Budownictwo

Zajęcie nieruchomości do celów budowy infrastruktury energetycznej

Aktualności, Budownictwo, Ciepłownictwo, Elektroenergetyka, Energetyka, Gaz, Orzecznictwo, OZE, Samorządy, , , , Możliwość komentowania Zajęcie nieruchomości do celów budowy infrastruktury energetycznej została wyłączona

Dla prowadzenia inwestycji publicznych niezbędny jest dostęp do nieruchomości, na których aktualnie znajdują się lub w przyszłości będą realizowane elementy infrastruktury energetycznej. Proces ten wymaga ścisłego przestrzegania przepisów, w szczególności ochrony praw własności właścicieli gruntów, przy jednoczesnym zapewnieniu inwestorom i organom władzy publicznej możliwości realizacji celów interesu publicznego, którą to tematykę szerzej omówiliśmy w jednym z ostatnich artykułów („Lokalizacja inwestycji liniowych”).

Zdefiniowania celu publicznego dokonać można sięgając do treści ustawy z dnia 21 sierpnia 1997 r. o gospodarce nieruchomościami (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 1145) (UGN), w której ustawodawca zawarł katalog celów publicznych, przy czym art. 6 pkt 10 UGN wskazuje na to, że inne cele publiczne, które nie zostały w tym katalogu zawarte, mogą być określone w odrębnych ustawach. Celami publicznymi w rozumieniu UGN w kontekście branży energetycznej jest np. budowa i utrzymywanie ciągów drenażowych, przewodów i urządzeń służących do przesyłania lub dystrybucji płynów, pary, gazów i energii elektrycznej, a także innych obiektów i urządzeń niezbędnych do korzystania z tych przewodów i urządzeń, czy budowa i utrzymywanie sieci transportowej dwutlenku węgla. Inwestycja celu publicznego to inwestycja mogąca być realizowana przez państwo, jednostki samorządu terytorialnego lub wszystkie inne podmioty, których celem działania przy danej inwestycji jest zaspokojenie potrzeb publicznych.

Brak zgody właściciela nieruchomości na przebieg przez jego nieruchomość danej inwestycji, np. w postaci inwestycji liniowej, może skutkować podjęciem przez przedsiębiorstwo energetyczne prób realizacji danego celu w inny sposób, uwzględniający zarówno interes publiczny, jak i prawa właściciela danej nieruchomości, głównie poprzez wywłaszczenie za słusznym odszkodowaniem lub ograniczenie korzystania z nieruchomości.

Wywłaszczenie nieruchomości jako ostateczność

Wywłaszczenie jest jednym z najbardziej inwazyjnych sposobów ingerencji w prawo własności, regulowanym w Polsce przepisami UGN. Kluczowym przepisem, który wprowadza możliwość wywłaszczenia w celu realizacji inwestycji celu publicznego jest art. 112 UGN, który stanowi podstawę dla ograniczenia prawa własności i przewiduje warunki, jakie muszą być spełnione, aby wywłaszczenie było zgodne z obowiązującym prawem. W orzecznictwie sądów administracyjnych podkreśla się, że wywłaszczenie może być stosowane tylko w ściśle określonych sytuacjach, a procedura ta nie może być nadużywana. Organ administracyjny, przed podjęciem decyzji o wywłaszczeniu, musi wyczerpać wszelkie możliwości nabycia nieruchomości w drodze umowy (zob. wyrok WSA w Warszawie z dnia 26 lutego 2019 r., sygn. akt IV SA/Wa 3036/18).

Zgodnie z art. 21 ust. 2 Konstytucji Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 2 kwietnia 1997 r. (Dz. U. Nr 78, poz. 483 z późn. zm.), gwarantującym ochronę własności prywatnej, wskazać należy, że wywłaszczenie może nastąpić jedynie na cele publiczne za słusznym odszkodowaniem. W ślad za ochroną konstytucyjną, ustawodawca powielił tę normę w art. 112 ust. 3 UGN, wskazując, że wywłaszczenie może nastąpić wyłącznie na cel publiczny, który nie może zostać zrealizowany w inny sposób, w szczególności poprzez nabycie nieruchomości na zasadach rynkowych.

Kluczowym elementem procedury wywłaszczeniowej jest istnienie celu publicznego. Ustawa o gospodarce nieruchomościami w art. 6 definiuje cele publiczne, do których należą m.in. budowa dróg, mostów, sieci przesyłowych, obiektów użyteczności publicznej, a także realizacja zadań z zakresu obronności i ochrony środowiska. Orzecznictwo potwierdza jednoznacznie, że cel publiczny musi być jasno określony w ustawie, a to co nie zostało wskazane w żadnej z ustaw jako cel publiczny, celem publicznym nie jest (uchwała SN z dnia 17 lipca 2003 r., sygn. akt III CZP 46/03).

W przypadku braku precyzyjnie zdefiniowanego celu publicznego, wywłaszczenie nie może zostać przeprowadzone. Organy administracyjne zobowiązane są do szczegółowego zbadania, czy planowana inwestycja rzeczywiście realizuje cel publiczny. W decyzji wywłaszczeniowej muszą znaleźć się konkretne dowody i argumenty, przemawiające za tym, że bez wywłaszczenia niemożliwe byłoby osiągnięcie zakładanych korzyści społecznych.

Procedura wywłaszczeniowa

Procedura wywłaszczeniowa rozpoczyna się od złożenia wniosku organu administracji publicznej. Wszczęcie postępowania wywłaszczeniowego należy poprzedzić rokowaniami, które mają stanowić próbę nabycia prawa własności w sposób konsensualny. Negocjacje poprzedzające wydanie decyzji muszą być prowadzone w sposób niepozorny, przy czym strony nie są związane jakimikolwiek regułami w zakresie przeprowadzenia rokowań, oprócz obowiązku zainicjowania ich poprzez przedstawienie przez jedną z nich stronie przeciwnej stosownego odszkodowania (wyrok WSA w Poznaniu z dnia 25 maja 2022 r., sygn. akt I SA/Po 879/21). Organ administracyjny nie kontroluje szczegółowego przebiegu negocjacji, lecz jedynie ich wynik. W przypadku braku porozumienia, organ administracyjny może wydać decyzję o wywłaszczeniu, w której musi zostać jasno wskazane, na jaki cel publiczny zostanie przeznaczona wywłaszczona nieruchomość oraz w jaki sposób zostanie zrealizowana inwestycja.

W wyroku z dnia 12 września 2023 r. Naczelny Sąd Administracyjny rozpatrywał sprawę dotyczącą ograniczenia prawa własności w kontekście budowy gazociągu. Kluczowym zagadnieniem było wyważenie interesów prywatnych właściciela nieruchomości oraz interesów publicznych, związanych z ochroną środowiska i zapewnieniem bezpieczeństwa technicznego instalacji. W tej sprawie uznano, że zamiast narażać teren chroniony na negatywne konsekwencje związane z budową gazociągu, organ słusznie ograniczył w drodze decyzji wywłaszczeniowych własność prywatną działek, które znajdowały się na trasie pierwotnej trasy inwestycji (wyrok NSA z dnia 12 września 2023 r., sygn. akt II OSK 1004/23).

Art. 128 ust. 1 UGN gwarantuje właścicielowi nieruchomości wywłaszczonej prawo do słusznego odszkodowania. Zasady jego ustalania regulowane są przez przepisy Rozdziału 5 w Dziale III UGN. Odszkodowanie musi być adekwatne do wartości rynkowej nieruchomości oraz obejmować wszystkie straty poniesione przez właściciela w wyniku wywłaszczenia. Wysokość odszkodowania powinna być ustalona przez starostę, na podstawie opinii biegłego rzeczoznawcy majątkowego, który oceni wartość rynkową nieruchomości w dniu wydania decyzji o wywłaszczeniu (por. wyrok WSA w Gliwicach z dnia 3 listopada 2023 r., sygn. akt II SA/Gl 1115/23).

Małe wywłaszczenie

Mając na uwadze specyficzny charakter inwestycji energetycznych oraz to, że przedsiębiorstwa energetyczne niejednokrotnie przy budowie linii prowadzić muszą dziesiątki czy setki postępowań administracyjnych dotyczących nieruchomości, przez które przebiegać ma dana inwestycja, będących własnością różnych osób, ustawodawca przewidział możliwość wydania w tym zakresie decyzji zezwalającej na natychmiastowe zajęcie nieruchomości poprzez ograniczenie korzystania z nieruchomości (tzw. małe wywłaszczenie).

Zgodnie z art. 124 ust. 1a UGN w przypadkach określonych w art. 108 ustawy z dnia 14 czerwca 1960 r. Kodeks postępowania administracyjnego (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 572) (KPA) lub – w przypadkach uzasadnionych ważnym interesem gospodarczym – starosta, wykonujący zadanie z zakresu administracji rządowej, na wniosek podmiotu, który będzie realizował cel publiczny, udziela, w drodze decyzji, zezwolenia na niezwłoczne zajęcie nieruchomości po wydaniu decyzji o tzw. małym wywłaszczeniu i – co więcej – takiej decyzji nadaje się rygor natychmiastowej wykonalności.

Art. 124 UGN pełni funkcję przepisu lex specialis w stosunku do art. 112 UGN. Jednocześnie przepis ten nie określa zasad dotyczących wysokości oraz sposobu obliczania odszkodowania, co oznacza, że w tym zakresie mają zastosowanie przepisy Rozdziału 5 w Dziale III UGN, dotyczące odszkodowań za wywłaszczone nieruchomości (por. wyrok SA w Warszawie z dnia 2 kwietnia 2014 r., sygn. akt VI ACa 1218/13).

Zasadnicza różnica pomiędzy wywłaszczeniem, a „małym wywłaszczeniem” polega na tym, że przy trybie z art. 124 UGN właściciel zachowuje prawo własności do nieruchomości, ale jego korzystanie z nieruchomości jest czasowo lub trwale ograniczone, np. poprzez zakaz budowy określonych obiektów, ustanowienie stref ochronnych wokół infrastruktury publicznej, czy też nałożenie obowiązku znoszenia uciążliwości wynikających z działalności publicznej.

Postępowanie w ramach małego wywłaszczenia

Przed wydaniem decyzji na mocy art. 124 UGN organ administracji publicznej podobnie jak przy decyzji wywłaszczeniowej ocenia, czy przeprowadzono rokowania, jednakże kontrola organu nie obejmuje sposobu ich prowadzenia. Przyczyny, z jakich nie doszło do zawarcia umowy, nie są przedmiotem kontroli organów administracyjnych ani sądów administracyjnych (por. wyrok NSA z dnia 7 września 2016 r., sygn. akt I OSK 3219/15).

Oznacza to więc, że właściciel nieruchomości, który w toku negocjacji prowadzonych z przedsiębiorstwem energetycznym odmówił wyrażenia zgody na budowę na jego nieruchomości urządzeń należących do infrastruktury linii energetycznych, np. ze względu na rażąco niską propozycję wynagrodzenia przedstawioną przez przedsiębiorstwo, może spodziewać się wydania przez starostę decyzji na podstawie art. 124 ust. 1 UGN. Na podstawie tej decyzji, inwestor uzyskuje, w drodze wywłaszczenia, uprawnienie do zakładania oraz przeprowadzania na nieruchomości przewodów i urządzeń służących do przesyłu lub dystrybucji energii elektrycznej, jak również innych niezbędnych obiektów i urządzeń o charakterze podziemnym, naziemnym lub nadziemnym.

Wydanie przez starostę tej decyzji zapewnia możliwość jej zajęcia w celu realizacji inwestycji, i to nawet pomimo trwania kontroli instancyjnej lub sądowej, jeżeli organ wyda dodatkową decyzję zezwalającą na niezwłoczne zajęcie nieruchomości. Decyzji o niezwłocznym zajęciu nieruchomości nadaje się rygor natychmiastowej wykonalności, co oznacza, że decyzja staje się źródłem uprawnienia na zajęcie nieruchomości przez przedsiębiorstwo energetyczne w momencie jej wydania, a nie dopiero po upływie terminu na wniesienie odwołania lub jego rozpatrzenia przez organ drugiej instancji (ewentualnie rozstrzygnięcie sprawy przez sądy administracyjne).

Ograniczenie korzystania z nieruchomości

Jeżeli dojdzie do skutecznego zajęcia nieruchomości przez inwestora, na potrzeby budowy danej inwestycji, pamiętać należy, że zgodnie z przepisami UGN właścicielowi może przysługiwać odszkodowanie, jednak kwestia ta, w przeciwieństwie do decyzji wywłaszczeniowej, nie jest obligatoryjnym elementem decyzji wydanej w przedmiotowym trybie (wyrok NSA z dnia 28 marca 2022 r., sygn. akt I OSK 1189/21).

Kwestia odszkodowania rozpatrywana będzie w odrębnym postępowaniu i właściciel nieruchomości może go nie otrzymać lub otrzymać je dopiero po wybudowaniu inwestycji i zaistnieniu przesłanek z art. 124 ust. 4 UGN. Zgodnie z tym przepisem na podmiocie występującym o zezwolenie przeprowadzenia na nieruchomości inwestycji w postaci założenia lub przeprowadzenia ciągów, przewodów i urządzeń ciąży obowiązek przywrócenia nieruchomości do stanu poprzedniego (por. wyrok WSA w Łodzi z dnia 22 marca 2023 r., sygn. akt II SA/Łd 1103/22).

Dopiero w sytuacji w której jest to niemożliwe lub powoduje nadmierne trudności lub koszty, stosuje się przepisy o odszkodowaniu za wywłaszczone nieruchomości (art. 128 ust. 4 UGN), zgodnie z którymi za szkody powstałe wskutek przeprowadzenia prac przysługuje odszkodowanie. Odszkodowanie przysługiwać będzie również na skutek zmniejszenia wartości nieruchomości objętej postępowaniem, przy czym wskazać należy, że sama okoliczność wybudowania infrastruktury technicznej na danej działce nie musi oznaczać obniżenia jej wartości (wyrok WSA w Poznaniu z dnia 12 września 2023 r., sygn. akt I SA/Po 392/23). Odszkodowanie powinno odpowiadać wartości poniesionych szkód, a także utraconym pożytkom. Jeżeli doszło do spadku wartości nieruchomości, to powinno także zostać powiększone o kwotę wartości spadku nieruchomości.

Służebność przesyłu

Służebność przesyłu, zgodnie z art. 305² § 1 ustawy z dnia 23 kwietnia 1964 r. Kodeks cywilny (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 1061 z późn. zm.) (KC), może być ustanowiona na rzecz przedsiębiorcy, który posiada lub zamierza wybudować urządzenia przesyłowe, o których mowa w art. 49 § 1 KC. Przedsiębiorca musi być właścicielem istniejących urządzeń, jednak taki wymóg nie dotyczy planowanych inwestycji.

Warunkiem koniecznym dla ustanowienia służebności przesyłu jest przesłanka niezbędności nieruchomości do posadowienia i korzystania z przewodów i urządzeń przedsiębiorstwa. Wskazuje się, że pojęcie konieczności oznacza brak możliwości umiejscowienia urządzeń na innej nieruchomości z uwagi na zasady racjonalnej gospodarki, w tym niewspółmierne koszty alternatywnego przebiegu oraz stopień uciążliwości dla właścicieli danej nieruchomości.

Porównanie instytucji przymusowego ograniczenia prawa własności, takich jak służebność przesyłu oraz małego wywłaszczenia, prowadzi do wniosku, że mimo pewnych różnic, są one zbliżone i mogą być stosowane zamiennie. Niemniej jednak zauważyć należy, że tworzenie wielu mechanizmów prawnych, umożliwiających przedsiębiorstwom energetycznym ingerencję we własność, z jednej strony znajduje uzasadnienie w realizacji inwestycji celu publicznego, jednak z drugiej strony stwarzać może pewien zakres niepewności występujący po stronie właścicieli nieruchomości, których prawa mają zostać ograniczone.

Autorzy: r.pr. Maciej Grabek, Aleksandra Walczak, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Energetyka a zmiany specustawy powodziowej

Aktualności, Budownictwo, Ciepłownictwo, Elektroenergetyka, Energetyka, Gaz, Klimat, OZE, Samorządy, Środowisko, , , , , , , , , , Możliwość komentowania Energetyka a zmiany specustawy powodziowej została wyłączona

W ostatnich tygodniach docierały do nas liczne doniesienia o tragicznych skutkach powodzi, która dotknęła południowe i zachodnie regiony Polski. Ofiarą żywiołu stała się także energetyka. W odpowiedzi na tragiczną sytuację, 1 października 2024 r. Sejm RP uchwalił ustawę o zmianę ustawy o szczególnych rozwiązaniach związanych z usuwaniem skutków powodzi oraz niektórych innych ustaw (Nowelizacja). Jej celem jest zmiana przepisów ustawy z dnia 16 września 2011 r. o szczególnych rozwiązaniach związanych z usuwaniem skutków powodzi (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 654) (Specustawa powodziowa), ale także innych ustaw, tak, aby zapewnić jeszcze bardziej kompleksowe wsparcie dla osób poszkodowanych na skutek działania żywiołu.

