Środowisko

Prawo wodorowe przyjęte przez Sejm!

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, Klimat, OZE, Środowisko, , , , , Możliwość komentowania Prawo wodorowe przyjęte przez Sejm! została wyłączona

16 października 2024 r. do Sejmu wpłynął rządowy projekt o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (druk sejmowy 743), którego głównym celem jest określenie podstawowych zasad funkcjonowania rynku wodoru. Po kilku tygodniach prac parlamentarnych 21 listopada 2024 r. zdecydowaną większością głosów Sejm przyjął długo wyczekiwaną ustawę.

O założeniach i najważniejszych zmianach ustawy pisaliśmy w osobnych artykułach:

Nowelizacja jest ważnym krokiem w kierunku uregulowania rynku wodoru w Polsce, zapewniając podstawy prawne dla funkcjonowania infrastruktury wodorowej. Chociaż przepisy nie implementują w pełni unijnych wymogów, wprowadzone zmiany zapewniają ramy umożliwiające dostosowanie się do przyszłych regulacji zawartych w pakiecie gazowo-wodorowym.

W dzisiejszym artykule chcielibyśmy podsumować najważniejsze zmiany uchwalone w zeszłym tygodniu przez Sejm.

Zmiany definicyjne

Nowelizacja wprowadza istotne zmiany w definicjach legalnych, dostosowując je do wymogów współczesnej transformacji energetycznej i unijnych regulacji. Zmiany te obejmują wyodrębnienie wodoru jako paliwa, a także włączenie wodoru do katalogu paliw gazowych tak, aby umożliwić uznanie za paliwo gazowe także mieszanki metanowo-wodorowej. Wiąże się to z dopuszczeniem nie więcej niż 10% zawartości wodoru w paliwach gazowych transportowanych sieciami.

W  drodze nowelizacji dodano do ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 266 z późn. zm.) (PE) także definicje terminów: sieć przesyłowa wodorowa, sieć dystrybucyjna wodorowa, sieć wodorowa ograniczona geograficznie, system wodorowy, użytkownik systemu wodorowego, przesyłanie wodoru, dystrybucja, magazynowanie wodoru, lokalne magazynowanie wodoru czy też instalacja magazynowa wodoru.

Warto zaznaczyć, że ostatecznie zdecydowano się na wyodrębnienie trzech rodzajów wodoru, tj. wodoru niskoemisyjnego, wodoru odnawialnego i wodoru odnawialnego pochodzenia niebiologicznego.

Wodór niskoemisyjny, zgodnie z art. 3 pkt 3c PE, to wodór pochodzący ze źródeł nieodnawialnych, którego produkcja wiąże się jednak z redukcją emisji gazów cieplarnianych o co najmniej 70% w porównaniu z wartością odniesienia dla paliw kopalnych. Za wodór odnawialny, jak wynika z art. 3 pkt 3d PE, ma zostać uznany „wodór wytworzony z odnawialnego źródła energii”. Natomiast definicja wodoru odnawialnego pochodzenia niebiologicznego została zawarta w art. 3 pkt 3e PE. Ustawodawca uznaje za taki wodór wytworzony z odnawialnych źródeł energii, z wykorzystaniem procesów zgodnych z przepisami rozporządzenia delegowanego Komisji (UE) 2023/1184 z dnia 10 lutego 2023 r. oraz rozporządzenia delegowanego Komisji (UE) 2023/1185 z tego samego dnia. Przepisy te określają metodykę produkcji i minimalne progi ograniczenia emisji gazów cieplarnianych, jakie musi spełniać wodór odnawialny w celu uznania go za zgodny z wymaganiami zrównoważonego rozwoju.

System wodorowy, nowi operatorzy i zasada TPA

System wodorowy to zgodnie z nowym art. 3 pkt 80 PE sieci wodorowe lub instalacje magazynowe wodoru oraz przyłączone do nich urządzenia i instalacje współpracujące z tymi sieciami lub instalacjami, zawierające wodór, dla którego wartość ułamka molowego wodoru wynosi przynajmniej 0,95 i wartość ułamka molowego innych gazów niż wodór nie przekracza 0,05.

Ustawa wprowadza rozróżnienie na nowe elementy infrastrukturalne. Za każdy z nich ma być odpowiedzialny operator danego rodzaju:

  • operator systemu przesyłowego wodorowego (art. 3 pkt 88 PE),
  • operatorzy systemów dystrybucyjnych wodorowych (art. 3 pkt 89 PE),
  • operatorzy systemu magazynowania wodoru (art. 3 pkt 90 PE).

Warto podkreślić, że na terytorium RP wyznaczony zostanie jeden operator systemu przesyłowego wodorowego lub połączonego gazowo-wodorowego (art. 9d ust. 7 PE).

Co do zasady funkcjonowanie tych operatorów ma podlegać zasadzie unbundlingu i muszą oni pozostawać niezależni od innych działalności gospodarczych, takich jak produkcja czy obrót wodorem.

Nowelizacja wprowadza zasadę Third-Party Access (TPA), zgodnie z którą operatorzy są zobowiązani do zapewnienia dostępu do infrastruktury wodorowej na równych warunkach. Obowiązek ten określono w art. 9c ust. 1e PE, gdzie wskazano, że operatorzy wodorowych systemów przesyłowych, dystrybucyjnych i magazynowych mają obowiązek świadczenia usług na zasadzie równoprawnego traktowania użytkowników systemu.

Zasady dostarczania wodoru i opłaty za przyłączenie do sieci

Dostarczanie wodoru ma odbywać się na podstawie trzech rodzajów umowy:

  • umowy sprzedaży wodoru,
  • umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji wodoru,
  • umowy o świadczenie usług magazynowania wodoru.

W przypadku łączonego świadczenia tych usług możliwe jest zawarcie umowy kompleksowej wodorowej.

Nowelizacja określa także zasady naliczania opłat za przyłączenie do sieci wodorowej źródeł współpracujących z siecią oraz instalacji magazynowania wodoru. Według art. 7 ust. 8 pkt 1b i 3a PE opłaty te będą ustalane na podstawie rzeczywistych kosztów poniesionych przez operatorów w związku z przyłączeniem.

Zwolnienia koncesyjne, certyfikacja oraz taryfy

Nowelizacja przewiduje zwolnienia koncesyjne dla działalności związanej z przesyłem i dystrybucją wodoru (art. 32 ust. 1e PE). Zamiast tego operatorzy systemów przesyłowych i połączonych gazowo-wodorowych są zobowiązani do uzyskania certyfikatu niezależności od Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (art. 9d ust. 13 i art. 9e ust. 1 PE). Procedura wyznaczania na operatora ma ulec delikatnym zmianom, które „zrekompensują” brak wymogu uzyskania koncesji. Jednak działalność w zakresie magazynowania wodoru będzie wymaga koncesji, z wyjątkiem lokalnego magazynowania w instalacjach o pojemności do 55 000 Nm³ (art. 32 ust. 1d).

