostosowania umowy o przyłączenie do sieci instalacji odnawialnego źródła energii, o którym mowa w ust. 5a, stosuje się przepisy art. 8 ustawy - Prawo energetyczne, z zastrzeżeniem, że Prezes URE wydaje rozstrzygnięcie w terminie 30 dni licząc od dnia wpływu wniosku o rozstrzygnięcie sporu.

Zgodnie z przepisem art. 75 ust. 6 uOZE, okres ważności dokumentów tj. warunków przyłączenia lub umowy o przyłączenie dla instalacji, które złożyły deklarację lub mają zaświadczenie o dopuszczeniu do aukcji, w dniu ich złożenia nie może być krótszy niż 6 miesięcy.

Z kolei art. 1 pkt 30) Projektu zakłada dodanie do art. 192 uOZE ust. 3-5 wskazujących m.in. iż koniec terminu na dostarczenie po raz pierwszy do sieci energii elektrycznej określony w umowie o przyłączenie do sieci, nie może przypadać wcześniej niż na dzień  1 stycznia 2020 r. i nie później niż na dzień 31 stycznia 2020 r.

Następnie, art. 81 ust. 9 uOZE, w brzmieniu proponowanym w art. 1 pkt 16) lit. b) Projektu, wskazuje, iż w przypadku wytwórców, o których mowa w ust. 2 pkt 1 lit. a, koniec terminu na dostarczenie po raz pierwszy do sieci energii elektrycznej, o którym mowa w art. 7 ust. 2a pkt 1 ustawy – Prawo energetyczne, albo, o którym mowa w art. 192 ust. 1 uOze, w odniesieniu do mocy instalacji objętej wygraną ofertą aukcyjną, nie może przypadać przed upływem terminu na wytworzenie po raz pierwszy energii elektrycznej określonego w art. 79 ust. 3 pkt 8 uOze.

Już sama konstrukcja ww. przepisów jest nieczytelna, a nadto wydaje się, że ich postanowienia wzajemnie ze sobą nie korespondują.

Przede wszystkim, o czym wskazano wyżej, operator systemu elektroenergetycznego nie ma obowiązku dostosowania umów o przyłączenie do sieci dla instalacji chcących skorzystać z systemów FiT/FiP. Ponadto projektowany przepis art. 192 ust. 3 uOZE wprowadza wątpliwości co do jego adresatów, wskazując, iż termin ten, zarówno dla instalacji korzystających z systemu aukcyjnego, FiT i FiP powinien przypadać na okres od 1 stycznia 2020 r. do 31 grudnia 2020 r. Powstaje zatem pytanie, jak odczytywać ten termin w kontekście możliwości zastosowania 36-miesięcznego (lub wnioskowanego 42-miesięcznego) terminu na wprowadzenie pierwszej energii do sieci elektroenergetycznej.

Długość okresu wsparcia

W art. 1 pkt 9) Projektu wprowadzony został zapis umożliwiający przedłużenie okresu wsparcia taryfami FiT oraz FiP do 30 czerwca 2039 r. (art. 70f uOZE). Dla zachowania równości podmiotów wobec prawa taki sam termin powinien mieć zastosowanie do urządzeń wytwórczych zgłaszanych do wsparcia w ramach mechanizmu aukcyjnego. W szczególności ze względu na opóźnienia w organizacji aukcji, które odbyły się na większą skalę dopiero  w roku 2018, a kolejne planuje się w roku 2019 i w latach 2020-2021. Instalacje OZE, które uczestniczyły w aukcji w 2018 roku i będą uczestniczyły w latach kolejnych nie będą mogły korzystać ze wsparcia w pełnym 15-letnim okresie, jaki przysługiwałby im z uwzględnieniem postanowień decyzji Komisji Europejskiej w notyfikacji systemu wsparcia oraz terminów na realizację inwestycji.

W związku z powyższym proponujemy ujednolicenie przepisów regulujących maksymalny okres, w którym można uzyskiwać wsparcie przyznawane w ramach systemu aukcyjnego i wprowadzenie następujących zmian:

W art. 92 ust. 6 pkt 1 otrzymuje brzmienie:

„1) 31 grudnia 2035 r. – w przypadku instalacji odnawialnego źródła energii, o której mowa w art. 72 ust. 1 pkt 1;”.

W art. 92 ust. 6 po pkt 1 dodaje się pkt 1a w brzmieniu:

1a) 30 czerwca 2040 r. – w przypadku instalacji odnawialnego źródła energii, o której mowa w art. 72 ust. 1 pkt 2, z zastrzeżeniem pkt 2;”.