Wśród zaproponowanych zmian na pierwszy plan wybijają przepisy, które gwarantują bezpośrednią pomoc powodzianom. Można tam znaleźć regulacje przewidujące szereg świadczeń finansowych (np. dla uczniów, studentów, osób opiekujących się osobami z niepełnosprawnościami czy przedsiębiorców) czy przyznające możliwość skorzystania z dodatkowych dni urlopowych. Na drugim planie pozostają nie mniej istotne rozwiązania, które mają zapewnić skuteczność działań podejmowanych na terenach powodziowych w zakresie uprzątnięcia i odbudowy. W niektórych przypadkach ich adresatami mogą być także przedsiębiorstwa energetyczne.

O tych rozwiązaniach, a także o źródłach finansowania naprawy szkód powodziowych, piszemy w dzisiejszym artykule.

Energetyka na polecenia odpadowe wojewody

Dodany Nowelizacją art. 40r ust. 1 Specustawy powodziowej ma wprowadzić kompetencję wojewodów do wydawania, w drodze decyzji administracyjnych, poleceń dotyczących gospodarowania odpadami powstałymi w wyniku powodzi, jeżeli ich zbieranie, transport lub przetwarzanie, zgodnie z przepisami o ochronie środowiska (w tym o odpadach), są niemożliwe z przyczyn technicznych lub organizacyjnych. Adresatem tych poleceń mają być m.in. osoby prawne i jednostki organizacyjne nieposiadające osobowości prawnej oraz przedsiębiorcy, którzy działają na terenie gmin poszkodowanych w wyniku powodzi lub innych gmin, na terenie których mają być zagospodarowane odpady popowodziowe (art. 40r ust. 2 pkt 4 Specustawy powodziowej).

Uzupełniająco w stosunku do dyspozycji wynikających z poleceń, nowe przepisy mają dopuszczać możliwość zawarcia porozumień (umów), które dookreślą sposób wykonywania zadań, a także kwestie ich finansowania (art. 40r ust. 6 Specustawy powodziowej). Jeżeli nie dojdzie do zawarcia porozumienia, decyzja, z której wynikają polecenia, stanie się natychmiastowo wykonalna i będzie wyłączną podstawą wymagania od jej adresatów podjęcia konkretnych działań (art. 40r ust. 5 Specustawy powodziowej).

Nowe rozwiązania w zarządzaniu kryzysowym a energetyka

Tegoroczna powódź wymusza konieczność wprowadzenia zmian w przepisach dotyczących sytuacji kryzysowych. Nowelizacja przewiduje wprowadzenie kilku modyfikacji do ustawy z dnia 26 kwietnia 2007 r. o zarządzaniu kryzysowym (t.j. Dz. U. z 2023 r. poz. 122 z późn. zm.) (Ustawa kryzysowa). W tym miejscu można wspomnieć o dwóch nowych rozwiązaniach.

Po pierwsze, Nowelizacja dodaje do Ustawy kryzysowej art. 7a ust. 1, w którym przyznano Prezesowi Rady Ministrów kompetencję do wydawania poleceń kierowanych do m.in. osób prawnych i jednostek organizacyjnych nieposiadających osobowości prawnej oraz przedsiębiorców, celem realizacji konkretnych celów. Do tych ostatnich, zgodnie z nowym art. 7a ust. 3 Ustawy kryzysowej, ma należeć: przejęcie kontroli nad sytuacją kryzysową, której wpływ na poziom bezpieczeństwa ludzi, mienia lub środowiska, jest szczególnie negatywny, zapewnienie właściwego funkcjonowania, ochrony, wzmocnienia lub odbudowy infrastruktury krytycznej i usunięcie skutków sytuacji kryzysowej.

Po drugie, bardzo zbliżoną kompetencję do kierowania poleceń przyznano ministrom kierującym poszczególnymi działami administracji rządowej w drodze art. 7a ust. 2 Ustawy kryzysowej. Adresatami tych poleceń będą mogły być m.in. spółki, w których prawa z akcji Skarbu Państwa wykonuje: minister wydający polecenie, państwowa osoba prawna lub państwowa jednostka organizacyjna posiadająca osobowość prawną, która jest podległa ministrowi wydającemu polecenie lub jest przez niego nadzorowana lub inna spółka, w której prawa z akcji Skarbu Państwa wykonuje minister wydający polecenie (art. 7a ust. 2 pkt 3 Ustawy kryzysowej).

Podobnie jak poprzednio, polecenia Prezesa Rady Ministrów i właściwego ministra mogą być „uzupełnione” umową, która zawiera kluczowe postanowienia dla wykonywania zadań objętych poleceniami oraz dotyka kwestii finansowych (art. 7b ust. 1 i 2 Ustawy kryzysowej). W przypadku niezawarcia umowy, zadania są wykonywane tylko na podstawie aktu zawierającego polecenia (art. 7b ust. 3 Ustawy kryzysowej).

Zamówienia publiczne inaczej

Przepis art. 30 ust. 1 Nowelizacji przewiduje, że w okresie 6 miesięcy od dnia wejścia w życie ustawy do udzielania zamówień publicznych na usługi lub dostawy związane z usuwaniem skutków zdarzeń spowodowanych wystąpieniem powodzi, zaistniałych po 12 września 2024 r., nie będą stosowane przepisy ustawy z dnia 11 września 2019 r. – Prawo zamówień publicznych (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 1320) (PZP).

Ustawodawca nie zamierza jednak pozostawić zamawiającym nieograniczonej swobody w kontraktowaniu. Kolejny z proponowanych przepisów nakłada bowiem na nich obowiązek poinformowania za pośrednictwem Biuletynu Zamówień Publicznych, w terminie 30 dni od dnia udzielenia zamówienia o:

  • nazwie (firmie) i adresie siedziby zamawiającego;
  • dacie i miejscu zawarcia umowy lub informacji o zawarciu umowy drogą elektroniczną;
  • opisie przedmiotu umowy, z wyszczególnieniem odpowiednio ilości rzeczy lub innych dóbr oraz zakresu usług;
  • cenie albo cenie maksymalnej, jeżeli cena nie jest znana w chwili zamieszczenia ogłoszenia;
  • okolicznościach faktycznych uzasadniających udzielenie zamówienia bez zastosowania PZP;
  • nazwie (firmie) podmiotu albo imieniu i nazwisku osoby, z którymi została zawarta umowa.

W tym miejscu warto przypomnieć o wciąż obowiązującej ustawie z dnia 11 sierpnia 2001 r. o szczególnych zasadach odbudowy, remontów i rozbiórek obiektów budowlanych zniszczonych lub uszkodzonych w wyniku działania żywiołu (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 1190), która określa szczególne zasady:

  • odbudowy, remontów i rozbiórek obiektów budowlanych zniszczonych lub uszkodzonych w wyniku powodzi, wiatru, osunięcia ziemi lub działania innego żywiołu,
  • zagospodarowania terenów oraz zasady i tryb nabywania nieruchomości w celu realizacji miejscowych planów odbudowy, w związku z osunięciem ziemi.

Aby mogła ona znaleźć zastosowanie w przypadku tegorocznej powodzi, niezbędne jest określenie, w drodze rozporządzenia Prezesa Rady Ministrów, wykazu gmin lub miejscowości, w których stosuje się szczególne przepisy. Na ten moment nie wydano takiego aktu.

Środki państwowe na pomoc powodzianom

Wspomnieć należy jeszcze o kwestiach związanych z finansowaniem napraw oraz innych działań zmierzających do poprawienia sytuacji na terenach dotkniętych powodzią.

Już teraz Specustawa powodziowa przewiduje w art. 3 ust. 1 możliwość finansowania działań na rzecz usunięcia skutków powodzi poprzez rezerwę celową w budżecie państwa, która co roku wskazywana jest w ustawie budżetowej. W 2024 r. rezerwa celowa na przeciwdziałanie i usuwanie skutków klęsk żywiołowych przewidziana została w wysokości 1,1 mld zł i cała ta kwota zostanie przekazana do walki ze skutkami powodzi.

Ponadto w art. 3 ust. 2 Specustawy powodziowej wskazano, że w roku budżetowym, w którym wystąpiła powódź, minister właściwy do spraw finansów publicznych może utworzyć rezerwę celową z przeznaczeniem na sfinansowanie usuwania skutków powodzi i przenieść do tej rezerwy kwoty planowanych wydatków budżetowych zablokowane na podstawie art. 177 ust. 1 pkt 2 i 3 ustawy z dnia 27 sierpnia 2009 r. o finansach publicznych (Dz. U. z 2023 r. poz. 1270, z późn. zm.), tj. wydatków zablokowanych przez opóźnienia w realizacji zadań oraz nadmiernych środków. Skorzystano z tej możliwości, dzięki czemu ustanowiono dodatkową rezerwę w wysokości 1 mld zł.

Co więcej, Rada Ministrów dokonała zmian w projekcie ustawy budżetowej na 2025 r., aby zapewnić finansowanie odbudowy zalanych terenów również w następnym roku. Chodzi o zwiększenie środków na przeciwdziałanie skutkom klęsk żywiołowych do kwoty ok 3,2 mld zł.

Wsparcie dla osób dotkniętych powodzią zapowiedzieli też ministrowie. Jeżeli chodzi o Ministra Klimatu i Środowiska, zdecydowano się na wygospodarowanie 21 mln zł w celu przekazanie jako dotacji gminom poszkodowanym na skutek działania żywiołu. Pieniądze mają pochodzić z wojewódzkich funduszy ochrony środowiska i gospodarki wodnej z Opola, Katowic, Wrocławia i Krakowa. Pieniądze w formie dotacji mają pomóc naprawić m.in. szkody związane z oczyszczalniami ścieków czy stacji uzdatniania wody i innymi pilnymi potrzebami centrów zarządzania kryzysowego.

Pomoc unijna

Większą rolę w procesie odbudowy po zniszczeniach powodziowych odegrają jednak fundusze Unii Europejskiej. Zgodnie z oświadczeniem przewodniczącej Komisji Europejskiej Ursuli von der Leyen na pomoc państwom regionu, które zmagają się ze skutkami powodzi i podtopień, przeznaczonych zostanie 10 mld euro ze środków unijnych, z czego połowa tej kwoty ma przypaść Polsce. Jak wspomniała przewodnicząca, mamy dwa źródła finansowania w postaci Funduszu Solidarności, który możemy wykorzystać do odbudowy infrastruktury, np. dróg, autostrad, kolei i mostów oraz Funduszu Spójności.

Przypomnijmy jedynie, że Fundusz Solidarności stanowi podstawowe rozwiązanie wspierające państwa członkowskie w działaniach na rzecz uporania się ze skutkami poważnej klęski żywiołowej tj. powódź, pożar lasu, trzęsienie ziemi, huragan lub susza lub poważnego stanu zagrożenia zdrowia publicznego. Z kolei z Funduszu Spójności udostępniane są środki na projekty z zakresu ochrony środowiska oraz na projekty w ramach sieci transeuropejskich w tych państwach członkowskich, których dochód narodowy brutto na mieszkańca nie sięga 90 % średniej unijnej.

Prezes Rady Ministrów 24 września 2024 r. na posiedzeniu Rady Ministrów przekazał informację o wysokości środków finansowych przeznaczonych na działania podczas powodzi i plan odbudowy wskazując, że plan który przygotowuje rząd tzw. „Odbudowa plus” w tej chwili – łącznie ze środkami europejskimi – może wynieść do 23 mld zł.

Ta kwota będzie zapewne rosnąć. Straty związane ze zniszczeniem np. infrastruktury energetycznej są ogromne i w najbliższej przyszłości powinniśmy usłyszeć o kolejnych formach finansowania jej odbudowy.

Autorzy: Aleksandra Walczak, Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Efektywność energetyczna w działaniach JST

Aktualności, Atom, Budownictwo, Ciepłownictwo, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Gaz, Klimat, Orzecznictwo, OZE, Samorządy, Środowisko, , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Efektywność energetyczna w działaniach JST została wyłączona

Ustawa z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 1047) (Ustawa, UEE) stanowi podstawowy akt prawny określający, jakie działania należy podejmować, aby zwiększyć oszczędność wykorzystywanej energii. Powinności w tym zakresie dotyczą zarówno sektora prywatnego, jak i publicznego. O ich wyzwaniach w zakresie efektywności energetycznej budynków pisaliśmy w artykule „Zmiany w charakterystyce energetycznej budynków – decyzja Parlamentu Europejskiego zapadła”.

Dzisiaj chcielibyśmy się jednak skupić na jednym z ciekawszych aspektów racjonalnego wykorzystania energii, mianowicie na obowiązkach jednostek samorządu terytorialnego (JST). Te, jako „władza najbliższa obywatelom”, odgrywają szczególną rolę, jeżeli chodzi o przekazywanie poprawnych postaw co do wykorzystania energii. W tym artykule postaramy się przybliżyć, jaką rolę odgrywają JST w sektorze energetyki oraz jakie są ich konkretne zadania i uprawnienia w kontekście efektywności energetycznej.

Pojęcia efektywności energetycznej i jednostek sektora publicznego

W pierwszej kolejności należy jednak wytłumaczyć czym jest efektywność energetyczna oraz wskazać dlaczego JST są objęte zakresem Ustawy.

Zgodnie z art. 2 pkt 3 UEE efektywność energetyczna to stosunek uzyskanej wielkości efektu użytkowego danego obiektu, urządzenia technicznego lub instalacji, w typowych warunkach ich użytkowania lub eksploatacji, do ilości zużycia energii przez ten obiekt, urządzenie techniczne lub instalację, albo w wyniku wykonanej usługi niezbędnej do uzyskania tego efektu. Efektem użytkownym, jak wynika z art. 2 pkt 3 UEE, jest natomiast efekt uzyskany w wyniku dostarczenia energii do danego obiektu, urządzenia technicznego lub instalacji, w szczególności wykonanie pracy mechanicznej, zapewnienie komfortu cieplnego lub oświetlenie.

Przepisy Ustawy są adresowane do różnych podmiotów. Kluczowy z perspektywy dzisiejszych rozważań jest przepis art. 6 ust. 1 UEE, który nakazuje jednostkom sektora publicznego realizować swoje zadania, stosując co najmniej jeden ze środków poprawy efektywności energetycznej. W art. 2 pkt 8 UEE zawierającym definicję terminu „jednostka sektora publicznego” zawarto odwołanie do art. 4 ustawy z dnia 11 września 2019 r. – Prawo zamówień publicznych (Dz. U. z 2023 r. poz. 1605 i 1720 )(PZP), a konkretniej podmiotów w nim wskazanych.

Podstawową kategorią jednostek sektora publicznego są jednostki sektora finansów publicznych w rozumieniu przepisów ustawy z dnia 27 sierpnia 2009 r. o finansach publicznych (Dz. U. z 2023 r. poz. 1270 i 1273), do których zalicza się m.in. organy władzy publicznej, w tym organy administracji rządowej, organy kontroli państwowej i ochrony prawa oraz sądy i trybunały czy też JST oraz ich związki.

Zadania JST w energetyce

Mimo że o kierunkach rozwoju energetyki decydują przede wszystkim organy władzy centralnej, JST mają do odegrania swoją rolę w kontekście zapewnienia obywatelom dostępu do podstawowych nośników energii. Art. 7 ust. 1 pkt 3 ustawy z dnia 8 marca 1990 r. o samorządzie gminnym (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 609 z późn. zm.) wskazuje wprost, że do zadań własnych gmin należą m.in. sprawy zaopatrzenia w energię elektryczną i cieplną oraz gaz. W stosunku do pozostałych JST brak podobnych przepisów.

Powyższe zadania gmin zostały uszczegółowione w art. 18 ust. 1 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 266 z późn. zm.) (PE). W przepisie tym określono, że do zadań własnych gminy w zakresie zaopatrzenia w energię elektryczną, ciepło i paliw gazowe należy m.in. planowanie i organizacja zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze gminy czy planowanie oświetlenia niektórych miejsc znajdujących się na terenie gminy (w stosunku do innych obowiązkiem gminy jest finansowanie takiego oświetlenia).

Warto przytoczyć stanowisko Sądu Apelacyjnego w Krakowie, który stwierdził, że nałożenie określonego zadania jako obowiązkowego powoduje, że na gminie ciąży obowiązek ich wykonania, od którego nie może ona odstąpić czy go w jakikolwiek sposób obowiązku tego ograniczyć. Przykładem, na który powołał się Sąd, był przepis art. 18 ust. 1 pkt 1 PE, zgodnie z którym na gminie spoczywa m.in. obowiązek planowania i organizacji zaopatrzenia w m.in. energię elektryczną, na jej obszarze. Norma ta nie jest po stronie gminy źródłem obowiązku dostarczania mieszkańcom energii tym, niemniej jest ona zobowiązana, na podstawie tego przepisu do planowania i organizowania zaopatrzenia wspólnoty w taką energię (wyrok Sądy Apelacyjnego w Krakowie z dnia 30 września 2016 r., sygn. akt I ACa 1195/15).

Planowanie energetyczne w gminach

Na czym polega planowanie energetyczne w gminach? Można powiedzieć, że działania w tym zakresie są dwuetapowe.