Podkreślić trzeba, że przedsiębiorstwa energetyczne działające w obszarze wodoru zostaną zwolnione z obowiązku sporządzania taryf.

Autor: Dominika Frydryczak, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Projekt Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu do 2030 r.

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, Gaz, Klimat, OZE, Środowisko, , , , , , , , Możliwość komentowania Projekt Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu do 2030 r. została wyłączona

16 września 2024 r. w wykazie prac legislacyjnych i programowych Rady Ministrów opublikowano zapowiedź prac nad projektem Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu do 2030 r. (numer w wykazie: IC8, aKPEiK, Krajowy Plan). Do 15 listopada 2024 r. przy użyciu udostępnionego przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska formularza można było zgłosić swoje uwagi i komentarze w związku z  przeprowadzonymi konsultacjami publicznymi.

Opracowanie ww. projektu wynika z art. 14 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/1999 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie zarządzania unią energetyczną i działaniami w dziedzinie klimatu, zmiany rozporządzeń Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 663/2009 i (WE) nr 715/2009, dyrektyw Parlamentu Europejskiego i Rady 94/22/WE, 98/70/WE, 2009/31/WE, 2009/73/WE, 2010/31/UE, 2012/27/UE i 2013/30/UE, dyrektyw Rady 2009/119/WE i (EU) 2015/652 oraz uchylenia rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 525/2013 (Dz. U. UE. L. z 2018 r. Nr 328, str. 1 z późn. zm.). Zgodnie z tym przepisem państwa członkowskie Unii Europejskiej są zobowiązane do aktualizacji KPEiK co 5 lat oraz opracowania nowego KPEiK co 10 lat. Upoważnienie krajowe jest ponadto zawarte w ustawie z dnia 10 kwietnia 1997 r. (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 266 z późn. zm.) w art. 15ab, zgodnie z którym minister właściwy do spraw energii, we współpracy z ministrem właściwym do spraw klimatu, opracowuje zintegrowany krajowy plan w dziedzinie energii i klimatu. Na temat obecnie obowiązującego Krajowego Planu pisaliśmy szerzej w jednym z naszych artykułów („Krajowy Plan na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030”).

Aktualizacja KPEiK stała się konieczna ze względu na przyjęcie na poziomie unijnym nowych celów i regulacji wchodzących w skład tzw. pakietu Fit for 55. Tak więc aKPEiK ma na celu wyznaczenie nowych celów klimatyczno-energetycznych Polski na 2030 r., wskazanie kierunków rozwoju sektorów paliwowo-energetycznych prowadzących m.in. do wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego czy też efektywnego wykorzystania krajowych surowców energetycznych.

Projekt aKPEiK składa się z części strategicznej zawierającej opis sektorów, zobowiązań i polityk oraz wyznaczającej cele na 2030 r. poprzez wskazanie 149 działań ułożonych według 5 wymiarów unii energetycznej tj.: bezpieczeństwa energetycznego, wewnętrznego rynku energii, efektywności energetycznej, obniżenia emisyjności oraz badań naukowych, innowacji i konkurencyjności. Krajowy Plan ma 6 załączników w tym 2 scenariusze prognoz klimatyczno-energetycznych, dlatego też cele będą mieć perspektywę na 2030 r., a prognozy sięgną 2040 r.

Załącznik 1 zawiera scenariusz WAM (ang. with additional measures), czyli scenariusz ambitnej transformacji, który zakłada wyjście z działaniami poza wyznaczone cele redukcyjne, a więc przyśpieszenie dekarbonizacji. Załącznik 2 czyli scenariusz WEM (ang. with existing measures) to scenariusz rynkowo-techniczny, tzw. scenariusz bazowy, odnoszący się do aktualnych działań i tempa zmian. Załącznik 1 jest nowością gdyż poprzednia wersja tj. aktualnie obowiązujący KPEiK posiadał wyłącznie scenariusz bazowy. Scenariusz bazowy do aKPEiK został opublikowany już jakiś czas temu.

Warto wspomnieć także, iż wśród załączników do aKPEiK znaleźć można odniesienie do zaleceń Komisji Europejskiej (KE, Komisja) do przedłożonego w lutym 2024 r. wstępnego, częściowego projektu (Załącznik 6). Podstawą wydania przez KE tychże zaleceń jest art. 9 rozporządzenia UE 2018/1999 o zarządzaniu unią energetyczną. Po przekazaniu projektów przez państwa członkowskie KE ocenia projekty i w ciągu 6 miesięcy może wydać zalecenia dla poszczególnych państw członkowskich, które nie są wiążące. Co więcej jeżeli nie bierze się pod uwagę zaleceń w całości lub w znacznej mierze, należy przedstawić uzasadnienie. Komisja wydała zalecenia do wstępnego projektu polskiego aKPEiK w dniu 24 kwietnia 2024 r. Łącznie sformułowano 23 zalecenia, a wśród nich znaleźć można m.in. zalecenie aby wskazać w jaki sposób polityki i środki zawarte w aKPEiK są zgodne z Krajowym planem odbudowy i zwiększania odporności (KPO), w tym rozdziałem REPowerEU.

Gaz ziemny

Gaz ziemny odpowiada za istotną część pokrycia zapotrzebowania na energię pierwotną w kraju, a zgodnie z założeniami aKPEiK popyt na ten surowiec nie ulegnie spadkowi wcześniej niż w 2030 r. W Krajowym Planie przewiduje się, że szczyt krajowego zapotrzebowania na gaz ziemny nastąpi w okresie 2025–2030 i będzie wynosić ok. 23 mld m3, natomiast w perspektywie 2040 r. zapotrzebowanie może wynieść ok. 13 mld m3.

Wśród wymienionych działań znalazło się więc zapewnienie odpowiedniego stanu i rozwoju infrastruktury gazu ziemnego. Tak jak dotychczas operator systemu przesyłowego będzie realizować zadania określane w planach rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na paliwa gazowe na okres 10 lat, natomiast operatorzy systemów dystrybucyjnych na okres 5 lat. Nie pominięto także operatora systemu magazynowania, który będzie realizował zadania związane z pojemnością instalacji magazynowych w okresie 10 lat.