W art. 92 ust. 6 po pkt 2 otrzymuje brzmienie:

2) 31 grudnia 2042 r. – w przypadku instalacji odnawialnego źródła energii wykorzystującej do wytworzenia energii elektrycznej energię wiatru na morzu;”.

Wiek instalowanych urządzeń (także dla instalacji poza systemem wsparcia)

W art. 3 Projektu przedstawiono propozycję dodania ust. 1a do art. 32 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne. Z formalnego punktu widzenia to postanowienie obarczone jest błędem technicznym, gdyż przywołuje „ust. 1 lit b” podczas gdy takiego przepisu w Prawie energetycznym nie ma. Prawdopodobnie autorzy mieli na myśli „ust. 1 pkt 1) lit. b)”.

Intencja autorów Projektu jest jasna, chodzi o zapobiegania instalowania urządzeń używanych. Jest to idea ze wszech miar godna poparcia, gdyż nie powinna mieć miejsce sytuacja, w której z pomocy publicznej korzystają wytwórcy stosujący urządzenia zamortyzowane już wcześniej w innych systemach. Z tego też punktu widzenia propozycja wejścia w życie dopiero od stycznia 2021r. jest trudna do zrozumienia. W takiej formie może to być zachęta dla inwestorów do sprowadzania, do tego czasu, używanych urządzeń instalowanych w elektrowniach budowanych bez systemu wsparcia. Proponujemy usunięcie tej propozycji.

Propozycje nie ujęte w Projekcie

Definicja mocy zainstalowanej elektrycznej

W celu wyeliminowania wątpliwości interpretacyjnych, dotyczących określania mocy zainstalowanej elektrycznej instalacji odnawialnych źródeł energii, proponujemy rozwiązanie wypracowane i uzgodnione środowiska przedsiębiorców zainteresowanych praktycznie tą problematyką, w tym PIGEOR we współpracy z Urzędem Regulacji Energetyki.

Proponujemy wprowadzenie ust. 4a do art. 73 uOZE w następującym brzmieniu:

„Art. 73 ust. 4a

Przy określaniu łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej instalacji odnawialnego źródła energii:

  1. wykorzystującej do wytwarzania energii elektrycznej biogaz lub biogaz rolniczy, uwzględnia się moc znamionową czynną podaną przez dostawcę lub   producenta zespołu urządzeń służących do wytwarzania energii elektrycznej - zespołu prądotwórczego, na tabliczce znamionowej, a w przypadku jej braku, moc znamionową czynną tego zespołu określoną przez jednostkę posiadającą akredytację krajowej jednostki stowarzyszonej w ramach Europejskiej współpracy w Dziedzinie Akredytacji, ustanowionej zgodne z  Rozporządzeniem WE 765/2008,
  2. innej niż wskazana w pkt 1, uwzględnia się moc znamionową czynną podaną przez producenta na tabliczce znamionowej generatora, modułu fotowoltaicznego lub ogniwa paliwowego.

Energia zużywana na własne potrzeby

Przepis art. 96 ust. 3 uOZE, budzi wątpliwości w zakresie rozumienia energii elektrycznej zużywanej przez przedsiębiorstwa energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej w części, w jakiej nie jest zużywana do jej wytwarzania – w kontekście opłaty OZE. Nie jest jasne czy np. energia elektryczna zużywana w elektrociepłownia na biogaz, jest w całości zwolniona z opłaty OZE. Zdaniem PIGEOR racjonalną i zasadniczo niebudzącą kontrowersji powinna być interpretacja wskazująca, iż cała energia elektryczna wykorzystywana w tego typu zakładach, w tym energia wykorzystywana na np. oświetlenie, monitoring etc. nie powinna być uwzględniania w kontekście opłaty OZE. Powyższy przepis powinien być dostosowany, aby uniknąć zbędnych sporów interpretacyjnych. Proponujemy, aby część wspólna przepisu art. 96 ust. 3 stanowiła:

„- w części, w jakiej nie jest zużywana do jej wytwarzania przesyłania lub dystrybucji, uwzględnia się w ilościach energii elektrycznej, w odniesieniu do której pobiera się opłatę OZE, przy czym przez energię zużywaną na potrzeby jej wytwarzania rozumie się całą energię elektryczną, zużywaną przez danego wytwórcę, w związku z eksploatowanym źródłem wytwórczym, w tym energię zużywaną przez infrastrukturę i urządzenia znajdujące się na terenie danej instalacji, w szczególności oświetlenie, monitoring, urządzenia pomiarowe oraz służące wyprowadzeniu mocy elektroenergetycznej.”