Zgodnie z przepisami art. 19 PE obowiązkowo w każdej gminie rada gminy przyjmuje założenia do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe (Założenia). Projekt Założeń, przygotowywany przez organ wykonawczy gminy – wójta, burmistrza, prezydenta miasta – na okres 15 lat i aktualizowany co najmniej raz na 3 lata, określa:

  • ocenę stanu aktualnego i przewidywanych zmian zapotrzebowania na ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe,
  • przedsięwzięcia racjonalizujące użytkowanie ciepła, energii elektrycznej i paliw gazowych,
  • możliwości wykorzystania istniejących nadwyżek i lokalnych zasobów paliw i energii, z uwzględnieniem energii elektrycznej i ciepła wytwarzanych w instalacjach odnawialnego źródła energii (OZE), energii elektrycznej i ciepła użytkowego wytwarzanych w kogeneracji oraz zagospodarowania ciepła odpadowego z instalacji przemysłowych,
  • możliwości stosowania środków poprawy efektywności energetycznej w rozumieniu art. 6 ust 2 UEE,
  • zakres współpracy z innymi gminami.

Założenia są z jednej strony aktem diagnostycznym, który pozwala zapoznać się z aktualnym sytuacją energetyczną w gminie oraz działaniami tej JST na rzecz poprawienia tej sytuacji, a z drugiej stanowią swego rodzaju rozwiązanie awaryjne. Otóż Założenia są podstawę do przyjęcia przez radę gminy planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe (Plan), czyli aktu, który ma wytyczyć działania gminy, gdy plany przedsiębiorstw energetycznych nie sprostają wymogom Założeń. Szczegółowo kwestie przyjęcia Planu określają przepisy art. 20 PE.

Podobnie jak w przypadku Założeń, projekt Planu opracowuje organ wykonawczy gminy. Projekt ten powinien zawierać:

  • propozycje w zakresie rozwoju i modernizacji poszczególnych systemów zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe, wraz z uzasadnieniem ekonomicznym,
  • propozycje w zakresie wykorzystania OZE i wysokosprawnej kogeneracji,
  • propozycje stosowania środków poprawy efektywności energetycznej w rozumieniu art. 6 ust. 2 UEE,
  • harmonogram realizacji zadań,
  • przewidywane koszty realizacji proponowanych przedsięwzięć oraz źródło ich finansowania,
  • ocenę potencjału wytwarzania energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji oraz efektywnych energetycznie systemów ciepłowniczych lub chłodniczych na obszarze gminy.

W celu realizacji Planu gmina może zawierać umowy z przedsiębiorstwami energetycznymi. W przypadku gdy nie jest możliwa realizacja Planu na podstawie umów, rada gminy – dla zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe – może wskazać w drodze uchwały tę część Planu, z którą prowadzone na obszarze gminy działania muszą być zgodne.

Powinności JST na gruncie Ustawy

Ustawodawca jednoznacznie przesądził, że gminy mają szczególne obowiązki w zakresie efektywności energetycznej. Zgodnie z art. 18 ust. 1 pkt 4 PE do ich zadań własnych w zakresie zaopatrzenia w energię elektryczną, ciepło i paliwa gazowe należy także planowanie i organizacja działań mających na celu racjonalizację zużycia energii i promocję rozwiązań zmniejszających zużycie energii na obszarze gminy.

Jednak nie tylko gminy mają obowiązki dotyczące zwiększenia oszczędności energii. Ogólny obowiązek na wszystkie JST nakładają przepisy art. 6 ust. 1 i 2 UEE. Zgodnie z pierwszym z nich, JST realizują swoje zadania, stosując środki poprawy efektywności energetycznej. Te ostatnie konkretyzuje drugi ze wspomnianych przepisów. Należą do nich:

Informowanie społeczeństwa o wykorzystanych środkach jest ważnym elementem obowiązków JST, jak wynika bowiem z art. 6 ust. 3 UEE muszą one informować o nich na swoich stronach internetowych lub w inny sposób, jeśli taki jest przyjęty.

Umowa o poprawę efektywności energetycznej

Jednostkom sektora publicznego, w tym JST dano możliwość realizowania i finansowania przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej na podstawie umowy o poprawę efektywności energetycznej (ang. Energy Performance Contract) (Umowa EPC) (art. 7 ust. 1 UEE). Umowa EPC ma na celu uzyskanie najwyższego efektu energetycznego przez beneficjenta (np. JST), przy jednoczesnym atrakcyjnym systemie wynagradzania dostawcy usług służących poprawie efektywności energetycznej (J. Sakławski, Z. Szewczuk, Komentarz do art. 7. [w:] M. Porzeżyńska, J. Sakławski (red.), Ustawa o efektywności energetycznej. Komentarz, Warszawa 2021, Legalis/el.).

Podstawowe elementy treści Umowy EPC wskazuje art. 7 ust. 2 UEE. Zgodnie z nim konieczne jest określenie w niej możliwych do uzyskania oszczędności energii w wyniku realizacji przedsięwzięcia lub przedsięwzięć tego samego rodzaju służących poprawie efektywności energetycznej z zastosowaniem środka poprawy efektywności energetycznej oraz sposobu ustalania wynagrodzenia, którego wysokość jest uzależniona od oszczędności energii uzyskanej w wyniku realizacji przedsięwzięć, o których mowa wyżej.

Umowa EPC może być podstawą do realizacji w JST przedsięwzięć wymienionych w art. 19 ust. 1 UEE, tj.:

  • izolacji instalacji przemysłowych;
  • przebudowy lub remontu budynku wraz z instalacjami i urządzeniami technicznymi;
  • modernizacji lub wymiany:
    • oświetlenia,
    • urządzeń lub instalacji wykorzystywanych w procesach przemysłowych, energetycznych, telekomunikacyjnych lub informatycznych,
    • lokalnych sieci ciepłowniczych i lokalnych źródeł ciepła;
  • odzyskiwania energii, w tym odzyskiwania energii w procesach przemysłowych;
  • ograniczenia strat:
    • związanych z poborem energii biernej,
    • sieciowych związanych z przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, gazu ziemnego lub paliw ciekłych,
    • w sieciach ciepłowniczych,
    • związanych z magazynowaniem i przeładunkiem paliw ciekłych;
  • stosowania, do ogrzewania lub chłodzenia obiektów, energii wytwarzanej w instalacjach OZE, ciepła użytkowego w wysokosprawnej kogeneracji lub ciepła odpadowego z instalacji przemysłowych.

Jednakże szczegółowy wykaz przedsięwzięć służących poprawie efektowności energetycznej stworzony został przez Ministra Klimatu i Środowiska i opublikowany w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski” (art. 19 ust. 2 UEEE).

Dopuszczalność realizacji w drodze EPC wskazanych wyżej przedsięwzięć jest istotna także z tego powodu, że tylko tego rodzaju działania mogą zostać wsparte w drodze systemu świadectw efektywności energetycznej (tzw. białych certyfikatów) zgodnie z art. 20 UEE.

W kontekście EPC warto wspomnieć jeszcze o dwóch kwestiach.

Po pierwsze, zgodnie za art. 7 ust. 3 UEE, zobowiązania wynikające z EPC nie wpływają na poziom państwowego długu publicznego oraz deficyt sektora finansów publicznych, w przypadku gdy dostawca usług związanych ze zużyciem energii ponosi większość ryzyka budowy i ryzyka uzyskania gwarantowanego poziomu średniorocznych oszczędności energii z uwzględnieniem wpływu na wymienione ryzyka czynników, takich jak gwarancje i finansowanie przez dostawcę usług związanych ze zużyciem energii oraz alokacja aktywów po zakończeniu trwania umowy.

Po drugie, w myśl art. 7 ust. 6 UEE, w sprawach nieregulowanych w Ustawie, do EPC, finansowanych w całości lub w części przez dostawcę usług związanych ze zużyciem energii, w tym trybu wyboru tego dostawcy, stosuje się przepisy z dnia 19 grudnia 2008 r. o partnerstwie publiczno-prywatnym (t.j. Dz. U. z 2023 r. poz. 1637), z wyłączeniem przepisów art. 3a, art. 3b ust. 2, art. 7 ust. 1 i 2 oraz art. 17-18a tej ustawy.

Więcej o Umowach EPC dla JST można dowiedzieć się na oficjalnej stronie Ministerstwa Klimatu i Środowiska.

Co przyniesie przyszłość?

Warto wskazać, że obowiązki JST w zakresie efektywności energetycznej będą się dalej mnożyć. Zgodnie z art. 5 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/1791 z dnia 13 września 2023 r. w sprawie efektywności energetycznej oraz zmieniająca rozporządzenie (UE) 2023/955 (wersja przekształcona) (Dz. U. UE. L. z 2023 r. Nr 231, str. 1) (EED) państwa członkowskie mają zapewnić, aby całkowite zużycie energii końcowej wszystkich instytucji publicznych – rozumianych jako m.in. władze regionalne lub lokalne – zmniejszało się o co najmniej 1,9 % rocznie w porównaniu z rokiem 2021. Obowiązek ten do dnia 31 grudnia 2026 r. nie obejmie zużycia energii przez instytucje publiczne w lokalnych jednostkach administracyjnych liczących mniej niż 50 000 mieszkańców, a do dnia 31 grudnia 2029 r. liczących mniej niż 5 000 mieszkańców.

Ponadto art. 6 EED przesądza o wzorcowej roli budynków instytucji publicznych, co oznacza, że o najmniej 3% całkowitej powierzchni ogrzewanych lub chłodzonych budynków, które są własnością instytucji publicznych, będą poddawane co roku renowacji w celu przekształcenia ich co najmniej w budynki o niemal zerowym zużyciu energii lub w budynki zeroemisyjne.

Już niedługo można spodziewać się pojawienia się projektu ustawy, który będzie miał na celu dostawanie Ustawy do EED. Zdecydowana większość przepisów tej ostatniej będzie musiała zostać implementowana do krajowego porządku prawnego do 11 października 2025 r.

Autorzy: r.pr. Kamil Iwicki, Aleksandra Walczak, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Lokalizacja inwestycji liniowych

Aktualności, Budownictwo, Ciepłownictwo, Elektroenergetyka, Energetyka, Gaz, Orzecznictwo, OZE, Samorządy, , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Lokalizacja inwestycji liniowych została wyłączona

Bezpieczeństwo energetyczne, definiowane jako zapewnienie stabilnych dostaw energii elektrycznej, cieplnej i gazowej dla krajowych odbiorców przemysłowych, gospodarstw domowych oraz instytucji publicznych, stanowi bezsprzecznie wysoką i kluczową wartość dla organizacji całego państwa. W orzecznictwie Sądu Najwyższego (SN), Naczelnego Sądu Administracyjnego (NSA) i wojewódzkich sądów administracyjnych (WSA) przyjmuje się, że zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju stanowi wręcz wartość konstytucyjną (zob. m.in. wyrok SN z dnia 22 stycznia 2020 r., sygn. akt I NSK 105/18, postanowienie NSA z dnia 18 lipca 2023 r., sygn. akt III OZ 331/23).

Inwestycje liniowe w sektorze energetycznym, takie jak budowa gazociągów i linii elektroenergetycznych, odgrywają kluczową rolę w zapewnieniu stabilności oraz powszechności dostaw, a także bezpieczeństwa energetycznego. Mimo świadomości ich znaczenia dla funkcjonowania gospodarki, konieczność budowy nowej infrastruktury energetycznej w dalszym ciągu wywołuje spory. Dotyka to zwłaszcza zwykłych obywateli, którzy nierzadko są ograniczani w swoich prawach, a nawet ich pozbawiani, po to, aby przez należącą do nich nieruchomość mógł przebiec fragment sieci czy gazociągu. Jest to możliwe, gdyż energetyczne inwestycje liniowe uznawane są za cele publiczne w rozumieniu art. 6 ustawy z dnia ustawy z dnia 21 sierpnia 1997 r. o gospodarce nieruchomościami (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 1145) (UGN).

W dzisiejszym artykule postaramy się przybliżyć pojęcie inwestycji liniowej oraz przedstawić, w jaki sposób dochodzi do ich lokalizacji na zasadach ogólnych, wyznaczanych zasadniczo przez przepisy ustawy z dnia 27 marca 2003 r. o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 1130) (UPZP).O alternatywnych sposobach realizacji infrastruktury energetycznej w drodze tzw. specustaw inwestycyjnych pisaliśmy po części w artykułach poświęconych konkretnym aktom prawnym, np. specustawie biogazowej czy specustawie dotyczącej elektrowni szczytowo-pompowych.

Pojęcie inwestycji liniowej

W żadnej ustawie ani rozporządzeniu nie zdefiniowano, co należy rozumieć pod sformułowaniem „inwestycja liniowa”. Pojęcie to można zrekonstruować na podstawie przepisów różnych aktów prawnych.

Proces ten należy zacząć od analizy art. 3 pkt 3a ustawy z dnia ustawie z dnia 7 lipca 1994 roku – Prawo budowlane (Dz.U. z 2020 r. poz. 1333) (PB) i definicji „obiektu liniowego”. W myśl tego przepisu obiektem liniowym jest obiekt budowlany, którego charakterystycznym parametrem jest długość, w szczególności droga wraz ze zjazdami, droga kolejowa, wodociąg, kanał, gazociąg, ciepłociąg, rurociąg, linia i trakcja elektroenergetyczna, linia kablowa nadziemna i, umieszczona bezpośrednio w ziemi, podziemna, wał przeciwpowodziowy oraz kanalizacja kablowa, przy czym kable zainstalowane w kanalizacji kablowej, kable zainstalowane w kanale technologicznym oraz kable telekomunikacyjne dowieszone do już istniejącej linii kablowej nadziemnej nie stanowią obiektu budowlanego lub jego części ani urządzenia budowlanego.

Powyższa definicja potwierdza, że obiekty liniowe są realizowane także do celów zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. Precyzyjne definicje legalne takich terminów jak „sieć”, „sieć przesyłowa” czy „sieć dystrybucyjna” można znaleźć się w przepisach ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 266 z późn. zm.) (PE). Nie są to wszystkie rodzaje sieci, jakie przewidziano w polskim prawodawstwie. Na gruncie PE można znaleźć także definicje terminów takich jak „sieć gazociągów kopalnianych”, „sieć bezpośrednia” czy „sieć transportowa dwutlenku węgla”. Ponadto na poziomie aktów wykonawczych można spotkać się z dokładniejszymi podziałami np. gazociągów, co ma chociażby miejsce w przypadku § 6 rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 26 kwietnia 2013 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać sieci gazowe i ich usytuowanie (Dz. U. z 2013 r. poz. 640).

Co więcej, w zależności od kontekstu, odczytanie pojęcia inwestycji liniowej może wymagać odwołania także do innych jeszcze przepisów, np. art. 49 ustawy z dnia 23 kwietnia 1964 r. Kodeks cywilny (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 1061 z późn. zm.), który definiuje pojęcie urządzeń przesyłowych, jako urządzeń służących do doprowadzania lub odprowadzania płynów, pary, gazu, energii elektrycznej oraz innych urządzeń podobnych nie należących do części składowych nieruchomości, jeżeli wchodzą w skład przedsiębiorstwa. Skupiając się jednak na inwestycjach liniowych, jako przedsięwzięciach realizujących cele publiczne, odwołanie do wspomnianych wcześniej przepisów prawa publicznego jest wystarczające.

Inwestycje liniowe jako cele publiczne

Mówiąc o celach publicznych, należy przede wszystkim mieć na względzie treść art. 21 ust. 2 Konstytucji Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 2 kwietnia 1997 r. (Dz. U. Nr 78, poz. 483 z późn. zm.), zgodnie z którym wywłaszczenie jest dopuszczalne jedynie na cele publiczne i za słusznym odszkodowaniem. Z tego powodu w ustawie regulującej kwestie wywłaszczania umieszczono także przepisy, z których można wyczytać, jakie rodzaje przedsięwzięć przyczyniają się do realizacji celów publicznych.

Te ostatnie nie zostały określone przez dodanie definicji legalnej czy wymienienie ich cech szczególnych, a sprecyzowano je w drodze stworzenia katalogu różnych czynności, obiektów lub działań, arbitralnie wybranych przez ustawodawcę. W art. 6 UGN znajduje się istotna część przedsięwzięć kwalifikowanych jako cele publiczne. Nie jest to jednak katalog zamknięty. Z art. 6 pkt 10 UGN wynika, że za cele publiczne w rozumieniu ustawy uznaje się także inne cele publiczne określone w odrębnych ustawach. Tytułem przykładu można przywołać art. 11 ustawy z dnia 11 stycznia 2018 r. o elektromobilności i paliwach alternatywnych (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 1289), zgodnie z którym do celów publicznych należy budowa i utrzymanie infrastruktury ładowania drogowego transportu publicznego oraz przedsięwzięcia niezbędne do przyłączania do sieci punktów ładowania stanowiących element tej infrastruktury, polegające w szczególności na modernizacji, rozbudowie albo budowie sieci.