Celem w obszarze dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego będzie utrzymanie osiągniętego uniezależnienia od dostaw z jednego źródła w okresie transformacji oraz możliwości eksportowych do państw zainteresowanych wykorzystywaniem infrastruktury transgranicznej. Krajowy Plan wskazuje, że cel ten może ulec zmianie w długiej perspektywie z uwagi na spadek zapotrzebowania, przez co ryzyko przerw w dostawach gazu ziemnego zostanie wyeliminowane dzięki wydobyciu własnemu w kraju i za granicą. Kolejnym celem do 2030 r. związanym z gazem ziemnym jest utrzymanie poziomu krajowego wydobycia na możliwie stałym poziomie przy jednoczesnym rozwijaniu wykorzystania gazów zdekarbonizowanych stanowiących alternatywę dla gazu ziemnego.

Alternatywą przewidzianą w aKPEiK wpływającą na zmniejszenie importu gazu ziemnego do kraju oraz pozwalającą na zwiększenie wykorzystania krajowych źródeł energii może być jak wskazano powyżej popularyzacja produkcji gazów zdekarbonizowanych. Szczególną uwagę poświęcono więc rozpoczęciu wytwarzania biometanu, ale także produkcja wodoru.

Wodór

Wodór to gaz, który jak wskazano w aKPEiK może zapewnić istotny wkład w niskoemisyjną transformację energetyczną. Rozwój gospodarki wodorowej to nowy trend globalny, co więcej również unijna polityka klimatyczna silnie stawia na wzrost wykorzystania wodoru jako alternatywy dla paliw kopalnych. Jednym z głównych obszarów rozwoju rynku tego surowca jest wykorzystanie „zielonego” wodoru w przemyśle.

Warto dodać iż to dyrektywa RED III (Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/2413 z dnia 18 października 2023 r. zmieniająca dyrektywę (UE) 2018/2001, rozporządzenie (UE) 2018/1999 i dyrektywę 98/70/WE w odniesieniu do promowania energii ze źródeł odnawialnych oraz uchylająca dyrektywę Rady (UE) 2015/652 (Dz. U. UE. L. z 2023 r. poz. 2413 z późn. zm.)) obliguje państwa członkowskie, aby wśród paliw odnawialnych stosowanych do celów związanych z energią końcową i celów innych niż energetyczne w przemyśle wodór RFNBO (ang. renewable fuels of non-biological origin)  stanowił 42% do 2030 r. i 60% do 2035 r. Według wyliczeń Ministerstwa Klimatu i Środowiska, przedstawionych w aKPEiK, Polska będzie potrzebować w 2030 r. ok. 315 tys. t wodoru RFNBO, do celów przemysłowych i transportowych. Według podanych szacunków możliwości produkcji w 2030 r. zgodnie z Polską Strategią Wodorową do roku 2030 z perspektywą do roku 2040, wyniosą ok. 193,5 tys. ton wodoru odnawialnego rocznie. Oznacza to więc iż nie będzie on pokrywał całości zapotrzebowania, a pokrycie brakujących części będzie wymagać importu. Jak wskazuje aKPEiK  aby zapewnić dostęp do wodoru odnawialnego planowana jest aktualizacja Polskiej Strategii Wodorowej do roku 2030 z perspektywą do roku 2040. Co więcej nadal rozwijane będą inicjatywy wynikające z zawartego w 2021 r. Porozumienia na rzecz budowy gospodarki wodorowej, jak również w ramach tzw. dolin wodorowych. Co więcej dyrektywa RED III wskazuje, że łączny udział wodoru RFNBO w energii dostarczonej do sektora transportu powinien wynieść co najmniej 1 pkt proc. w 2030 r. Ponownie opierając na przedstawionych szacunkach Ministerstwa Klimatu i Środowiska oraz prognozach, Polska ocenia takie osiągnięcie jako bardzo trudny do realizacji cel ze względu na występujący stopniowy rozwój gospodarki wodorowej. Duże znaczenie mają także bardzo restrykcyjne regulacje określające możliwość zaliczenia danej produkcji wodoru do RFBNO.

Jeśli chodzi natomiast o rozwój infrastruktury do transportu wodoru, to zgodnie z działaniami z aKPEiK zostaną opracowane przepisy określające zasady funkcjonowania rynku wodoru, sieci wodorowych oraz przesyłu i dystrybucji. W szczególności podkreślono, że określone zostanie rozporządzenie w sprawie warunków technicznych i usytuowania stacji tankowania wodoru oraz rozporządzenie w sprawie warunków technicznych i usytuowania dla sieci wodorowych, instalacji magazynowania wodoru i dla instalacji towarzyszących.

Istotnym jest iż w scenariuszu WAM przewiduje się zastosowanie „zielonego wodoru” jak brakującego ogniwa w transformacji energetycznej kraju. Zgodnie z przewidywaniami, produkcja „zielonego wodoru” stanie się znacząca po 2035 r. niemniej jednak nie wyklucza się iż wcześniejszej komercjalizacji z uwagi na dotacje tych technologii. Udział wodoru w całkowitej produkcji energii elektrycznej stopniowo ma wzrastać i osiągnąć w 2040 r. udział na poziomie ok. 6%.

Biomasa i biometan

Biometan jak wskazano w aKPEiK to oczyszczony biogaz, który jest uzdatniony do jakości gazu ziemnego i może zostać zatłoczony do sieci gazowej. Szacowany całkowity potencjał produkcji biometanu w Polsce to ok. 8 mld m3/rok. Biometan jest paliwem, który odgrywa istotną rolę w scenariuszu WAM. Analiza przeprowadzona w ramach aktualizacji Krajowego Planu zakłada uruchomienie produkcji krajowej już od 2025 r. i zastosowanie tego paliwa w różnych gałęziach gospodarki, przy czym w pierwszej kolejności jako substytut gazu ziemnego. Zużycie biometanu w 2030 r. szacuje się na poziomie 1,4 Mtoe, a następnie jego stopniowy wzrost do 3,5 Mtoe w perspektywie 2040 r.

Zgodnie z Krajowym Planem od połowy 2025 r. planuje się również uruchomienie dodatkowego wsparcia operacyjnego dla istniejących elektrowni wodnych, biomasowych i wykorzystujących odpady, dla których dotychczasowe wsparcie zostało zakończone. Ponadto wdrożony zostanie pakiet rozwiązań wspierających rozwój wykorzystania biometanu m.in. dodatkowy system wsparcia finansowego dla instalacji powyżej 1 MW przewidziany w opublikowanym projekcie ustawy o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw (numer w wykazie Rządowego Centrum Legislacji: UD89).

Szczególne znaczenie nadaje się także biogazownią na obszarach wiejskich, gdyż pozwalają na wykorzystanie odpadów rolniczych na cele energetyczne. Ze względu na ich zalety przewidziano iż nadal wspierane będą działania związane z budową tego typu instalacji.

Wśród innych kluczowych działań  przedstawionych w Krajowym Planie znaleźć można poprawę efektywności energetycznej m.in. poprzez białe certyfikaty, ulgę termomodernizacyjną, niskoemisyjne nowe budownictwo czy też wiodącą rolę administracji publicznej w oszczędności energii. Ponadto istotnymi działaniami będzie rozwój B+R poprzez zwiększenie PKB na działalność badawczą do 2,5 % w 2030 r. Jeśli chodzi o poprawę jakości powietrza przewiduje się wycofanie węgla z gospodarstw domowych do 2040 r. oraz rozwój transportu niskoemisyjnego i publicznego.

Ministerstwo Klimatu i Środowiska przeprowadziło prekonsultacje projektu, jednakże jak wspomniano na początku nadal trwają dalsze prace nad aKPEiK, a planowane przyjęcie nastąpić ma na koniec 2024 r. oraz początek 2025 r. W związku z brakiem terminowego przyjęcia aKPEiK przez Polskę, Komisja podjęła decyzję o wszczęciu postępowania w sprawie uchybienia zobowiązaniom w postaci przedłożenia ostatecznych zaktualizowanych KPEiK. W przypadku braku odpowiedzi w ciągu dwóch miesięcy KE będzie mogło wystosować uzasadnioną opinię.

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

Polska ma możliwości, by znaleźć się w europejskiej czołówce producentów biogazu i biometanu

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Gaz, Klimat, Środowisko, , , , Możliwość komentowania Polska ma możliwości, by znaleźć się w europejskiej czołówce producentów biogazu i biometanu została wyłączona

Polska dysponuje piątym co do wielkości potencjałem biomasy do produkcji biogazu wśród państw członkowskich UE, jednak liczba instalacji nad Wisłą (388) to ułamek możliwości Niemiec (ponad 10 tys. biogazowni). Nie doczekaliśmy się także ani jednej biometanowni. Jednak poparcie dla odblokowania rozwoju polskiego biosektora rośnie, co pokazała 6. edycja GREEN GAS POLAND.

W konferencji zorganizowanej przez Unię Producentów i Pracodawców Przemysłu Biogazowego i Biometanowego (UPEBBI) wzięli udział przedstawiciele biznesu, rolnictwa, nauki, administracji samorządowej, polityki ogólnokrajowej. Co najistotniejsze: pomimo reprezentowania niekiedy całkowicie odmiennych stanowisk w większości kwestii, to w temacie wykorzystania tych najbardziej stabilnych i sterowalnych źródeł energii wszyscy mówili jednym głosem.

„Wiemy, że inwestycje biogazowe w Polsce wciąż napotykają istotne bariery, także jeżeli chodzi o ich odbiór społeczny. Jako całe środowisko chcemy wspólnie je przezwyciężać, wyjaśniając nieporozumienia funkcjonujące czy to w mediach, czy to w poszczególnych społecznościach lokalnych” – wyjaśniał Artur Zawisza, prezes zarządu UPEBBI.

Jak wskazywali uczestnicy GREEN GAS POLAND, jest to o tyle ważne, że rozwój produkcji biogazu i biometanu może znacząco wspomóc dekarbonizację – jako stabilne źródło taniej, zielonej energii w elektroenergetyce, ogrzewaniu czy transporcie. To również istotny element w budowaniu tzw. gospodarki obiegu zamkniętego.

Biogaz powstaje w wyniku rozkładu materii organicznej, czyli biomasy. Mogą nią być odpady z przemysłu spożywczego, odchody zwierzęce, nienadająca się do konsumpcji żywność czy rośliny specjalnie uprawiane w tym celu. Biometanownia pozwala oczyścić biogaz z CO2 i związków siarki – i w takiej formie może już być wtłoczony do sieci gazowej lub przy wykorzystaniu infrastruktury skraplającej zostać zamieniony w bioLNG, czyli ciekły biometan.

„Polska posiada ogromne możliwości, jeżeli chodzi o rozwój tej technologii i całej branży. Wynikają one przede wszystkim z funkcjonowania w naszym kraju prężnego rolnictwa. Jednak, aby zachować jego siłę i konkurencyjność, musimy znaleźć sposób na zbilansowanie emisji oraz śladu węglowego: a jedynym do tego narzędziem jest wykorzystanie biogazu i biometanu” – tłumaczył Dariusz Bojsza, prezes Inicjatywy dla Środowiska Energii i Ekomobilności.

Tymczasem 20 lat od uchwalenia pierwszej ustawy poświęconej OZE, moc zainstalowana w polskich biogazowniach wynosi raptem niecałe 305 MW, czyli mniej niż 1 procent całej mocy pozyskiwanej ze wszystkich odnawialnych źródeł energii.

„Tak zwany potencjał biometanu w Polsce szacujemy nawet na 6 mld m3 rocznie, co oznacza, że moglibyśmy stać się jednym z pięciu największych producentów tego cennego surowca w całej Unii. Stanowiłoby to szczególnie istotny impuls rozwojowy dla obszarów wiejskich: biogazownie i biometanownie powstają bowiem tam, gdzie jest surowiec, a więc w sąsiedztwie gospodarstw wytwarzających biomasę. Jednocześnie stabilizowałyby one lokalne systemy energetyczne” – podkreślała dr Ewa Krasuska, doradca strategiczny w Narodowym Centrum Badań i Rozwoju.

Inwestycje w biogaz i biometan korespondują również z celami klimatycznymi Unii Europejskiej, o czym przypominała Anna Venturini, policy manager w European Biogas Association.

„Wszystkie odnawialne źródła energii zasługują na wsparcie Wspólnoty – ale to właśnie biogaz i biometan są tymi najbardziej stabilnymi i niezawodnymi. To dlatego państwa członkowskie w zdecydowanej większości rozbudowują swą infrastrukturę w tym obszarze: produkcja biometanu i biogazu w UE tylko w latach 2018-2022 zwiększyła się dwukrotnie” – powiedziała Anna Venturini, łącząca się z gośćmi konferencji UPEBBI z Brukseli.

Harmonogram 6. edycji konferencji GREEN GAS POLAND był bardzo rozbudowany: na scenie pojawiali się kolejni prelegenci, zawiązywały się interesujące dyskusje, prezentowano wyniki najnowszych raportów oraz badań.

„Zaledwie dekadę temu Francja borykała się z podobnymi problemami, co obecnie Polska. Ale dzięki uczciwej, otwartej debacie publicznej i konsensusowi ponadpartyjnemu przeżyliśmy od tamtego czasu swoisty biogazowy boom: powstało kilkaset nowych instalacji, a w 2024 roku Francja stała się pierwszym w Europie producentem biometanu. Taka sama >>zielona rewolucja<< może udać się również w Polsce” – przekonywała Sabine Dujacquier, zastępca dyrektora generalnego w Polskiej Grupie Biogazowej-TotalEnergies.