Jeżeli chodzi o inwestycje liniowe, ogólną podstawą prawną do ich uznania za cele publiczne stanowi art. 6 pkt 2 UGN. Zgodnie z tym przepisem, budowa i utrzymywanie ciągów drenażowych, przewodów i urządzeń służących do przesyłania lub dystrybucji płynów, pary, gazów i energii elektrycznej, a także innych obiektów i urządzeń niezbędnych do korzystania z tych przewodów i urządzeń stanowi cel publiczny w rozumieniu tej ustawy.

Do zlokalizowania inwestycji liniowej, uznanej za realizującą cel publiczny, konieczne jest nadto uznanie jej za inwestycję celu publicznego w myśl art. 2 pkt 5 UPZP. Zgodnie z tym przepisem, chodzi o działania o znaczeniu lokalnym (gminnym) i ponadlokalnym (powiatowym, wojewódzkim i krajowym), a także krajowym (obejmującym również inwestycje międzynarodowe i ponadregionalne), oraz metropolitalnym (obejmującym obszar metropolitalny), bez względu na status podmiotu podejmującego te działania oraz źródła ich finansowania, stanowiące realizację celów, o których mowa w art. 6 UGN. Realizacja inwestycji liniowej stanowi realizację celu publicznego. Zaznaczyć należy, że nie ma przy tym znaczenia, kto jest inwestorem danej inwestycji celu publicznego – może to być zarówno Skarb Państwa, jednostka samorządu terytorialnego, jak i każda inna osoba prawna (por. wyrok WSA w Bydgoszczy z dnia 28 lutego 2018 r., sygn. akt II SA/Bd 1066/17).

Należy przy tym wskazać, że nie każde zamierzenie inwestycyjne, realizujące cele wymienione w art. 6 pkt 1-10 UGN, stanowi automatycznie w każdym przypadku inwestycję celu publicznego, gdyż konieczne jest jeszcze, aby spełniało ono dodatkowe warunki. Inwestor musi wykazać, że projektowana inwestycja spełnia łącznie przesłanki określone w powołanych wyżej przepisach, aby można było stosować regulacje prawne właściwe dla lokalizacji inwestycji celu publicznego (wyrok NSA z dnia 21 kwietnia 2020 r., sygn. akt II OSK 1731/19). Analizując wspólnie przepisy art. 6 UGN i art. 2 pkt 5 UPZP, sądy administracyjne przyjmują dwie cechy, które wystąpić winny kumulatywnie, aby dane przedsięwzięcie spełniało wymogi zaliczenia go jako inwestycji celu publicznego. Po pierwsze, scharakteryzowania wymaga zakres obowiązywania inwestycji, tj. określenie, że dane przedsięwzięcie ma znaczenie lokalne, ponadlokalne, krajowe lub międzynarodowe. Drugą przesłanką jest to, jakie dany cel ma zamierzenie, tj. czy mieści się on w realizacji celów wymienionych w art. 6 UGN (por. wyrok WSA w Kielcach z dnia 2 sierpnia 2018 r., sygn. akt II SA/Ke 345/18).

Lokalizacja inwestycji liniowej w drodze miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego

Zgodnie z art. 4 ust. 1 UPZP ustalenie przeznaczenia terenu, rozmieszczenia inwestycji celu publicznego oraz określenie sposobów zagospodarowania i warunków zabudowy terenu następuje w miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego (MPZP lub plan miejscowy). Jest to podstawowy akt planistyczny, za pomocą którego gmina wykonuje władztwo planistyczne. MPZP jest aktem prawa miejscowego (art. 14 ust. 8 UPZP), co wiąże się z pewnym standardem dokładności przy sporządzaniu jego treści. Z uwagi na to MPZP powinien zawierać regulacje czytelne, bo jeżeli tego nie czyni, budząc wątpliwości zasadniczej natury co do przeznaczenia terenu, to może stanowić zagrożenie dla standardów państwa prawa, powielając wątpliwości na etapie rozstrzygnięć indywidualnych (wyrok WSA w Poznaniu z dnia 5 grudnia 2019 r., sygn. akt IV SA/Po 747/19).

Obligatoryjnym elementem treści MPZP jest określenie zasad modernizacji, rozbudowy i budowy systemów komunikacji i infrastruktury technicznej (art. 15 ust. 2 pkt 10 UPZP), z kolei fakultatywnym („w zależności od potrzeb”) – granice terenów rozmieszczenia inwestycji celu publicznego o znaczeniu lokalnym (art. 15 ust. 3 pkt 4a UPZP). Pojęcie budowy infrastruktury technicznej zostało zdefiniowane w art. 143 ust. 2 UGN. Zgodnie z tym ostatnim przepisem budową infrastruktury technicznej jest budowa drogi oraz wybudowanie pod ziemią, na ziemi albo nad ziemią przewodów lub urządzeń wodociągowych, kanalizacyjnych, ciepłowniczych, elektrycznych, gazowych i telekomunikacyjnych. W orzecznictwie sądów administracyjnych można dostrzec rozbieżność stanowisk, jeżeli chodzi o dokładność określenia przebiegu inwestycji liniowej w MPZP. Co więcej, o braku jednolitości można mówić także w stosunku do wypowiedzi NSA.

W jednym ze swoich orzeczeń NSA uznał, że ustalenia MPZP mogą przybierać formę ogólną, co oznacza, że nie zawsze konieczne jest precyzyjne określenie przebiegu sieci infrastruktury technicznej. Sąd zaznaczył, że większy margines swobody pozostawiony organom administracyjnym pozwala na elastyczne podejście do realizacji inwestycji, co jest szczególnie istotne w przypadku infrastruktury o charakterze publicznym (por. wyrok z dnia 23 października 2014 r., sygn. akt I OSK 537/13).

W późniejszym orzeczeniu sąd ten zajął jednak nieco inne stanowisko. Można w nim znaleźć stwierdzenia, że plany miejscowe powinny być w swojej treści jednoznaczne i nie budzić wątpliwości interpretacyjnych, zwłaszcza w kontekście inwestycji infrastrukturalnych, takich jak liniowe inwestycje energetyczne, które są realizowane na rozciągłych terenach objętych planami miejscowymi (por. wyrok NSA z dnia 3 grudnia 2019 r., sygn. akt II OSK 2933/19).

Takie podejście jest podzielane także przez sądy wojewódzkie. Jako przykład można podać orzeczenie WSA we Wrocławiu, w którym stwierdzono, że jeżeli rada gminy nie określiła w sposób jednoznaczny lokalizacji i przebiegu sieci infrastruktury, mimo że dopuszczono ich budowę, to zapisy te powodują, że wymienione sieci infrastruktury mogą być poprowadzone w sposób dowolny, określony wyłącznie przez inwestora, a zatem z pominięciem procedury uchwalania planu miejscowego. Takiego działania nie można pogodzić z konstytucyjną zasadą demokratycznego państwa prawa i działania organów administracji publicznej na podstawie prawa i w jego granicach (wyrok z dnia 22 października 2019 r., sygn. akt II SA/Wr 427/19).

Przeciwnie do planu ogólnego gminy, który stanowi swego rodzaju podstawę dla kreowania treści MPZP, plan miejscowy nie musi być przyjęty dla całego obszaru gminy. Najczęściej MPZP uchwala się dla obszaru obejmującego kilka działek, przy czym nie za każdym razem musi objąć ich całą powierzchnię.

W kontekście inwestycji liniowych zwrócił na to uwagę WSA w Poznaniu, stwierdzając, że żadne przepisy prawa nie wymagają, aby postanowieniami planu miejscowego objęte były z zasady całe działki, a objęcie nim jedynie fragmentów nie tylko nie będzie mieć negatywnych skutków, ale też jest logiczną konsekwencją uchwalania planu miejscowego dla specyficznego obiektu, jakim jest linia elektroenergetyczna. Hipotetycznie występujące zagrożenia w postaci np. niemożności zabudowy działek czy inne trudności w korzystaniu z nieruchomości mogą zresztą, w razie ich zaistnienia, skutkować postępowaniami odszkodowawczymi, czy też procedurami odkupu działek przez gminę (wyrok z dnia 25 maja 2017 r., sygn. akt IV SA/Po 667/16).

Podkreślić również należy, że ewentualna i możliwa zmiana lub uchylenie planu miejscowego może w sposób oczywisty wpływać na realizację określonej inwestycji celu publicznego, w tym w szczególności inwestycji liniowych z uwagi na ich rozciągłość terytorialną i ich przebieg przez działki o różnym stanie prawnym. W sytuacji gdy MPZP koliduje z przepisami krajowymi dotyczącymi prowadzenia i realizacji inwestycji celu publicznego (takimi jak liniowa infrastruktura gazowa), nadrzędność mają oczywiście przepisy krajowe, które w założeniu ułatwić mają inwestorom realizację takich inwestycji (wyrok NSA z dnia 9 grudnia 2020 r., sygn. akt II OSK 2116/20).

Decyzja o lokalizacji inwestycji celu publicznego jako podstawa lokalizacji inwestycji liniowej

W sytuacji, gdy inwestycja celu publicznego miałaby zostać zrealizowana na obszarze, dla którego nie sporządzono MPZP, konieczne jest uzyskanie decyzji o lokalizacji inwestycji celu publicznego zgodnie z art. 4 ust. 2 pkt 1 w zw. z art. 50 ust. 1 UPZP (decyzja lokalizacyjna). Jest to jedna z dwóch rodzajów decyzji o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu przewidzianych przepisami UPZP – w stosunku do innych niż inwestycje celu publicznego wydaje się decyzje o warunkach zabudowy (art. 4 ust. 2 pkt 2 UPZP). W porównaniu z tą ostatnią decyzją, decyzja lokalizacyjna może się okazać niezwykle interesująca dla inwestora, gdyż przepisy UPZP gwarantują jej większą trwałość.

Widać to co najmniej w kilku aspektach, jednak skupimy się wyłącznie na dwóch.

Po pierwsze, od decyzji lokalizacyjnej trudniej się odwołać, ponieważ art. 53 ust. 6 UPZP nakazuje, aby w odwołaniu zawarto zarzuty odnoszące się do decyzji, określono istotę i zakres żądania będącego przedmiotem odwołania oraz wskazano dowody uzasadniające to żądanie. To istotna zmiana w porównaniu z przepisem art. 128 ustawy z dnia 14 czerwca 1960 r. Kodeks postępowania administracyjnego (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 572) (KPA), który mówi o tym, że odwołanie nie wymaga szczególnego uzasadniania i wystarczy, jeżeli będzie z niego wynikać, że strona nie jest zadowolona z decyzji.

Po drugie, w myśl art. 53 ust. 6 UPZP, nie stwierdza się nieważności decyzji o ustaleniu lokalizacji inwestycji celu publicznego, jeżeli od dnia jej doręczenia lub ogłoszenia upłynęło 12 miesięcy. Dla porównania: ogólny przepis, zawarty w art. 156 § 2 KPA, wprowadza zasadę, że nie stwierdza się nieważność decyzji, jeżeli od dnia jej doręczenia lub ogłoszenia upłynęło 10 lat. Pamiętać jednak trzeba, że art. 53 ust. 7 UPZP dotyczy tylko decyzji pozytywnych, tzn. ustalających lokalizację inwestycji celu publicznego. Dla decyzji odmownych obowiązuje 10-letni termin, o którym mowa w art. 156 § 2 KPA (wyrok WSA w Szczecinie z dnia 6 września 2018 r., sygn. akt II SA/Sz 404/18).

W postępowaniu zmierzającym do wydania decyzji lokalizacyjnej to inwestor określa przebieg inwestycji, co oznacza, że to na nim spoczywa odpowiedzialność za wybór konkretnej trasy realizowanej inwestycji. W sytuacji, gdy we wniosku o ustalenie lokalizacji inwestycji celu publicznego inwestor określił proponowany przebieg inwestycji liniowej z wykorzystaniem oznaczonych nieruchomości, to właściwy organ rozpoznający ten wniosek nie jest uprawniony do zmiany zaproponowanej w nim trasy przebiegu inwestycji liniowej (wyrok NSA z dnia 10 sierpnia 2016 r., sygn. akt II OSK 2874/14).

Decyzja lokalizacyjna powinna być przez organ prowadzący dane postępowanie uzgodniona z wnioskującym o wydanie decyzji inwestorem. Co jednak istotne, w świetle utrwalonego orzecznictwa, organ administracji publicznej prowadzący postępowanie lokalizacyjne nie jest zobowiązany do uzgadniania z inwestorem treści decyzji o odmowie ustalenia lokalizacji inwestycji celu publicznego z właściwymi organami (por. wyrok NSA z dnia 23 marca 2012 r., sygn. akt II OSK 33/11). Procedura uzgadniania dotyczy jedynie pozytywnych rozstrzygnięć w tym zakresie. Uzgodnienia z inwestorem obejmują projekt decyzji o ustaleniu lokalizacji inwestycji celu publicznego, co oznacza, iż organ prowadzący postępowanie powinien sporządzić projekt decyzji i przedłożyć go do uzgodnienia właściwemu podmiotowi prowadzącemu daną inwestycję (zob. wyrok WSA w Krakowie z dnia 5 czerwca 2013 r., sygn. akt II SA/Kr 305/13).

Przyszła treść decyzji lokalizacyjnej podlega licznym uzgodnieniom z innymi organami administracji publicznej (art. 53 ust. 4 UPZP). Zgodnie z art. 53 ust. 1 UPZP, postanowienia zapadłe w toku postępowania, w tym postanowienia dotyczące uzgodnienia bądź odmowy uzgodnienia decyzji lokalizacyjnej, powinny zostać doręczone inwestorowi oraz właścicielom i użytkownikom wieczystym nieruchomości objętych inwestycją, natomiast pozostałe strony postępowania są informowane poprzez obwieszczenie (por. wyrok NSA z dnia 23 marca 2011 r., sygn. akt II OSK 429/10). Warto podkreślić, że postanowienie uzgadniające może być zaskarżone zażaleniem, jednak prawo to przysługuje jedynie stronie postępowania, nie zaś organowi prowadzącemu postępowanie lokalizacyjne (wyrok NSA z dnia 7 listopada 2013 r., sygn. akt II OSK 1284/12).

W związku z rozciągłością przestrzenną budowy danej inwestycji liniowej, w orzecznictwie podniesiono konieczność posiadania przez inwestora stabilnego tytułu dla całej infrastruktury tworzącej daną sieć w związku z tym, że jej fragmenty nie mogą być dowolnie i swobodnie przesuwane na niektórych nieruchomościach objętych inwestycją. Utrata tytułu prawnego do korzystania z niektórych nieruchomości, na których posadowiona jest dana inwestycja liniowa (np. sieć przesyłowa), na przykład w wyniku wygaśnięcia prawa, na podstawie którego została ona zbudowana, może mieć istotny wpływ na całość lub znaczną część infrastruktury zrealizowanej w ramach jednego zadania inwestycyjnego (por. postanowienie SN z dnia 15 marca 2018 r., sygn. akt III CZP 112/17).

Najnowsze orzecznictwo w zakresie prowadzenia inwestycji i możliwości inwestorów w zakresie ograniczenia prawa własności nieruchomości w sytuacji prowadzenia inwestycji będzie przedmiotem jednego z kolejnych artykułów.

Autorzy: r.pr. Maciej Grabek, Kacper Tobiś, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

CBAM w polskim prawie – co czeka przemysł?

Aktualności, Budownictwo, Ciepłownictwo, Elektroenergetyka, Energetyka, Gaz, Klimat, OZE, Samorządy, Środowisko, , , , , , Możliwość komentowania CBAM w polskim prawie – co czeka przemysł? została wyłączona

30 sierpnia 2024 r. w wykazie Rządowego Centrum Legislacji opublikowany został projekt ustawy o zmianie ustawy o systemie zarządzania emisjami gazów cieplarnianych i innych substancji oraz niektórych innych ustaw (numer w wykazie: UC38, Projekt).

Celem Projektu jest zapewnienie stosowania rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/956 z dnia 10 maja 2023 r. ustanawiającego mechanizm dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO2 (Dz. Urz. UE L 130 z 16.05.2023, str. 52, Rozporządzenie CBAM) (ogólnie przedstawionego w artykule „Porozumienie w sprawie CBAM”) oraz wydanego na jego podstawie rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) 2023/1773 z dnia 17 sierpnia 2023 r. ustanawiającego zasady stosowania rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/956 w odniesieniu do obowiązków sprawozdawczych do celów mechanizmu dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO2 w okresie przejściowym (Dz. Urz. UE L 228 z 15.09.2023, str. 94, Rozporządzenie wykonawcze). O Rozporządzeniu wykonawczym szerzej pisaliśmy w odrębnym artykule „Przepisy wykonawcze dla okresu przejściowego CBAM”.

Założenia mechanizmu CBAM

Aby lepiej zrozumieć znaczenie zmian, jakie wprowadzić ma Projekt, w pierwszej kolejności należy przedstawić założenia Rozporządzenia CBAM. Akt ten ustanawia obowiązkowy system rozliczania emisji gazów cieplarnianych dotyczący importowanych do Unii Europejskiej (UE) towarów – tzw. mechanizm CBAM (ang. Carbon Border Adjustment Mechanism, pl. mechanizm dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO2), nazywany również granicznym podatkiem węglowym. Rozporządzenie CBAM zakłada stosowanie do towarów importowanych do UE systemu podobnego do europejskiego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych mającego zastosowanie do produkcji wewnątrzunijnej (EU ETS), polegającego na obowiązku raportowania, a następnie rozliczania emisji gazów cieplarnianych generowanych przy procesie produkcji towaru.