Przykładem budowania wspólnego frontu osób i środowisk propagujących wykorzystanie olbrzymiego potencjału tkwiącego w biogazie i biometanie było podpisanie podczas konferencji listu intencyjnego pomiędzy UPEBBI a Związkiem Młodzieży Wiejskiej.

„Od dziesięcioleci działamy na rzecz rozwoju obszarów wiejskich, a ta inicjatywa stanowi integralną część naszej misji. Obu naszym organizacjom zależy na przyszłości, by polska wieś szła w dobrym kierunku zrównoważonego rozwoju i ochrony środowiska” – powiedział Szymon Migoń, prezes Związku.

Tradycyjnie wręczono również specjalną nagrodę Ambasadora Biogazu 2024, której laureatem został Miłosz Motyka, podsekretarz stanu w Ministerstwie Klimatu i Środowiska. Jak podkreślał Artur Zawisza, kapituła doceniła zaangażowanie wiceministra we włączenie do prac rządowych, a niebawem parlamentarnych, dwóch istotnych zmian ustawowych regulujących rozwój branży biogazowej, a także otwartość resortu na dialog z inwestorami i przedsiębiorcami.

„Jestem przekonany, że nadchodzą dobre czasy dla biogazu i biometanu. Widzimy, że prawo wspierające ich wykorzystanie zyskuje poparcie wszystkich sił politycznych, co jest zasługą całego środowiska – waszej wieloletniej pracy, inicjatyw edukacyjnych, presji wywieranej na decydentów. Oprócz kontynuowania wspomnianego dialogu, będziemy dążyć do zbudowania konsensusu na lata, gwarantującego przewidywalne prawo i narzędzia wspierające inwestycje w tym sektorze” – zaznaczył wiceminister Miłosz Motyka.

Nagrodzony wiceminister klimatu i środowiska wziął udział w debacie z posłami reprezentującymi sejmowe komisje zajmujące się energią, rolnictwem i środowiskiem: Pawłem Sałkiem (PiS), Krzysztofem Mulawą (Konfederacja) i Jarosławem Sachajko (Kukiz’15) oraz Mariuszem Rukatem (pełnomocnikiem marszałka województwa mazowieckiego ds. gospodarczych i energii), którzy wyrazili wsparcie dla regulacji promujących wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej z biogazu oraz zatłaczanie biometanu do sieci gazowej. Z kolei były minister rolnictwa i gospodarki żywnościowej (w rządzie Jerzego Buzka) Jacek Janiszewski podkreślał wagę konsensusu społecznego wobec transformacji energetycznej obszarów wiejskich, o co powinny zabiegać organizacje branżowe skupione w Porozumieniu dla Biogazu i Biometanu, w tym Unia Producentów i Pracodawców Przemysłu Biogazowego i Biometanowego.

Podczas uroczystej kolacji kończącej pierwszy dzień konferencji GREEN GAS POLAND 2024 wręczono także nagrody branżowe. Otrzymali je kolejno: Biogazownia Żórawina prowadzona przez firmę Biowatt (w kategorii Biogazownia Roku), agriKomp Polska (Dostawca Biogazowy Roku), Roeslein & Associates Poland Sp. z o.o. (Innowator Roku), „Teraz Środowisko” (Portal Biogazowy Roku).

Źródło publikacji: PAP MediaRoom

Źródło grafiki: UPEBBI

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.

Zrównoważony rozwój jako imperatyw dla przedsiębiorstw.

Aktualności, Energetyka, Środowisko, , Możliwość komentowania Zrównoważony rozwój jako imperatyw dla przedsiębiorstw. została wyłączona

Zrównoważony rozwój przestał być jedynie modnym trendem, a stał się imperatywem dla przedsiębiorstw i instytucji finansowych. Narastające zagrożenia klimatyczne, nierówności społeczne oraz rosnące oczekiwania interesariuszy wywierają presję na firmy, zmuszając je do uwzględnienia w swoich strategiach biznesowych kwestii ekonomicznych, społecznych i środowiskowych. Długofalowo, przedsiębiorstwa, które realizują zasady ESG zyskują większe zaufanie klientów, pracowników i inwestorów, stymulują innowacyjność i budują bardziej odporne modele biznesowe zdolne sprostać przyszłym wyzwaniom.

Na temat odpowiedzialnego biznesu i wzrastającej roli przedsiębiorstw w kształtowaniu zrównoważonej gospodarki będą debatować eksperci podczas 4. Data Economy Congress, który odbędzie się w dniach 7-8 października b.r. w The Westin Warsaw Hotel w Warszawie. Szczegółowa agenda wydarzenia oraz zapisy https://dataeconomycongress.pl/

Zapraszamy! 

Biznes wobec współczesnych wyzwań środowiskowych.

W obliczu zmian klimatycznych i degradacji środowiska naturalnego, przedsiębiorstwa odgrywają coraz większą rolę w kształtowaniu przyszłości naszej planety. Działania na rzecz zrównoważonego rozwoju przestały być jedynie dodatkiem do strategii biznesowej, a stały się imperatywem wynikającym z rosnących oczekiwań interesariuszy, zmian w regulacjach prawnych oraz ryzyka związanego z niestabilnością klimatyczną. Współczesny inwestor, coraz bardziej świadomy społecznie i środowiskowo, dostrzega w zrównoważonym rozwoju nie tylko aspekt etyczny, ale także szansę na osiągnięcie długoterminowej rentowności. Dlatego, odpowiedzialne, czyli dojrzałe firmy wdrażają zasady ESG (Environmental, Social, Governance) obejmujące kwestie środowiskowe, społeczne i ładu korporacyjnego na wszystkich poziomach swojej działalności. Oznacza to m.in. inwestowanie w rozwiązania, które mogą przyczynić się do transformacji w kierunku gospodarki o obiegu zamkniętym, redukcji emisji gazów cieplarnianych oraz zwiększenia efektywności energetycznej.

W tym kontekście sektor bankowy, jako podmiot zarządzający znacznymi zasobami finansowymi, odgrywa szczególną rolę. Instytucje finansowe mają bowiem bezpośredni wpływ na kierunek transformacji gospodarki. Dlatego też, budowanie portfeli inwestycyjnych opartych na kryteriach ESG oraz finansowanie projektów proekologicznych powinny stać się priorytetowymi elementami strategii banków i innych podmiotów finansowych.

Rola instytucji finansowych w kreowaniu zielonej gospodarki.

Instytucje finansowe, poprzez swoje decyzje inwestycyjne i kredytowe, pełnią rolę katalizatora transformacji gospodarczej. Finansowanie projektów z obszaru odnawialnych źródeł energii, efektywności energetycznej czy gospodarki o obiegu zamkniętym nie tylko wspiera rozwój zielonych technologii, lecz stanowi także strategiczną alokację kapitału, która determinuje jakie innowacje i technologie mogą rozwinąć się na szeroką skalę.

Z kolei, zielona klauzula w umowach kredytowych, która wiąże dostęp do finansowania z osiągnięciem konkretnych celów środowiskowych, może realnie wpłynąć na decyzje strategiczne przedsiębiorstw. Banki, za pomocą zielonych klauzuli, nie tylko minimalizują ryzyko związane z finansowaniem działalności obciążonych wysokim ryzykiem środowiskowym, ale także aktywnie wspierają transformację modeli biznesowych w kierunku zrównoważonego rozwoju. Zielone klauzule motywują bowiem firmy do wdrażania technologii niskoemisyjnych, optymalizacji procesów produkcyjnych, a także do podejmowania zobowiązań na rzecz ochrony bioróżnorodności czy ograniczenia zużycia surowców naturalnych.

Ponadto, instrumenty finansowe takie jak zrównoważone fundusze inwestycyjne czy zielone obligacje wspierają rozwój rynku kapitałowego, który uwzględnia aspekty środowiskowe, społeczne i zarządzania. Zielone obligacje, dedykowane finansowaniu projektów przyjaznych środowisku, mobilizują kapitał prywatny do realizacji celów zrównoważonego rozwoju, a jednocześnie umożliwiają inwestorom alokację środków w sposób spójny z ich wartościami i strategiami inwestycyjnymi. Z kolei, fundusze zrównoważone, które inwestują wyłącznie w przedsiębiorstwa spełniające wysokie standardy ESG, przyciągają rosnącą grupę inwestorów poszukujących nie tylko zwrotu finansowego, ale również pozytywnego wpływu na społeczeństwo i środowisko.

ESG szansą na trwały sukces biznesowy.

Współczesne przedsiębiorstwa coraz częściej dostrzegają, że wdrożenie zasad ESG staje się istotnym czynnikiem determinującym ich wartość rynkową. Badania wskazują na silną korelację między przestrzeganiem standardów ESG a długoterminową rentownością przedsiębiorstw. Po pierwsze, firmy, które uwzględniają zasady ESG w strategiach biznesowych uzyskują lepszą ocenę kredytową, co przekłada się na niższe koszty finansowania. Po drugie, inwestorzy instytucjonalni, którzy coraz częściej kierują się kryteriami zrównoważonego rozwoju w swoich decyzjach inwestycyjnych są skłonni oferować korzystniejsze warunki finansowania firmom o wysokim profilu ESG. Ponadto, przedsiębiorstwa odpowiedzialne środowiskowo i społecznie są postrzegane jako bardziej odporne na ryzyka związane ze zmianami klimatycznymi, regulacyjnymi i społecznymi. Dzięki proaktywnemu zarządzaniu tymi ryzykami, firmy mogą uniknąć znacznych strat finansowych i utraty reputacji.

Wdrożenie zasad ESG przyczynia się również do budowania silniejszych relacji z klientami. Konsumenci coraz częściej wybierają produkty i usługi firm, które działają w sposób odpowiedzialny i zrównoważony. Transparentne raportowanie działań ESG oraz zaangażowanie w społeczność lokalną wzmacniają zaufanie klientów i budują lojalność wobec marki. To z kolei przekłada się na większą stabilność przychodów i wyższą konkurencyjność. Co więcej, innowacyjne rozwiązania w obszarze zrównoważonego rozwoju mogą stanowić źródło nowych produktów, usług i modeli biznesowych, otwierając przed firmami nowe możliwości wzrostu.

Na koniec warto podkreślić, że w obliczu zmian klimatycznych i społecznych, przedsiębiorstwa, które nie dostosują swoich działań do standardów odpowiedzialnego biznesu ryzykują utratę konkurencyjności oraz zaufania interesariuszy i klientów.  Dlatego, włączenie zasad ESG w funkcjonowanie firmy na każdym jej poziomie stanowi szansę na osiągnięcie długoterminowego sukcesu biznesowego.

Źródło: https://dataeconomycongress.pl/bez-kategorii/zrownowazony-rozwoj-jako-imperatyw-dla-przedsiebiorstw/?utm_source=partners&utm_medium=website&utm_campaign=portalenergia

Cel redukcyjny na 2040 r.

Aktualności, Atom, Ciepłownictwo, Elektroenergetyka, Energetyka, Gaz, Klimat, OZE, Środowisko, , , , , , , Możliwość komentowania Cel redukcyjny na 2040 r. została wyłączona

10 września 2024 r. Komisja Europejska (KE, Komisja) na portalu Wyraź swoją opinię (ang. Have your say) opublikowała zapowiedź prac nad zmianą Europejskiego prawa o klimacie. Projekt ten aktualnie jest w przygotowaniu oraz odnosi się do zapowiadanej rewizji rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2021/1119 z dnia 30 czerwca 2021 r. w sprawie ustanowienia ram na potrzeby osiągnięcia neutralności klimatycznej i zmiany rozporządzeń (WE) nr 401/2009 i (UE) 2018/1999 (Europejskie prawo o klimacie). Zgodnie z zapowiedzią, w projekcie ma zostać zaprezentowana propozycja celu redukcji gazów cieplarnianych netto na rok 2040 r. w stosunku do roku bazowego 1990.

Cel redukcyjny 90 %?

Wstępna propozycja  celu klimatycznego na 2040 r. została zaprezentowana w komunikacie Komisji Europejskiej z 6 lutego 2024 r. „Zabezpieczenie naszej przyszłości. Cel klimatyczny na 2040 r. i droga ku neutralności klimatycznej do 2050 r. jako fundamenty zrównoważonego, sprawiedliwego i dostatniego społeczeństwa”. Z komunikatu jednoznacznie wynika, że dążeniem Komisji jest ustanowienie celu redukcji gazów cieplarnianych netto o 90 % w porównaniu z poziomami z 1990 r. do 2040 r. W stanowisku odkreślono, że jest to wyłącznie propozycja, która „toruje drogę do politycznej debaty” i nie jest wiążąca.

Brak związania powyższą propozycją podkreśla Minister Klimatu i Środowiska. Jak przedstawiono w jednym z komunikatów ministerstwa, stanowisko KE jest otwarciem debaty publicznej, a nie wiążącym dokumentem prawnym. Jego publikacja nie oznacza konieczności realizacji propozycji w nim zawartych.

W odpowiedzi na komunikat Komisji Europejskiej, Polska będzie podnosić potrzeby wzmocnienia polskiej i europejskiej gospodarki oraz walki z ubóstwem energetycznym. Rząd kierować się będzie wyważonym interesem społecznym, z uwzględnieniem naszego puntu wyjścia i rozłożenia kosztów adekwatnie do możliwości Polski względem pozostałych państw członkowskich UE. Oficjalne stanowisko Polski co do propozycji celu na 2040 r. zostanie wypracowane w toku analiz i konsultacji.