Rozporządzenie CBAM docelowo, poprzez wprowadzenie obowiązku zakupu i umorzenia dedykowanych jednostek emisji – certyfikatów CBAM – w celu rozliczenia emisji, nałoży na importowane towary ciężar finansowy odpowiadający emisji gazów cieplarnianych generowanych przy produkcji importowanych towarów w państwach trzecich, co ma zapobiec ucieczce emisji gazów cieplarnianych, a przez to przełożyć się na zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych na świecie i wspieranie celów Porozumienia paryskiego, również przez stworzenie zachęt do redukcji emisji dla operatorów w państwach trzecich.

Mechanizm CBAM będzie miał zastosowanie do importu określonych w załączniku I towarów przywożonych na obszar celny UE z sektorów produkcji cementu, energii elektrycznej, nawozów, żeliwa i stali, aluminium oraz wodoru. Warto także podkreślić, że przepisy Rozporządzenia CBAM nie mają zastosowania do tych towarów jeśli ich wartość rzeczywista nie przekracza niewielkiej wartości rozumianej jako nieprzekraczającej 150 euro. Ponadto Rozporządzenie CBAM nie obejmuje swoimi przepisami towarów znajdujących się w bagażach osobistych podróżnych z państw trzecich (również gdy są to niewielkie wartości), a także towarów związanych z działaniami wojskowymi.

Mechanizm CBAM w okresie przejściowym

Prawodawca unijny uznał, że najlepszym rozwiązaniem będzie stopniowe wprowadzanie mechanizmu CBAM. Przez to art. 32 Rozporządzenia CBAM przewiduje okres przejściowy, w którym ma zostać nałożony obowiązek raportowania. Okres przejściowy rozpoczął się 1 października 2023 r. i będzie trwał do 31 grudnia 2025 r. W okresie tym zgłaszający objęci obowiązkiem sprawozdawczym, tj. importerzy i pośredni przedstawiciele celni, zostali zobowiązani do składania kwartalnych sprawozdań w zakresie raportowania emisji wbudowanych gazów cieplarnianych w importowane towary.

Następnie od 1 stycznia 2026 r. rozpocznie się okres docelowy, kiedy w pełni będą obowiązywały wszystkie przewidziane obowiązki. W tym okresie, aby dokonać przywozu towarów objętych mechanizmem CBAM na obszar celny UE, zgłaszający będzie musiał uzyskać status upoważnionego. Upoważnieni będą mieli obowiązek co roku deklarować ilość towarów przywiezionych do UE w poprzednim roku oraz związane z nimi emisje, a następnie rozliczać ww. emisje odpowiednią liczbą certyfikatów CBAM. Z uwagi na wskazany wyżej podział na okres przejściowy i docelowy, wdrożenie mechanizmu CBAM na gruncie prawa polskiego będzie wprowadzane stopniowo i będzie zależne od harmonogramu przyjmowania unijnych aktów normatywnych.

Cele ogólne Projektu i właściwe organy

Przechodząc już do treści Projektu, w pierwszej kolejności należy zaznaczyć, iż wprowadza on zmiany przede wszystkim w ustawie z dnia 17 lipca 2009 r. o systemie zarządzania emisjami gazów cieplarnianych i innych substancji (Dz. U. z 2022 r. poz. 673 oraz z 2024 r. poz. 834, Ustawa). Zasadniczo Projekt ma na celu zapewnienie stosowania przepisów w zakresie odnoszącym się do okresu przejściowego funkcjonowania mechanizmu CBAM oraz przyznawania, odmowy przyznania lub cofania statusu upoważnionego zgłaszającego, mimo że te zagadnienia odnoszą się już do okresu docelowego.

Głównym zamierzeniem projektodawców było określenie w przepisach krajowych organów właściwych do przeprowadzania przewidzianej ww. aktach normatywnych tzw. procedury korekty oraz do nakładania administracyjnych kar pieniężnych na podmioty niewywiązujące się z obowiązków sprawozdawczych, uregulowanie aspektów proceduralnych tych postępowań oraz doprecyzowanie w przepisach kwestii dotyczących dostępu do rejestru przejściowego CBAM, za pośrednictwem którego zgodnie z przepisami prawa UE sprawozdania CBAM, są składane.

Z Projektu wynika, że właściwym organem w odniesieniu do ww. przepisów dotyczących korekty sprawozdań czy wymierzania kar administracyjnych ma być Krajowy ośrodek bilansowania i zarzadzania emisjami (KOBiZE). Zgodnie z art. 4 Ustawy wykonywanie zadań KOBiZE powierza się Instytutowi Ochrony Środowiska – Państwowemu Instytutowi Badawczemu w Warszawie.

Rozwiązania okresu przejściowego w prawie polskim

W zakresie wspomnianego już mechanizmu CBAM w okresie przejściowym projektowany do dodania w Ustawie rozdział 9a wskazuje, że zgłaszający za każdy kwartał od 1 października 2023 r. do 31 grudnia 2025 r. będzie składał sprawozdania w rejestrze przejściowym, nie później niż miesiąc od zakończenia danego kwartału. Sprawozdanie ma zawierać następujące informacje:

  • całkowitą ilość każdego rodzaju towarów, określoną dla każdej instalacji wytwarzającej towary w państwie pochodzenia;
  • rzeczywisty całkowity poziom emisji wbudowanych;
  • całkowite emisje pośrednie;
  • opłatę emisyjną należną w państwie pochodzenia za emisje wbudowane w towary przywożone, z uwzględnieniem rabatów lub innej dostępnej formy rekompensaty.

Zgodnie z art. 54d Projektu możliwe ma być wystąpienie z wnioskiem o zezwolenie na ponowne złożenie sprawozdania lub o jego korektę po upływie terminu. KOBiZE w terminie 21 dni ma możliwość uwzględnienia bądź też odmowy wniosku. Warto podkreślić fakt, że w przypadku odmowy zgłaszającemu przysługiwać ma skarga do sądu administracyjnego w oparciu o przepisy ustawy z dnia 30 sierpnia 2002 r. – Prawo o postępowaniu przed sądami administracyjnymi (Dz. U. z 2024 r. poz. 935), wnoszona za pośrednictwem elektronicznej skrzynki podawczej Krajowego ośrodka.

Natomiast przyznawanie statusu upoważnionego zgłaszającego zostanie uregulowane w nowo dodanym rozdziale 9b Ustawy. Kryteria przyznawania tego statusu określone są w art. 17 ust. 2 Rozporządzenia CBAM i są to m.in.:

  • niedopuszczenie się przez wnioskodawcę poważnego naruszenia ani powtarzających się naruszeń przepisów prawa celnego, przepisów podatkowych, przepisów dotyczących nadużyć na rynku, przepisów Rozporządzenia CBAM ani aktów delegowanych i wykonawczych przyjętych na jego mocy, a w szczególności brak bycia notowany za poważne przestępstwa związane z własną działalnością gospodarczą w ciągu pięciu lat poprzedzających rok złożenia wniosku;
  • wykazanie się zdolnością finansową i operacyjną do wypełnienia zobowiązań wynikających z Rozporządzenia CBAM;
  • posiadanie siedziby w państwie członkowskim złożenia wniosku;
  • posiadanie numeru EORI.

Właściwym organem w przedmiocie przyznania tego statusu będzie właściwy dyrektor izby administracji skarbowej.

Administracyjne kary pieniężne

Z kolei kwestia administracyjnych kar pieniężnych uregulowana zostanie w nowym rozdziale 9c Ustawy. W przepisach tego rozdziału wskazano, że KOBiZE ustala wysokość kary w oparciu o iloczyn liczby ton niezgłoszonych emisji oraz stawkę, która stanowić ma równowartość od 10 do 50 euro. Kara może zostać nałożona w przypadku m.in. gdy zgłaszający nie podjął niezbędnych działań w celu dopełnienia obowiązku złożenia sprawozdania CBAM lub gdy sprawozdanie jest nieprawidłowe lub niekompletne, a zgłaszający nie podjął niezbędnych działań w celu skorygowania sprawozdania, mimo wszczętej procedury korekty. Jednak, jeśli zgłaszający wykaże, że podjął niezbędne działania w celu złożenia lub skorygowania sprawozdania, postępowanie o nałożenie kary już rozpoczęte zostanie umorzone, a jeśli jeszcze go nie wszczęto, stanowi to podstawę do niepodejmowania dalszych działań przez KOBiZE.

Do ustalenia wysokości kary brane pod uwagę będą takie czynniki jak:

  • zakres niezgłoszonych informacji;
  • niezgłoszone ilości przywiezionych towarów i niezgłoszone emisje związane z tymi towarami;
  • gotowość zgłaszającego objętego obowiązkiem sprawozdawczym do zastosowania się do wniosku o udzielenie informacji lub skorygowania sprawozdania CBAM;
  • umyślne działanie lub zaniedbanie ze strony zgłaszającego objętego obowiązkiem sprawozdawczym;
  • dotychczasowe działania zgłaszającego objętego obowiązkiem sprawozdawczym w zakresie wywiązywania się z obowiązków sprawozdawczych;
  • poziom współpracy zgłaszającego objętego obowiązkiem sprawozdawczym mającej na celu zaprzestanie naruszania przepisów;
  • okoliczność, czy zgłaszający objęty obowiązkiem sprawozdawczym, dobrowolnie podjął działania mające na celu zapewnienie, by w przyszłości nie dochodziło do podobnych naruszeń.

Co więcej, w przypadku złożenia więcej niż dwóch niekompletnych czy też nieprawidłowych sprawozdań z rzędu lub też nieprzedłożenia sprawozdania w terminie ponad 6 miesięcy stosuje się wyższy wymiar kary. Wysokość stawki ustalana będzie jako średni kurs euro w przeliczeniu na złote przez Narodowy Bank Polski na pierwszy dzień roboczy miesiąca następującego po zakończeniu kwartału, w którym powstał obowiązek złożenia danego sprawozdania. Od decyzji o nałożeniu kary przysługiwać ma odwołanie do ministra właściwego do spraw klimatu.

Dostęp do spraw podatkowych

Projekt wprowadza zmiany również w ustawie z dnia 29 sierpnia 1997 r. – Ordynacja podatkowa (Dz. U. z 2023 r. poz. 2383, z późn. zm., Ordynacja). Zgodnie ze zmianą w art. 299 § 3 Ordynacji organy podatkowe będą upoważnione do udostępniania KOBiZE informacji wynikających z akt spraw podatkowych – na potrzeby realizacji zadań w okresie przejściowym, oraz ministrowi właściwemu do spraw klimatu. W wyniku powyższej zmiany KOBiZE oraz minister właściwy do spraw klimatu będą mogli otrzymać od organów celnych informacje dotyczące przywozu na obszar celny UE towarów objętych Rozporządzaniem CBAM, co będzie konieczne przy weryfikacji sprawozdań w procedurze korekty oraz przy wymierzaniu administracyjnych kar pieniężnych.

Przepisy końcowe i wejście w życie przyszłej ustawy

W art. 7 ust. 1 Projektu uregulowano status prawny sprawozdań złożonych przed wejściem w życie ustawy zapoczątkowanej Projektem. Regulacja ta jest konieczna, ponieważ zgodnie z art. 35 ust. 1 Rozporządzenia CBAM oraz art. 8 ust. 1 Rozporządzenia wykonawczego zgłaszający są zobowiązani do składania sprawozdań CBAM zaczynając od czwartego kwartału 2023 r. Projekt przewiduje, że sprawozdania już złożone, bezpośrednio na podstawie przepisów prawa UE, uznane zostaną za sprawozdania za okres sprawozdawczy, do którego się odnoszą.

W art. 7 ust. 2 Projektu określono termin zakończenia procedury korekty w odniesieniu do sprawozdań wymaganych za czwarty kwartał 2023 r., które nie zostały złożone. Jak wskazuje Projekt, w takiej sytuacji procedura korekty zakończy się po upływie 3 miesięcy od dnia jego wejścia w życie.

Projektowana ustawa przewiduje termin wejścia w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia. Należy pamiętać, że jest to wyłącznie projekt na etapie konsultacji i uzgodnień, więc treść proponowanych zapisów może wciąż ulec zmianie do czasu ich wejścia w życie.

Autorka: Aleksandra Walczak, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Zmiany w dyrektywie emisyjnej

Aktualności, Budownictwo, Ciepłownictwo, Elektroenergetyka, Energetyka, Gaz, Klimat, Samorządy, Środowisko, , , , , , , Możliwość komentowania Zmiany w dyrektywie emisyjnej została wyłączona

Równo miesiąc temu weszła w życie dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1785 z dnia 24 kwietnia 2024 r. w sprawie zmiany dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola) i dyrektywy Rady 1999/31/WE w sprawie składowania odpadów (Dz. U. UE. L. z 2024 r. poz. 1785) (Dyrektywa zmieniająca), która wprowadziła szereg zmian w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola) (Dz. U. UE. L. z 2010 r. Nr 334, str. 17 z późn. zm.) (IED). Dyrektywa zmieniająca stanowi jedną z wielu inicjatyw podjętych przez Komisję Europejską w ramach realizacji założeń Europejskiego Zielonego Ładu. Bez wątpienia przyczyni się ona do realizacji unijnych założeń w zakresie dekarbonizacji przemysłu.

IED charakteryzuje się bardzo szerokim zakresem zastosowania (nałożenie zróżnicowanych obowiązków ograniczających produkcję emisji de facto w całym przemyśle, włącznie z przemysłem rolnym) przy jednoczesnym ustanowieniu bardzo wielu rozwiązań szczegółowych (dotyczących konkretnych sektorów w przemyśle czy konkretnych instalacji). Z uwagi na to, omówienie w całości nowych przepisów wymagałoby bardzo obszernej analizy. W tym opracowaniu skupimy się wyłącznie na pobieżnym przedstawieniu tych wątków, które po implementacji przepisów Dyrektywy zmieniającej dotyczyć będą przedsiębiorstw energetycznych.

Znaczenie IED dla energetyki

Dyrektywa zmieniająca, mimo że nie zawiera regulacji stricte regulacyjnych, stanowi bardzo ważny element układanki, na którą składa się unijne i krajowe otoczenie prawne sektora energetycznego. Pamiętać wszak trzeba, że IED nakłada na państwa członkowskie obowiązki wdrożenia nakazów i ograniczeń, które mają spowodować istotne zmniejszenie emisji (gazów, pyłów, dźwięków czy innych zanieczyszczeń) pochodzących z przemysłu, wśród nich emisji powstających w procesach produkcji energii.

Dość powiedzieć, że jeden z najważniejszych przepisów IED – art. 4 ust. 1 – stanowi wprost, że państwa członkowskie podejmują środki niezbędne do zapewnienia, aby żadna instalacja ani obiekt energetycznego spalania, spalania odpadów ani współspalania odpadów nie były eksploatowane bez odpowiedniego pozwolenia. Szczegółowy wykaz rodzajów działalności gospodarczej, które podlegają przepisom IED, został zawarty w załączniku I do tej dyrektywy i obejmuje aktywności takie jak spalanie paliw w instalacjach o całkowitej mocy dostarczonej w paliwie wynoszącej 50 MW lub więcej, rafinacja ropy naftowej i gazu czy zgazowanie, upłynnianie lub piroliza węgla czy innych paliw.

Poza tymi typowymi (dla energetyki) działalnościami, w załączniku wymieniono także inne, mniej oczywiste działalności wykonywane także w sektorze energetycznym. Mamy tu na myśli działalności zaliczane do przemysłu chemicznego. Z przepisów wynika, że jedną z aktywności, do wykonywania której konieczne jest uzyskanie pozwolenia, jest produkcja węglowodorów prostych (łańcuchowych lub pierścieniowych, nasyconych lub nienasyconych, alifatycznych lub aromatycznych) czy także różnych pochodnych węglowodorów. Analizując treść załącznika I do IED można dojść do wniosku, że do uzyskania stosownego pozwolenia – na gruncie krajowym chodzi o pozwolenie zintegrowane, o którym mowa w rozdziale 4. ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 r. Prawo ochrony środowiska (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 54 z późn. zm.) (POŚ)  – zobowiązane są nie tylko podmioty tradycyjnie utożsamiane z produkcją emisji w sektorze energetycznym (np. elektrociepłownie), ale obowiązek ten powinien obciążać także takie jednostki, jak biometanownie.

Emisje odorów

Modyfikacje wprowadzone Dyrektywą zmieniającą w pewien sposób odpowiadają na wyzwania związane z coraz szerszą obecnością jednostek produkujących biogaz (a w Europie także biometan). Tytułem przykładu można podać wprowadzenie zmian w definicji legalnej terminu „zanieczyszczenie” w taki sposób, że obecnie uwzględnia ona nie tylko bezpośrednie lub pośrednie wprowadzanie – w wyniku działalności człowieka – substancji, wibracji, ciepła lub hałasu, ale także odorów do powietrza, wody lub ziemi.