Kontekst polskiej prezydencji

Ważnym wątkiem jest to, że rozpatrzenie wspomnianego projektu przypadnie na okres polskiej prezydencji w Radzie Unii Europejskiej (UE) (styczeń – czerwiec 2025). Rolą polskich polityków będzie pogodzenie różnych stanowisk państw członkowskich co do tak wygórowanej propozycji celu redukcyjnego. Polska prezydencja będzie nie tylko musiała wynegocjować stanowisko Rady UE, ale także dbać o interes narodowy, jakim jest dostosowanie celu klimatycznego do tempa polskiej transformacji energetycznej, przy uwzględnieniu interesów osób zagrożonych skutkami zmian, oraz do naszych możliwości (istniejącej infrastruktury, zawartych kontraktów na dostawy energii, planów rozwoju infrastrukturalnego).

Nie będzie to łatwo, gdyż początek 2025 r. to także moment, w którym KE zacznie realizować program strategiczny na lata 2024-2029 przyjęty przez Radę Europejską 27 czerwca 2024 r. Ustalenia tego programu stanowią ogólne wytyczne, którymi kierować się będzie Komisja przedstawiając własne priorytety polityczne, a także które muszą uwzględniać kolejne prezydencje w Radzie UE. W kontekście energii i klimatu znajdziemy tu chociażby postulat dalszego pogłębiania wewnętrznego rynku energii oraz kontynuacji zielonej i cyfrowej transformacji. Ważnym dla polskiej prezydencji punktem programu strategicznego na lata 2024-2029 jest zapowiedź dalszego realizowania idei sprawiedliwej transformacji klimatycznej, przy uwzględnieniu konkurencyjności unijnego przemysłu w ujęciu globalnym, ale także zwiększania niezależności energetycznej. Wśród planów na zbliżające się 5 lat można znaleźć także cel przyspieszenia transformacji energetycznej, co ma umożliwić zbudowanie prawdziwej unii energetycznej, przy zapewnieniu wystarczających ilości czystej i przystępnej cenowo energii.

Polska, jako państwo kierujące prezydencją Rady UE w pierwszej połowie 2025 r., będzie musiała działać w ramach tych założeń politycznych. Do pewnego stopnia zamierzenia Rady Europejskiej przedstawione w tym programie w obszarze energii i klimatu pokrywają się z kierunkowymi wytycznymi dla tematyki prac Rady UE podczas sprawowania polskiej prezydencji oraz priorytetami w zakresie sprawowania polskiej prezydencji, przyjętymi w drodze uchwał przez Rade Ministrów odpowiednio we wrześniu i listopadzie 2023 r., co jest niewątpliwie dużą szansą polskiego rządu.

Cel na 2040 r. a obowiązki wynikające z Porozumienia paryskiego

Przypomnijmy, że państwa członkowskie i UE postanowiły podjąć działania aby do 2050 r. jako pierwsza na świecie gospodarka i pierwsze na świecie społeczeństwo UE stało się neutralne klimatycznie. Początkowo, przed końcem 2020 r. UE przedstawiła długofalową strategię redukcji emisji i zaktualizowane plany klimatyczne (tzw. ustalone na poziomie krajowym wkłady). Zobowiązała się w nich, że do 2030 r. ograniczy unijne emisje o co najmniej 55% w porównaniu z poziomami z 1990 r., czy też zatrzyma wzrost średniej globalnej temperatury na poziomie dużo poniżej 2°C względem poziomu z czasów przedprzemysłowych i starać się, by było to nie więcej niż 1,5°C.

Pomóc ma w tym Porozumienie paryskie (Porozumienie). Umowa ta weszła w życie 4 listopada 2016 r., gdy spełniony został warunek jego ratyfikacji przez co najmniej 55 państw odpowiedzialnych za co najmniej 55% globalnych emisji gazów cieplarnianych. Warto wspomnieć, że Porozumienie ratyfikowały wszystkie państwa UE. Tworząc niektóre akty prawne, instytucje unijne wprost referowały się do zapisów Porozumienia w przedmiocie globalnego przeglądu, zobowiązując Komisję do podjęcia rewizji tych aktów w określonym momencie. Jednym z tych aktów jest wcześniej wspomniane Europejskie prawo o klimacie.

Ze wspomnianego komunikatu Komisji wynika, że uzgodniony cel klimatyczny na 2040 r. będzie stanowił podstawę nowego, ustalonego na poziome krajowym wkładu UE na 2035 r. w ramach Porozumienia. Chodzi o określenie, co UE zamierza realizować na 2035 r., aby przyczynić się do realizacji założeń Porozumienia. Z komunikatu KE wynika, że wkład UE na 2035 r. ma zostać przekazany UNFCCC, czyli Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu, do 2025 r., przed COP30. Co ważne – unijny wkład jest komunikowany UNFCCC przez Radę UE. Jeżeli zadania w zakresie wpracowania celu klimatycznego na 2040 r. przypadną na polską prezydencję, wówczas także wypracowanie wspólnego stanowiska co do wkładu ustalonego na poziomie krajowym dla UE także będzie zadaniem polskiej prezydencji.

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

Rola magazynów energii w stabilizacji sieci elektroenergetycznej: wyzwania i perspektywy dla rynku energii odnawialnej w Polsce.

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Klimat, OZE, Środowisko, , , Możliwość komentowania Rola magazynów energii w stabilizacji sieci elektroenergetycznej: wyzwania i perspektywy dla rynku energii odnawialnej w Polsce. została wyłączona

Dynamiczny rozwój technologii OZE staje się fundamentem nowoczesnej gospodarki energetycznej. Jednak, mimo postępów, Polska nadal stoi przed wieloma wyzwaniami, które utrudniają pełne wykorzystanie potencjału energii odnawialnej. Jednym z nich jest zarządzanie zmiennością produkcji prądu z rozproszonych źródeł i zapewnienie stabilności systemu elektroenergetycznego.

O problemach na rynku energii odnawialnej oraz strategiach, które mogą wspierać dalszy rozwój OZE w Polsce będą debatować eksperci podczas 40. Konferencji Energetycznej EuroPower & OZE Power, która odbędzie się w dniach 7-8 listopada b.r. w The Westin Warsaw Hotel w Warszawie. Szczegółowa agenda wydarzenia oraz zapisy: https://konferencjaeuropower.pl/europower/program/

Zapraszamy!

Rola magazynów energii w stabilizacji sieci elektroenergetycznej.