Zmiana ta będzie miała odzwierciedlenie w treści pozwolenia zintegrowanego, chociażby z tego względu, że konieczne będzie, zgodnie ze zmienionym art. 12 ust. 1 lit. c IED, określenie we wniosku o wydanie pozwolenia m.in. źródeł emisji z instalacji, w tym emisji odorów. Można jednak wskazać znacznie istotniejsze zmiany wprowadzone do IED. Zdecydowanie ważniejsze są korekty w przepisach dotyczących działalności wymienionych w załączniku I do IED, a więc także tych wspomnianych wcześniej działalności w obrębie energetyki.

System zarządzania środowiskowego

Pierwszą z donioślejszych zmian jest dodanie do IED przepisów art. 14a dotyczących systemu zarządzania środowiskowego. Wynika z nich, że państwa członkowskie zostały zobowiązane do wprowadzenia przepisów nakładających na operatorów instalacji produkujących emisje przemysłowe obowiązek przygotowania i wdrożenia systemu zarządzania środowiskowego. Ten ostatni ma stanowić swoisty bodziec do dalszego zwiększania efektywności energetycznej i jeszcze lepszego dbania o bezpieczeństwo instalacji.

Dokument wprowadzający system zarządzania środowiskowego w danym podmiocie gospodarczym będzie zawierać konkretne zapisy kierunkujące postępowanie operatora instalacji. Przykładowo, będzie on musiał określać cele polityki środowiskowej na rzecz ciągłej poprawy efektywności środowiskowej i bezpieczeństwa instalacji czy też cele i wskaźniki efektywności w odniesieniu do znaczących aspektów środowiskowych uwzględniające wskaźniki referencyjne określone w odpowiednich konkluzjach dotyczących BAT (ang. Best Available Techniques), określonych w decyzji wykonawczej Komisji Europejskiej.

Ważką kwestią, sprawiającą, że ta nowość prawodawcza będzie w pełni wiązać operatora instalacji, jest to, że podstawowe elementy systemu zarządzania środowiskowego mają znaleźć się w treści pozwolenia zintegrowanego. Zgodnie z nowym art. 14 ust. 1 lit. ba IED do środków, które obejmować ma pozwolenie, należą odpowiednie wymogi określające cechy systemu zarządzania środowiskowego zgodnie z art. 14a. Przyjęcie odpowiednich rozwiązań w ramach systemu zarządzania środowiskowego oraz jego wdrożenie będzie, zgodnie z nowym art. 14a ust. 4 IED, podlegać okresowym przeglądom (audytom) „w celu zapewnienia, aby [system – redakcja] nadal był odpowiedni, adekwatny i efektywny”.

Plan transformacji z głęboką transformacją przemysłową

Jak wynika z nowo dodanego art. 27d IED, integralnym elementem systemu zarządzania środowiskiem ma być plan transformacji, który ma zawierać informacje o sposobie, w jaki operator instalacji przekształci instalację w okresie 2030-2050, aby przyczynić się do powstania do 2050 r. zrównoważonej, czystej, efektywnie wykorzystującej zasoby i neutralnej dla klimatu gospodarki o obiegu zamkniętym, w tym, w stosownych przypadkach, do głębokiej transformacji przemysłowej. Plany transformacji mają zostać włączone do systemów zarządzania środowiskiem do 30 czerwca 2030 r. dla wybranych rodzajów działalności gospodarczej, w  tym tych „energetycznych”, zaś państwa członkowskie muszą przyjąć takie rozwiązania prawne, aby zapewnić, że już rok później jednostki zajmującej się audytem systemu zarządzania środowiskowego będą zdolne ocenić zgodność planów transformacji z wymogami określonymi przez Komisję Europejską w drodze aktów delegowanych (co powinno nastąpić do 30 czerwca 2026 r.).

Zgodnie z nowym art. 27e Dyrektywy w sprawie emisji przemysłowych plan transformacji może posłużyć do gruntownej zmiany funkcjonowania instalacji, czyli głębokiej transformacji przemysłowej. Chodzi dokładnie o wdrożenie przez operatorów instalacji nowych technik lub najlepszych dostępnych technik wiążących się z poważną zmianą projektu lub technologii całości lub części instalacji lub zastąpienie istniejącej instalacji nową instalacją, co pozwala na niezwykle istotną redukcję emisji gazów cieplarnianych zgodnie z celem neutralności klimatycznej i optymalizuje dodatkowe korzyści dla środowiska, co najmniej do poziomów, które można osiągnąć za pomocą technik określonych w mających zastosowanie konkluzjach dotyczących BAT, z uwzględnieniem wzajemnych powiązań między różnymi komponentami środowiska (art. 2 pkt 9a Dyrektywy w sprawie emisji przemysłowych).

Zamierzenie przeprowadzenia takiej transformacji ma stanowić odpowiedź na konieczność dostosowania się do zmienionych, zaktualizowanych podług nowych BAT wymagań zawartych w pozwoleniu zintegrowanym. Prawodawca unijny wychodzi z założenia, że dla niektórych instalacji sprostanie nowym warunkom będzie nie lada wyzwaniem. Przez to przy zamiarze przeprowadzenia głębokiej transformacji przemysłowej okres na dostosowanie do tych warunków jest wydłużony o nie więcej niż 8 lat.

Inne zmiany

Wspomnieć można także o dodaniu przepisu upoważniającego do określenia – obok dopuszczalnych wielkości emisji – wiążącego zakresu efektywności środowiskowej (dla normalnych warunków eksploatacji). Zgodnie z nowym art. 2 pkt 13aa IED efektywność środowiskowa to efektywność w zakresie poziomów zużycia, efektywnego wykorzystania zasobów w odniesieniu do materiałów oraz zasobów wodnych i energetycznych, ponownego użycia materiałów i wody oraz powstawania odpadów. Jak wynika z art. 15 ust. 4 IED (w jego nowym brzmieniu) wyznaczonych wiążących zakresów efektywności środowiskowej nie można przekroczyć w ciągu jednego lub kilku okresów, jak określono w konkluzjach dotyczących BAT. Nowy wymóg nie będzie miał jednak charakteru bezwzględnego, gdyż przewiduje się od niego co najmniej kilka wyjątków.

Istotną zmianą o charakterze administracyjnym jest konieczność wdrożenia przez państwa członkowskie przepisów dotyczących wydawania pozwoleń zintegrowanych drogą elektroniczną. Zgodnie z dodanym Dyrektywą zmieniającą art. 5 ust. 4 IED państwa członkowskie mają opracować systemy na potrzeby elektronicznego udzielania pozwoleń dla instalacji i wdrożyć procedury elektronicznego udzielania pozwoleń. Czas na wprowadzenie e-pozwoleń mija 31 grudnia 2035 r.

Ponadto Dyrektywa zmieniająca modyfikuje przepisy dotyczące dostępu do informacji i udziału społeczeństwa w procedurze udzielania pozwoleń, co dotknęło przede wszystkim treści jednego z załączników do IED. Jeżeli chodzi o zasadniczą treść dyrektywy, już obecnie art. 24 IED wprowadza w tym obszarze dość wysokie standardy, jednak zostały one poszerzone. Przykładowo, zainteresowana społeczność ma mieć możliwość wczesnego i skutecznego udziału w procedurze aktualizacji pozwolenia zintegrowanego w związku z zmianą konkluzji dotyczących BAT (co się tyczy zarówno instalacji objętych tymi konkluzjami, jak i nie) (art. 24 ust. 1 lit. e IED). Ponadto, zgodnie z art. 24 ust. 2 IED, w Internecie będzie trzeba publikować nie tylko treść pierwotnego pozwolenia zintegrowanego, ale także jego aktualizację w taki sposób, aby było to bezpłatne i nieograniczające dostępu tylko do zarejestrowanych użytkowników.

Dodatkowo zmianie uległ art. 25 ust. 1 IED, który reguluje dostęp społeczeństwa do wymiaru sprawiedliwości w sprawach dotyczących emisji przemysłowych. Korekta stanowiąca konsekwencję wejścia w życie Dyrektywy zmieniającej polega na uniezależnieniu udziału w procedurze odwoławczej dotyczącej decyzji działań czy zaniechań związanych ze stosowaniem IED, od roli, jaką członek zainteresowanej społeczności odegrał na etapie partycypacyjnym procedur podejmowania decyzji na podstawie IED. Wprowadzono takie wymagania, ażeby procedura odwoławcza była „uczciwa, sprawiedliwa, przeprowadzana bez zbędnej zwłoki, niedyskryminacyjna ze względu na koszt” i aby przewidywała odpowiednie i prawnie skuteczne środki zaradcze, w tym w stosownych przypadkach nakazy sądowe.

Transpozycja nowych rozwiązań

Jako że mamy do czynienia z dyrektywą, konieczne jest dokonanie jej implementacji do polskiego porządku prawnego. Zgodnie z art. 4 ust. 1 Dyrektywy zmieniającej państwa członkowskie wprowadzają w życie przepisy ustawowe, wykonawcze i administracyjne niezbędne do wykonania dyrektywy do 1 lipca 2026 r.

Zmian dotykających POŚ oraz innych ustaw w związku z wdrożeniem przepisów IED można się spodziewać jednak znacznie szybciej. W lutym 2024 r. Komisja Europejska (KE) wszczęła przeciwko Polsce procedurę o naruszenie obowiązków państwa członkowskiego, polegającej na dokonaniu niepełnej transpozycji IED. Ponadto, w ocenie KE, przepisy dotyczące informacji publicznej i dostępu do wymiaru sprawiedliwości nie zostały prawidłowo włączone do prawa krajowego. Także już niedługo światło dzienne powinny ujrzeć projekty, które przeniosą istotną część przepisów IED na poziom krajowy.

Autor: Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Koniec z zasadą 10H? Zapowiedź nowelizacji

Aktualności, Budownictwo, Elektroenergetyka, Energetyka, Klimat, OZE, Samorządy, , , , , Możliwość komentowania Koniec z zasadą 10H? Zapowiedź nowelizacji została wyłączona

W wykazie prac legislacyjnych Rady Ministrów zapowiedziano prace nad projektem ustawy o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw (UD89) (Projekt nowelizacji), który wprowadzić ma szereg istotnych zmian mających na celu usprawnienie procesu inwestycyjnego, zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii (OZE) w krajowym zużyciu energii oraz zapewnienie stabilności i bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego w Polsce. W szczególności jako cel Projektu nowelizacji wskazuje się na potrzebę stworzenia jeszcze skuteczniejszych warunków dla rozwoju lądowej energetyki wiatrowej(LEW). W związku z tym najważniejsze zmiany mają dotknąć ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych (Dz. U. z 2024 r. poz. 317) (Specustawa wiatrakowa).

Trudne początki zasady 10H

Dla przypomnienia należy przywołać szerszy kontekst dyskusji na temat elektroenergetyki wiatrowej oraz wprowadzanych w tym zakresie na przestrzeni lat zmian w założeniach zbliżających różne strony sporu do wypracowania kompromisu. Szerzej na ten temat pisaliśmy w artykule „Lokalizacja farm wiatrowych – stan obecny i perspektywy zmian”.

Celem wylistowania najważniejszych zagadnień z ostatnich lat, zwrócić należy uwagę już na konflikty wokół samego uchwalenia Specustawy wiatrakowej – wówczas wzbudziła ona niemałe kontrowersje, bowiem według jej przeciwników, blokowała ona możliwość swobodnego prowadzenia inwestycji w turbiny wiatrowe. Artykuł 4 Specustawy wiatrakowej wprowadził bowiem kontrowersyjną dla wielu tzw. zasadę 10H, zgodnie z którą nowe elektrownie wiatrowe mogły powstawać w odległości nie mniejszej niż dziesięciokrotność wysokości turbiny wiatrowej od budynków mieszkalnych lub budynków z funkcją mieszkalną, w którą wchodzi także funkcja mieszkalna. Zasada 10H regulowała też odległość, w jakiej mogłyby powstawać budynki mieszkalne od już istniejących elektrowni wiatrowych. Wprowadzona zasada dotyczyła również odległości od form ochrony przyrody czy leśnych kompleksów promocyjnych.

Jak wspominaliśmy, przepisy Specustawy wiatrakowej wpłynęły na znaczne spowolnienie przyrostu mocy zainstalowanych w elektrowniach wiatrowych, co odnotował Prezes Urzędu Regulacji Energetyki (Prezes URE) w badanych okresach. W  praktyce, zasada 10H drastycznie zmniejszyła liczbę potencjalnych lokalizacji, gdzie mogłyby powstać nowe farmy wiatrowe (wskazuje się, że może być to nawet ponad 99% terenów kraju wyłączonych w tamtym czasie spod możliwości prowadzenia nowych inwestycji w elektrownie wiatrowe), co spowodowało znaczne zahamowanie rozwoju tego sektora w Polsce na kilka lat.

Zeszłoroczne kontrowersje

Częściowe odejście od krytykowanej zasady 10H podjęto dopiero w 2023 r., kiedy to wprowadzono zmiany w polityce energetycznej Polski, szczególnie w obliczu rosnących zobowiązań w związku z członkostwem w Unii Europejskiej, dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych oraz potrzeby zwiększenia udziału odnawialnych źródeł energii w krajowym miksie energetycznym. W związku z tym, zdecydowano się na nowelizację Specustawy wiatrakowej, której celem było ułatwienie realizacji projektów związanych z energią wiatrową i częściowe odstępstwo od stosowania generalnej zasady 10H przez umożliwienie stosowania odległości minimalnej wynoszącej 700 m, jednak wyłącznie w sytuacji gdy plan miejscowy gminy przewidywał taką możliwość. Dla pozostałych inwestycji obowiązującą pozostawała zasada 10H. W 2023 r. wprowadzono również obowiązek przeprowadzenia konsultacji społecznych, których przedmiotem miała być dyskusja z lokalnymi społecznościami na temat możliwości usadowienia na określonych terenach elektrowni wiatrowych w odległości nie mniejszej niż 700 m od budynków mieszkalnych (pierwotnie miało to być 500 m, lecz w toku prac sejmowych zostało to zmodyfikowane).

Dyskusje nad zmianą Specustawy wiatrakowej powróciły z końcem 2023 r., kiedy to złożono poselski projekt ustawy o zmianie ustaw w celu wsparcia odbiorców energii elektrycznej, paliw gazowych i ciepła oraz niektórych innych ustaw (druk sejmowy nr 72, 72-A). W odniesieniu jedynie do turbin wiatrowych zaproponowano w nim m.in. uzależnienie odległości lokalizacji nowych turbin wiatrowych nie od odległości określanej w metrach czy krotności wysokości turbiny, a od maksymalnego emitowanego hałasu elektrowni wiatrowej. Projekt przewidywał również zmniejszenie odległości z zasady 10H oraz 500 m (dla rezerwatów przyrody) do nie mniej niż 300 m.

Najbardziej kontrowersyjną zmianą była natomiast projektowana modyfikacja przepisu art. 6 ustawy z dnia 21 sierpnia 1997 r. o gospodarce nieruchomościami (t.j. Dz. U. z 2023 r. poz. 344 z późn. zm.), która polegać miała na dodaniu inwestycji wiatrowych do katalogu celów publicznych. W ocenie krytykujących posunięcie to mogłoby prowadzić do wywłaszczeń nieruchomości na rzecz Skarbu Państwa albo jednostek samorządu terytorialnego pod inwestycje w elektrownie wiatrowe. Projektowane zmiany w zakresie elektrowni wiatrowych i związane z nimi kontrowersje ostatecznie przepadły, a rząd zapowiedział pracę nad nowym projektem.

Czy najnowsze zmiany uwolnią branżę wiatrakową?

W zapowiedzi Projektu nowelizacji wskazano, że obecne przepisy nie spełniają oczekiwań dotyczących efektywnego wspierania rozwoju LEW, co wymaga kompleksowych zmian. Minister Klimatu i Środowiska (MKiŚ) wskazuje nadto, że dotychczasowe regulacje, zawarte w Specustawie wiatrakowej były niewystarczające dla dynamicznego rozwoju LEW. W związku z tym, aby sprostać prognozowanemu wzrostowi udziału OZE w elektroenergetyce do 50% w 2030 r., konieczne są zmiany legislacyjne, które wpłyną w znaczącym stopniu na rozwój tego sektora.

Projekt nowelizacji ustawy obejmuje szeroki zakres zmian, w tym m.in.:

  • modyfikacja zasad lokalizowania elektrowni wiatrowych poprzez całkowite zniesienie generalnej zasady 10H czy zmiana zasad lokalizowania od parków narodowych oraz od rezerwatów i obszarów Natura 2000 polegająca na ustaleniu minimalnej odległości wyrażonej w metrach;
  • nowa wzajemna i minimalna odległość między instalacjami LEW, a zabudową mieszkaniową ustalona na poziomie 500 m;
  • uregulowanie możliwości zlokalizowania elektrowni wiatrowej na podstawie szczególnego rodzaju miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego, jakim jest zintegrowany plan inwestycyjny;
  • usprawnienie regulacyjne funkcjonowania mechanizmu udostępnienia co najmniej 10% mocy elektrowni wiatrowej zainteresowanym mieszkańcom korzystających z wytwarzanej energii w formule prosumenta wirtualnego lub kooperatyw energetycznych.

Zgodnie z opublikowanymi założeniami zakaz budowy turbin wiatrowych w odległości mniejszej niż 10-krotność wysokości turbiny ma zostać zniesiony na rzecz zasady 500 m jako nowa odległość między turbinami a zabudową mieszkalną.

Zmiany w innych ustawach

Przedstawione w Projekcie nowelizacji zmiany dotykają nie tylko Specustawy wiatrakowej. MKiŚ przewiduje także stosowne modyfikacje w ustawie z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (t.j. Dz. U. z 2023 r. poz. 1436 z późn. zm.) (Ustawa OZE). Chodzi chociażby o umożliwienie operatorowi rozliczeń energii odnawialnej weryfikacji danych producentów energii z biogazu rolniczego.

Ponadto w zapowiedzi Projektu nowelizacji wskazano, że przepisy dotyczące biogazu wymagają dostosowania do realiów, bowiem w obecnym kształcie nie uwzględniają chociażby specyfiki funkcjonowania sektora biogazu oraz jego transportu. Zmiany mają również polegać na wprowadzeniu definicji gazociągu bezpośredniego biogazu oraz nałożenia obowiązku prowadzenia wykazu tych gazociągów przez Prezesa URE.

Wreszcie trzeba odnotować, że Projekt nowelizacji ma wprowadzić wsparcia dla produkcji biometanu w instalacjach OZE o mocy powyżej 1 MW. Chodzi o aukcyjny system wsparcia, za funkcjonowanie którego odpowiedzialny będzie Prezes URE. Wsparcie będzie dostępne dla wytwórców biometanu w instalacjach OZE, którzy wprowadzają to paliwo gazowe do sieci gazowej, a okres wsparcia wyniesie maksymalnie 20 lat.

***

Planowany termin przyjęcia Projektu nowelizacji przez Radę Ministrów to III kwartał 2024 r. W toku prac rządowych i parlamentarnych spodziewać się można dyskusji nad ostateczną treścią nowych przepisów Specustawy wiatrakowej oraz innych rozwiązań. Niezależnie od ostatecznego wyniku prac koncepcyjnych w zakresie LEW, na pochwałę zasługuje podjęcie przez Ministra Klimatu i Środowiska zagadnienia systemu wsparcia dla instalacji OZE wytwarzających biometan o mocy większej niż 1 MW. Zaproponowane rozwiązanie nie jest wolne od wad, jednak daje nadzieję na rozwiązanie pewnych praktycznych problemów.

Autor: Kacper Tobiś, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Zmiany w charakterystyce energetycznej budynków – decyzja Parlamentu Europejskiego zapadła

Aktualności, Budownictwo, Klimat, Samorządy, , , , , Możliwość komentowania Zmiany w charakterystyce energetycznej budynków – decyzja Parlamentu Europejskiego zapadła została wyłączona

Nie ulega wątpliwości, że ustawodawca, zarówno krajowy jak i unijny, dąży w ostatnich latach do stworzenia jak najbardziej efektywnego i ekologicznego systemu, który w założeniu ma powstrzymać i spowolnić emisje gazów cieplarnianych do atmosfery i oddziaływanie człowieka na środowisko. Emitentem istotnej części gazów cieplarnianych pozostaje sektor budownictwa i to mimo licznych regulacji, które mają nakierować podmioty zajmujące się zawodowo projektowaniem i stawianiem obiektów budowlanych oraz mieszkańców na wykorzystywanie odnawialnych materiałów budowlanych oraz sposobów zasilania. Do takich regulacji zalicza się dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/31/UE z dnia 19 maja 2010 r. w sprawie charakterystyki energetycznej budynków (Dz. U. UE. L. z 2010 r. Nr 153, str. 13 z późn. zm.).

Na poziomie unijnym uznano jednak, że w tym obszarze potrzebne są dalej idące rozwiązania. Projektowana dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie charakterystyki energetycznej budynków (nowa EPBD lub projektowana dyrektywa) ma doprowadzić do stopniowego ograniczenia emisji gazów cieplarnianych oraz spożytkowania energii w unijnym sektorze budownictwa. Celem działań jest osiągnięcie neutralności klimatycznej do 2050 r. Projektowana dyrektywa ma przyczynić się także do renowacji najbardziej emisyjnych (istniejących) budynków oraz ułatwić dostęp do informacji o charakterystyce energetycznej.

Przyczyny wprowadzenia nowej EPBD

Wskazany przez projektodawców powód wprowadzenia nowych przepisów, to przede wszystkim to, iż budynki odpowiadają za 40% zużywanej energii i 36% emisji gazów cieplarnianych związanych z energią. Ich renowacja będzie mieć kluczowe znaczenie dla ograniczenia zużycia energii, a idąc dalej – ma przełożyć się na redukcję emisji, zmniejszenie kosztów utrzymania budynków, oraz tworzenie miejsc pracy i wzrost gospodarczy w sektorze budownictwa.

Projektodawcy wskazują także, że minimalne wymagania dotyczące efektywności energetycznej są kluczowym narzędziem regulacyjnym, dającym bodziec do renowacji istniejących budynków na dużą skalę, ponieważ eliminują główne bariery dla renowacji. Za główne bariery uznano m.in. brak zachęt finansowych i skomplikowane struktury własności, które nie mogą być skutecznie przezwyciężone jedynie przez środki ekonomiczne. Wprowadzenie tych zmian powinno natomiast prowadzić do stopniowego wycofywania najmniej wydajnych energetycznie budynków oraz do ciągłego poprawiania standardów energetycznych w krajowym budownictwie. To z kolei ma przyczynić się do osiągnięcia długoterminowego celu dekarbonizacji zasobów budowlanych do roku 2050.

Prace nad zmianami

Przepisy, zarówno unijne jak i krajowe, powodują tworzenie warunków dla realizacji coraz to dalej idących potrzeb społeczeństwa w zakresie zmian, tak m.in. w niniejszej kwestii konsultacje społeczne zostały uruchomione w lutym 2021 r. i trwały do czerwca 2021 r. Mnogość uwag, analiza stanowisk, ilość uzupełnionych kwestionariuszy oraz długotrwały proces na etapie konstruowania projektowanej dyrektywy zakończył się pod koniec 2021 r., a materiał został przekazany do dalszych prac w Parlamencie Europejskim 15 grudnia 2021 r.

W grudniu 2023 roku Parlament europejski i Rada Unii Europejskiej wypracowały wstępne porozumienie co do kształtu nowej EPBD. Kolejne działania mają jedynie potwierdzić dokonane wcześniej przez te instytucje z Komisją Europejską ustalenia. W dniu 12 marca 2024 r. Parlament Europejski przegłosował projektowaną dyrektywę przy udziale 370 głosów za, 199 głosów przeciw, oraz 46 wstrzymujących się. Za odrzuceniem projektu zmiany głosowało 161 europosłów, przeciw 422, 21 wstrzymało się od głosu. Teraz podobny ruch powinna ma uczynić Rada.

Budynki zeroemisyjne

Głównym celem nadchodzącej nowelizacji jest spowodowanie modernizacji zarówno budynków publicznych, jak i prywatnych, zarówno mieszkalnych, jak i niemieszkalnych, w celu znacznego obniżenia kosztów związanych z ogrzewaniem i produkcją ciepłej wody, redukcji zużycia energii elektrycznej oraz emisji gazów cieplarnianych.

Wszystkie nowe budynki, na mocy art. 7, ust. 1 lit. b projektowanej dyrektywy winny być zeroemisyjne od początku 2030 r. Nowe budynki użyteczności publicznej natomiast, na mocy art. 7, ust. 1 lit. a – od 2028 r.. Są to terminy i tak odleglejsze aniżeli zakładano w pierwotnej wersji dyrektywy, bowiem w założeniu miało to nastąpić dla budynków mieszkalnych – od 2028, a dla budynków użyteczności publicznej – od 2026 r.. Co prawda „budynek zeroemisyjny” może emitować w gazy cieplarniane w niewielkim stopniu, jednak eliminuje to całkowicie np. wykorzystywanie paliw kopalnych do ogrzewania tychże budynków.

W procesie obliczania emisji, państwa członkowskie winny uwzględniać całkowity wpływ na ocieplenie klimatu w cyklu życia budynku, w tym proces produkcji i utylizacji materiałów budowlanych wykorzystanych w jego konstrukcji. W przypadku budynków mieszkalnych, państwa członkowskie zostaną zobowiązane do wprowadzenia środków mających na celu obniżenie średniego zużycia energii pierwotnej o co najmniej 16% do roku 2030, oraz o co najmniej 20–22% do roku 2035.

Działania modernizacyjne

Zgodnie z nowymi wytycznymi, na mocy art. 9 ust. 1, pkt. 1a nowej EPBD, państwa członkowskie będą zobligowane do modernizacji 16% budynków niemieszkalnych o najgorszej wydajności energetycznej do roku 2030, a do roku 2033 – 26% takich budynków, stosując minimalne standardy dotyczące efektywności energetycznej. W przypadku budynków mieszkalnych natomiast państwa członkowskie zobowiązane będą doprowadzić do zmniejszenia średniego zużycia energii o min. 16% do 2030 r., oraz o min. 20-22% do roku 2035.

Jeśli to technicznie i ekonomicznie uzasadnione, państwa członkowskie będą stopniowo zobowiązane do instalowania systemów fotowoltaicznych w budynkach publicznych i niemieszkalnych, w zależności od ich wielkości, oraz we wszystkich nowo wznoszonych budynkach mieszkalnych do roku 2030.

Innym istotnym elementem jest nakaz stopniowego wprowadzania i promowania instalacji fotowoltaicznych w budynkach użyteczności publicznej i niemieszkalnych przez państwa członkowskie, przy uwzględnieniu skali tych budynków, oraz we wszystkich nowych budynkach mieszkalnych do roku 2030, pod warunkiem spełnienia odpowiednich kryteriów technicznych i ekonomicznych.

Zmierzch paliw kopalnych w ciepłownictwie

Kolejnym podnoszonym w dyrektywie aspektem jest ten, że dwie trzecie energii zużywanej do ogrzewania i ocieplania budynków pochodzi z paliw kopalnych. W świetle zapisów projektowanej dyrektywy państwa członkowskie powinny wprowadzić środki zapewniające stopniowe wycofywanie z systemów grzewczych rozwiązań opartych na paliwach kopalnych ze wszystkich budynków do 2035 r. Jeżeli nie będzie to wykonalne, zmiana w tym obszarze powinna nastąpić najpóźniej do 2040 r. (art. 13 ust. 6).

Znowelizowana dyrektywa EPDB zakłada również i ma również na celu wprowadzenie zakazu dotowania kotłów na paliwa kopalne, co oznacza m.in. koniec możliwości dofinansowania kotłów wykorzystujących gaz ziemny, od początku 2025 r. (art. 17 ust. 15). Wszystko to, wiązać się będzie ze znacznym zmniejszeniem atrakcyjności wykorzystywania gazu ziemnego, przede wszystkim w ciepłownictwie indywidualnym, jak i systemowym.

***

Zapisy projektowanej dyrektywy mają zrewolucjonizować budownictwo i położyć kres tonom gazów cieplarnianych dostających się do atmosfery na skutek zwykłego ogrzewania budynków czy innych obiektów budowlanych. Wymóg zachowania najwyższych możliwych standardów emisyjnych dla nowego budownictwa oraz szeroko zakrojone działania modernizacyjne mogą sprawić, że opłacalność wykorzystywania np. gazu ziemnego w ciepłownictwie istotnie spadnie.

Alternatywą mogą okazać się gazy odnawialne, przede wszystkim wodór odnawialny, który na skutek spalenia nie powoduje bezpośrednich szkód klimatycznych. Scenariusz wykorzystania wodoru w ciepłownictwie był wielokrotnie przypominany w licznych dokumentach strategicznych Komisji Europejskiej. Nowa EPDB jedynie to potwierdza.

Autorzy: Kacper Tobiś, Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Podjęcie robót przy budowie stacji tankowania wodoru

Aktualności, Budownictwo, Klimat, Orzecznictwo, Samorządy, , , , , , , Możliwość komentowania Podjęcie robót przy budowie stacji tankowania wodoru została wyłączona

Ostatnimi czasy można zauważyć wzrost zainteresowania wodorem jako bezemisyjnym paliwem mogącym zasilać, zarówno pojazdy indywidualne, jak i całe tabory komunikacji miejskiej. Aby doprowadzić do zmiany preferencji w wyborze zasilania samochodu, konieczne jest stworzenie warunków pozwalających na uznanie, że dane paliwo jest nie tylko przyjazne środowisku naturalnemu, ale i dostępne.

Z takiego założenia wychodzi także Komisja Europejska, która zainicjowała przyjęcie przez Parlament Europejski i Radę rozporządzenia (UE) 2023/1804 z dnia 13 września 2023 r. w sprawie rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych i uchylenia dyrektywy 2014/94/UE (Dz. U. UE. L. z 2023 r. Nr 234, str. 1, AFIR). Akt ten, który ma zastąpić dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/94/UE z dnia 22 października 2014 r. w sprawie rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych (Dz. U. UE. L. z 2014 r. Nr 307, str. 1 z późn. zm.), nakłada na państwa członkowskie konieczność szybkiej rozbudowy stacji ładowania oraz tankowania paliw alternatywnych, w tym stacji tankowania wodoru.

AFIR jako impuls do rozwoju stacji tankowania wodoru

Co prawda, AFIR nie jest jeszcze bezpośrednio stosowane, jednak przepisy wynikającego z tego aktu już teraz są brane pod uwagę m.in. w postępowaniach przetargowych na dzierżawę Miejsc Obsługi Pasażerów przez Generalnego Dyrektora Dróg Krajowych i Autostrad. Na zmiany wynikające z AFIR zareagował także Minister Klimatu i Środowiska, publikując propozycję rozmieszczania ogólnodostępnej infrastruktury ładowania oraz tankowania wodoru. Nie może to dziwić, gdyż AFIR stawia przed państwami członkowskimi liczne wyzwania infrastrukturalne, co dotyczy także stacji tankowania wodoru.

Przepis art. 6 ust. 1 AFIR zobowiązuje państwa członkowskie do uruchomienia do 31 grudnia 2030 r. minimalnej liczby ogólnodostępnych stacji wodoru. W tym celu państwa te zapewniają, aby do tego dnia wzdłuż bazowej sieci TEN-T, w odległości nie większej niż co 200 km, pojawiły się ogólnodostępne stacje tankowania wodoru zaprojektowane do minimalnej łącznej przepustowości 1 t/dzień oraz wyposażone co najmniej w dystrybutor pod ciśnieniem 700 barów.

Uzupełnienie wymagają dwie kwestie. Po pierwsze, gdy posługujemy się sformułowaniem „wzdłuż (bazowej/kompleksowej) sieci TEN-T, mamy na myśli, zgodnie z art. 2 pkt 3 AFIR, że stacje powinny się one znajdować przy sieci drogowej TEN-T lub w odległości do 10 km jazdy od najbliższego zjazdu z drogi TEN-T. Po drugie, sieć bazowa TEN-T to te części sieci kompleksowej, które mają największe znaczenie strategiczne z punktu widzenia osiągnięcia celów rozwoju transeuropejskiego sieci transportowej, co wynika z art. 6 ust. 3 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1315/2013 z dnia 11 grudnia 2013 r. w sprawie unijnych wytycznych dotyczących rozwoju transeuropejskiej sieci transportowej i uchylające decyzję nr 661/2010/UE (Dz. U. UE. L. z 2013 r. Nr 348, str. 1 z późn. zm., Rozporządzenie TEN-T). „Sieć kompleksowa” to z kolei nazwa zarezerwowana dla wszystkich istniejących i planowanych infrastruktur transportowych transeuropejskiej sieci transportowej, jak również środków wspierających efektywne i zrównoważone z punktu widzenia społecznego i środowiskowego wykorzystywanie tej infrastruktury, zgodnie z art. 6 ust. 2 Rozporządzenia TEN-T.

Przepis art. 6 ust. 1 AFIR stanowi także, że do końca 2030 r. państwa członkowie powinny zapewnić, aby „w każdym węźle miejskim oddano do użytku co najmniej jedną ogólnodostępną stację tankowania wodoru”. Jak wynika z art. 3 lit. p Rozporządzenia TEN-T, węzłami miejskimi są obszary miejskie, w których „schodzą się” różne rodzaje infrastruktury (drogowej, lotniczej, morskiej). W Polsce takie węzły są zlokalizowane w: Gdańsku, Katowicach, Krakowie, Łodzi, Poznaniu, Szczecinie, Warszawie i Wrocławiu. Przepis ten dodatkowo zaleca państwom członkowskim przeprowadzenie analizy w celu określenia najlepszego miejsca dla takich stacji. W ramach tej analizy powinno się rozważyć możliwość umieszczenia stacji w ośrodkach multimodalnych, gdzie wodór mógłby być dostarczany także dla innych środków transportu.

Podstawowe regulacje procesu inwestycyjno-budowlanego w ustawie EPA

Ustawa z dnia 11 stycznia 2018 r. o elektromobilności i paliwach alternatywnych  (t.j. Dz. U. z 2023 r. poz. 875 z późn. zm., ustawa EPA) definiuje podstawowe pojęcia związane z transportem wodorowym, w tym pojęcie stacji tankowania wodoru. Zgodnie z art. 2 pkt 27a ustawy EPA stacja wodoru to zespół urządzeń, w tym punkt tankowania wodoru wraz z niezbędną infrastrukturą pomocniczą oraz zbiornikami magazynowymi, służący do tankowania wodoru. Za punkt tankowania wodoru, jak wynika z art. 2 pkt 21a ustawy EPA, należy z kolei uznawać urządzenie służące do zaopatrywania w wodór pojazdów napędzanych wodorem, w celu napędu silników tych pojazdów.

Ustawa EPA jest kompleksowym aktem prawnym, który dotyczy zarówno działań poprzedzających rozpoczęcie robót budowlanych, jak i sposobu faktycznego korzystania z infrastruktury paliw alternatywnych. W tym pierwszym zakresie można wspomnieć o kilku przepisach, z których skorzystanie zaleca się jeszcze przed uzyskaniem decyzji o pozwoleniu na budowę (pozwolenie na budowę).

Jak wynika z art. 29b ust. 1 ustawy EPA przed przystąpieniem do budowy stacji wodoru inwestor może wystąpić z wnioskiem do Prezesa Urzędu Dozoru Technicznego (Prezes UDT), a w przypadku stacji wodoru zainstalowanych na obszarach kolejowych, bocznicach kolejowych, na terenie portów i przystani morskich oraz żeglugi śródlądowej – do Dyrektora Transportowego Dozoru Technicznego, o opinię w zakresie zgodności dokumentacji technicznej projektowanej stacji wodoru z wymaganiami technicznymi określonymi w art. 29a ustawy EPA oraz w przepisach wydanych na podstawie art. 29d ustawy EPA – obecnie chodzi o przepisy rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 7 października 2022 r. w sprawie szczegółowych wymagań technicznych dla stacji wodoru (Dz. U. z 2022 r. poz. 2158). Opinię taką Prezes UDT wydaje w terminie 30 dni od dnia złożenia wniosku, co następuje odpłatnie (art. 29b ust. 2 i 3 ustawy EPA). Wystąpienie o opinię jest o tyle korzystne, że daje inwestorowi spokój przed dalszymi etapami całego procesu, w szczególności obowiązkowym badaniem Prezesa UDT, które musi nastąpić przed oddaniem stacji do eksploatacji.

Rodzaje stacji tankowania wodoru a podstawowe pojęcia Prawa budowlanego

Stacje tankowania wodoru można podzielić na dwie podstawowe kategorie, czyli stacje „stacjonarne” (zwykłe stacje paliw) oraz mobilne (zespół urządzeń służących do tankowania wodoru, które mogą być przeniesione z jednego miejsca do innego). Wśród stacji mobilnych można z kolei wyróżnić dwie podkategorie, czyli stacje kołowe (aparatura do tankowania znajduje się na swego rodzaju naczepie) i kontenerowe (aparatura ta znajduje się w przenośnym kontenerze). Analizując powyższe rodzaje obiektów z perspektywy podstawowych pojęć ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. Prawo budowlane (t.j. Dz. U. z 2023 r. poz. 682 z późn. zm., Prawo budowlane) bez problemu można stwierdzić, że stacje „stacjonarne stanowią obiekty budowlane w rozumieniu art. 3 pkt 1.Problem z kwalifikacją pojawia się w przypadku stacji mobilnych.

Mobilne stacje kołowe, w odróżnieniu od mobilnych stacji kontenerowych, charakteryzują się tym, że praktycznie bez żadnych zmian mogą zostać przyłączone do pojazdu silnikowego, aby później poruszać się po drogach. Cecha ta powoduje, że w świetle przepisu art. 2 pkt 50 ustawy z dnia 20 czerwca 1997 r. – Prawo o ruchu drogowym (t.j. Dz. U. z 2023 r. poz. 1047 z późn. zm.) mobilne stacje kołowe należy uznawać za przyczepy, czyli pojazdy bez silnika, przystosowane do łączenia ich z innym pojazdami. Pojazdem zaś, zgodnie z art. 2 pkt 31 tej ustawy, jest środek transportu przeznaczony do poruszania się po drodze oraz maszyna lub urządzenie do tego przystosowane, z wyjątkiem urządzenia wspomagającego ruch.

Wykładnia przepisów Prawa budowlanego pozwala stwierdzić, że okoliczność przystosowania do poruszania się po drogach publicznych nie wyklucza możliwości uznania danego obiektu za obiekt budowlany. W odróżnieniu chociażby od pojęcia budynku (art. 3 pkt 2 Prawa budowlanego), obiekt budowlany nie musi być trwale związany z gruntem. Z kolei pojęcie tymczasowego obiektu budowlanego, którego definicję legalną zawarto w art. 3 pkt 5 Prawa budowlanego, obejmuje obiekty przewidziane do przeniesienia bądź niezwiązane trwale z gruntem.

Stanowisko to znajduje potwierdzenie w orzecznictwie sądów administracyjnych, które mierzyły się z tym, jak zakwalifikować przyczepy, które po odpowiednich zmianach mogły służyć do (stacjonarnego) świadczenia usług handlowych (np. gastronomicznych). Przewagę uzyskuje pogląd, zgodnie z którym przyczepa może zostać uznana za tymczasowy obiekt budowlany, jeżeli przemawiają za tym jej cechy funkcjonalne i faktyczny sposób wykorzystania[1]. Gdy analiza cech funkcjonalnych, konstrukcji badanego przedmiotu oraz faktycznego wykorzystania wykaże, że nie różni się on niczym od standardowej odmiany takiego przedmiotu, która jednak nie może poruszać się po drogach, wówczas powinnyśmy mieć do czynienia z tymczasowym obiektem budowlanym. Jak w jedynym ze swoich wyroków wskazał Wojewódzki Sąd Administracyjny we Wrocławiu, w tego typu przypadkach zarejestrowanie przyczepy stanowi jedynie jej dodatkową cechę, istniejącą z woli jej właściciela, która umożliwia legalne poruszanie się po drogach publicznych[2]. Potencjalny sposób przemieszczania różni sporny obiekt od innych tego typu obiektów „stacjonarnych”, jednak cecha ta w żaden sposób nie wpływa na realizację podstawowej funkcji[3].

Mobilną stację kołową można zatem uznać za tymczasowy obiekt budowlany w rozumieniu art. 3 pkt 5 Prawa budowlanego, przy czym determinującym czynnikiem jest w tym przypadku to, że stacje te nie mają stałego połączenia z gruntem. Przepis art. 3 pkt 5 Prawa budowlanego wyróżnia bowiem dwa rodzaje tymczasowych obiektów budowlanych, tj. obiekty budowlane przeznaczone do czasowego użytkowania w okresie krótszym od ich trwałości technicznej, przewidziane do przeniesienia w inne miejsce lub do rozbiórki oraz obiekty budowlane niepołączone trwale z gruntem.

Powyższe ustalenia są aktualne także w odniesieniu do drugiego rodzaju mobilnych stacji tankowania wodoru z jednym zastrzeżeniem. Mobilne stacje kontenerowe także stanowią tymczasowe obiekty budowlane, jednak czynnikiem determinującym jest w tym przypadku brak trwałego połączenia z gruntem.

Reglamentacja podjęcia robót budowlanych

Zakwalifikowanie jako tymczasowy obiekt budowlany nie jest bez znaczenia w kontekście reglamentacji podjęcia robót budowlanych. Otóż zasadą jest, zgodnie z art. 28 ust. 1 Prawa budowlanego, że roboty budowlane można rozpocząć jedynie na podstawie pozwolenia na budowę. Przepisy art. 29-31 Prawa budowlanego przewidują od tej zasady liczne wyjątki.

Jednym z nich jest budowa tymczasowych obiektów budowlanych niepołączonych trwale z gruntem i przewidzianych do rozbiórki lub przeniesienia w inne miejsce – w terminie określonym w zgłoszeniu, ale nie później niż przed upływem 180 dni od dnia rozpoczęcia budowy określonego w zgłoszeniu (art. 29 ust. 1 pkt 7 Prawa budowlanego).

Zatem zarówno mobilne stacje kołowe, jak i mobilne stacje kontenerowe, przy spełnieniu powyższych warunków, mogą zostać zwolnione z obowiązku uzyskania pozwolenia na budowę na rzecz dokonania zgłoszenia. W takim zakresie, w jakim mobilne stacje kołowe i mobilne stacje kontenerowe nie odpowiadają tym wymaganiom, a więc w sytuacjach, gdy inwestor nie przewiduje ich rozbiórki lub przeniesienia we wskazanym terminie (co będzie miało miejsce najprawdopodobniej w większości przypadków), wówczas konieczne jest uzyskanie pozwolenia na budowę. Inaczej jest w przypadku stacji „stacjonarnych”, w stosunku do których za każdym razem inwestor będzie potrzebował pozwolenia na budowę.

Autorzy: r.pr. Tomasz Brzeziński, Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

[1] Por. wyrok Naczelnego Sądu Administracyjnego z 4 grudnia 2012 r., sygn. akt II OSK 1389/11, a także wyroki Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego w Gliwicach z 17 sierpnia 2016 r., sygn. akt II SA/Gl 382/16 oraz 14 lutego 2018 r., sygn. akt II SA/Gl 1172/17.

[2] Por. wyrok Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego z 13 kwietnia 2010 r., sygn. akt II SA/Wr 574/09.

[3] Tamże.

Przepisy wykonawcze dla okresu przejściowego CBAM

Aktualności, Budownictwo, Energetyka, Klimat, Środowisko, , , , Możliwość komentowania Przepisy wykonawcze dla okresu przejściowego CBAM została wyłączona

Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady UE 2023/956 z dnia 10 maja 2023 r. ustanawiające mechanizm dostosowania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO2 (Rozporządzenie CBAM) oficjalnie weszło w życie 17 maja 2023 r., dzień po jego opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej, jednak większość jego przepisów zacznie być stosowana dopiero od 1 października 2023 r.

W jednym z artykułów opisywaliśmy już czego dotyczy ww. mechanizm dostosowania cen na granicach pod względem emisji dwutlenku węgla (ang. Carbon Border Adjustment Mechanism) (CBAM), jednak po krótce przypomnimy na czym polega to regulacja. W dalszej części zajmiemy się z kolei rozporządzeniem wykonawczym Komisji (UE) 2023/1773 z dnia 17 sierpnia 2023 r. ustanawiającym zasady stosowania rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/956 w odniesieniu do obowiązków sprawozdawczych do celów mechanizmu dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO2 w okresie przejściowym (Rozporządzenie wykonawcze).

CBAM – kluczowy element Fit for 55

Rozporządzenie CBAM jest częścią pakietu klimatycznego, unijnego programu Fit for 55, który zakłada ograniczenie emisji gazów cieplarnianych o co najmniej 55% do 2030 r. w porównaniu z poziomami z 1990 r. Stanowi on krok ku neutralności klimatycznej przewidzianej w Europejskim Zielonym Ładzie.

Mechanizm ustalający cenę za dwutlenek węgla emitowany podczas produkcji towarów, które są importowane do Unii Europejskiej (UE) ma być przełomowym narzędziem przyśpieszającym dekarbonizację europejskiego przemysłu. CBAM dąży do zapobiegania „dumpingowi środowiskowemu” bądź „wyciekowi emisji”, czyli sytuacji, w której przedsiębiorstwa z siedzibą w UE przenoszą wysokoemisyjną produkcję za granicę do krajów z mniej rygorystyczną polityką klimatyczną niż w UE, lub gdy unijne produkty są zastępowane bardziej wysokoemisyjnymi produktami importowanymi.

System ma przede wszystkim pozwolić na to, żeby unijni importerzy kupowali certyfikaty węglowe odpowiadające cenie, jaką musieliby zapłacić, gdyby towary zostały wyprodukowane w ramach unijnych reguł ustalania cen emisji dwutlenku węgla. Z kolei gdy producent spoza UE wykaże, że zapłacił już cenę za dwutlenek węgla wykorzystany do produkcji importowanych towarów w państwie trzecim, odpowiedni koszt może zostać w całości odliczony dla importera z UE. CBAM ma zatem zagwarantować, że cena emisji dwutlenku węgla w przywozie będzie równoważna z ceną emisji dwutlenku węgla w produkcji krajowej, zapewniając w ten sposób realizację unijnych celów klimatycznych.

W pierwszej fazie – fazie przejściowej – importerzy będą musieli jedynie zgłaszać emisję gazów cieplarnianych wbudowanych w ich import, pochodzących z produkcji towarów do chwili ich przywozu na obszar celny UE (emisje bezpośrednie), bez żadnych płatności ani dostosowań finansowych. System będzie się zatem sprowadzał do obowiązków sprawozdawczych – jego celem będzie gromadzenie danych. Natomiast emisje pośrednie zostaną objęte systemem po okresie przejściowym, na podstawie w międzyczasie określonych metod.

Po wejściu w życie stałego systemu, który zostanie oparty na zmienionych zasadach Unijnego Systemu Handlu Emisjami (EU ETS), importerzy będą musieli co roku deklarować ilość towarów zaimportowanych do UE w poprzednim roku oraz związanych z nimi GHG (wskaźnik emisji gazów cieplarnianych). W dalszej kolejności będą oni przekazywać odpowiednią liczbę certyfikatów CBAM do umorzenia.

Rozporządzenie wykonawcze – rozwiązania dla okresu przejściowego

Rozporządzenie wykonawcze, które zawiera przepisy o okresie przejściowym do systemu CBAM zostało przyjęte przez Komisję Europejską (KE) 17 sierpnia 2023 r. i opublikowane w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej 15 września 2023 r. Formalne wejście w życie przepisów Rozporządzenia wykonawczego nastąpiło parę dni temu, tj. 16 września 2023 r.

Rozporządzenie wykonawcze doprecyzowuje obowiązki sprawozdawcze i metody tymczasowego obliczania emisji wbudowanych, które uwalniane są podczas procesu produkcji towarów. Samo Rozporządzenie CBAM zacznie obowiązywać w fazie przejściowej od 1 października 2023 r. do 31 grudnia 2025 r., a pierwszy okres sprawozdawczy dla importerów zakończy się 31 stycznia 2024 r.

W oparciu o art. 4 ust. 3 Rozporządzenia wykonawczego do 31 lipca 2024 r. w stosunku do każdego przewozu towarów, jeśli zgłaszający nie ma wszystkich niezbędnych informacji w sprawozdaniu, tj. gdy wartości rzeczywiste emisji zmierzone na poziomie instalacji nie będą dla niego dostępne, może on stosować wartość domyślną jako metodę określenia wielkości emisji. Wartości te udostępnione są przez KE w załączniku nr IV ust. 4 do Rozporządzenia CBAM. Art. 5 Rozporządzenia wykonawczego natomiast wskazuje na możliwość stosowania wartości szacunkowych jako odstępstwa od wyżej wskazanego art. 4. Ten wyjątek powoduje, że aż 20% całkowitej wielkości emisji może być oparte na szacunkach operatorów instalacji.

Rozporządzenie wykonawcze wprowadza także możliwość modyfikacji i korekty sprawozdań CBAM. Okres na takie działanie zgodnie z art. 9 ust. 1 Rozporządzenia wykonawczego wynosi dwa miesiące od zakończenia odpowiedniego kwartału sprzedażowego. Przewidziano również wyjątek od tego terminu, gdzie zgłaszający może zmodyfikować sprawozdanie za dwa pierwsze okresy do dnia zakończenia terminu za trzeci okres. Aby złożyć ponownie sprawozdanie lub wprowadzić korekty po upływie terminu, należy złożyć wniosek do właściwego organu w terminie roku od zakończenia odpowiedniego kwartału sprawozdawczego. Po wyrażeniu zgody, zgłaszający ma miesiąc od dnia zezwolenia na wprowadzenie korekty.

Na potrzeby okresu przejściowego stworzony zostanie, zgodnie z art. 10 Rozporządzenia wykonawczego, rejestr przejściowy CBAM. Ma być to elektroniczna baza danych, która zawierać będzie wspólne elementy danych na potrzeby sprawozdawczości. Art. 11 ust. 1 Rozporządzenia wykonawczego natomiast odpowiada za kontrolowanie sprawozdań z okresu przejściowego. Kontrola sprawozdań odbyć się może w czasie okresu przejściowego jak również trzy miesiące po upływie terminu do złożenia ostatniego sprawozdania. Ma ona na celu ocenę przestrzegania obowiązków związanych ze sprawozdaniem.

Dodatkowo KE opracowuje szczegółowe wytyczne, materiały szkoleniowe i samouczki, które mają pomóc państwom członkowskim w momencie rozpoczęcia stosowania systemu przejściowego.

Autorka: Aleksandra Walczak, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.