Fluktuacyjny charakter produkcji energii ze źródeł odnawialnych, zwłaszcza fotowoltaicznych, stanowi jedno z największych wyzwań w procesie transformacji energetycznej. Luka mocy, czyli różnica między zapotrzebowaniem na energię elektryczną a jej dostępnością w danym momencie, jest zjawiskiem szczególnie nasilonym w przypadku energii słonecznej. Magazyny energii, choć nie są panaceum na wszystkie problemy związane z integracją OZE do sieci, stanowią niezbędne narzędzie do stabilizacji systemu elektroenergetycznego. Gromadzenie energii wytworzonej w godzinach szczytu produkcji, a następnie wykorzystanie jej w okresach deficytu nie tylko zwiększa elastyczności sieci, ale także stabilizuje ją i redukuje ryzyko wystąpienia przerw w dostawach prądu. Ponadto, właściwe wykorzystanie magazynów energii może znacznie ograniczyć konieczność inwestowania w jednostki wytwórcze działające tylko w okresach szczytowego zapotrzebowania. Z perspektywy stabilności systemu, do szybkiego reagowania na nagłe zmiany w popycie najlepiej nadają się technologie magazynowania energii w czasie rzeczywistym, takie jak cewki nadprzewodzące i superkondensatory. Technologie te są jednak nadal w fazie rozwoju i mają swoje specyficzne zastosowania i ograniczenia w porównaniu do bardziej powszechnych rozwiązań takich jak baterie litowo-jonowe.

Magazyny energii nie są jednak w stanie w pełni wyeliminować luki mocy, zwłaszcza podczas długotrwałych okresów bez słońca. Ich pojemność jest wciąż ograniczona, co oznacza, że są skuteczne jedynie w krótkoterminowym bilansowaniu mocy i nie stanowią wystarczającego zabezpieczenia na wypadek przedłużających się okresów o niskiej produkcji prądu z OZE. Kolejnym wyzwaniem są wysokie koszty zarówno inwestycyjne, jak i eksploatacyjne magazynów energii, co może stanowić barierę szczególnie dla mniejszych podmiotów i gospodarstw domowych. Co więcej, technologia ta nie rozwiązuje problemu niedopasowania produkcji energii do zapotrzebowania na nią w skali godzinowej i minutowej. 

Dlatego, aby osiągnąć pełną stabilność sieci elektroenergetycznej, konieczne jest połączenie magazynów energii z innymi rozwiązaniami, takimi jak elastyczne zarządzanie popytem (Demand Side Response), rozwój inteligentnych sieci (smart grids) oraz integracja z konwencjonalnymi źródłami energii, które mogą zapewnić szybki i stabilny dopływ mocy w krytycznych momentach.

Nadprodukcja energii z OZE wyzwaniem dla polskiej sieci przesyłowej.

Wraz ze wzrostem udziału energii pochodzącej z OZE w sieci coraz częściej zachodzi zjawisko tzw. „backflow”, czyli przepływu zwrotnego prądu w kierunku sieci przesyłowej, co może destabilizować system elektroenergetyczny i prowadzić do lokalnych wyłączeń lub obniżenia jakości dostarczanej energii. Dlatego niezbędne jest wdrożenie rozwiązań, które zabezpieczą sieć przed przeciążeniami oraz umożliwią maksymalne wykorzystanie energii z OZE.  Magazyny energii, jak już wspomniano, są jednym z narzędzi, które mogą pomóc w zarządzaniu nadprodukcją prądu ze słońca. Jednakże, aby w pełni wykorzystać potencjał fotowoltaiki należy podjąć także działania na poziomie infrastruktury.  Obecnie, polska sieć przesyłowa i dystrybucyjna nie jest przystosowana do obsługi dużych ilości energii wytwarzanej w sposób rozproszony. Konieczna jest zatem jej szybka modernizacja, która powinna uwzględniać budowę nowych linii przesyłowych, zwiększenie przepustowości istniejących linii, wdrożenie inteligentnych systemów zarządzania siecią oraz integrację z magazynami energii. Bez odpowiednich inwestycji w infrastrukturę przesyłową i dystrybucyjną wyzwania związane z nadprodukcją energii słonecznej mogą stanowić poważną przeszkodę w dalszym rozwoju sektora fotowoltaicznego w Polsce.

Z definicji magazyny energii  stabilizują i wypłaszają profile  energii  eksportowanej do sieci  ich budowa leży w interesie  zarówno inwestorów, poszczególnych OSD jak i PSE.   Najlepszym rozwiązaniem jest tu  dokonywanie uzgodnień co do  maksymalnej mocy wprowadzanej do sieci w danym punkcie  bez znaczenia czy energia pochodzi z  źródła wytwórczego czy magazynu energii tzw „ black box” od punktu  przyłączeniowego. Konieczność przeprowadzania  dodatkowego procesu uzgodnień do już raz zdefiniowanych  przez OSD możliwości sieciowych   niepotrzebnie wydłuża i podnosi koszty   inwestycji   a przy tym  nie zmienia niczego w  limicie mocy możliwej do wprowadzenia do systemu elektroenergetycznego o ile inwestor nie wnioskuje o jego zwiększenie.

Najlepszą praktyką jest tu  praca w oparciu uzgadniany parametr mocy wprowadzanej do sieci Netto  co  czyniłoby proces  transparentnym i efektywnym czasowo           

Ireneusz Kulka, EDP Comercial, CS Poland

Jak nowelizacje przepisów ułatwiają rozwój OZE i magazynów energii.
Dynamiczny rozwój technologii OZE i magazynowania energii, wspierany przez unijne regulacje, stawia przed Polską konieczność aktualizacji istniejącego prawa. Najnowsze zmiany w przepisach dotyczą głównie ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne, a ich celem jest ułatwienie inwestycji w OZE oraz integracji magazynów energii z krajowym systemem elektroenergetycznym.

Jedną z ważnych zmian jest wprowadzenie rejestru magazynów energii, który pozwala na zbieranie danych dotyczących mocy zainstalowanych magazynów, ich lokalizacji oraz integracji z siecią.  Ma to ułatwić m.in. zarządzanie siecią oraz planowanie inwestycji w infrastrukturę przesyłową i dystrybucyjną. Kolejną istotną zmianą z punktu widzenia rozwoju OZE w Polsce jest nowelizacja przepisów prawa budowlanego, która dopuszcza instalację urządzeń OZE o mocy do 150 kW bez konieczności uzyskania pozwolenia na budowę czy zgłoszenia.  W rezultacie, inwestorzy mogą instalować magazyny energii bez obowiązku wliczania ich do ogólnej mocy instalacji, co stanowi istotne ułatwienie dla projektów prosumenckich. Ważnym krokiem w kierunku ustabilizowania sieci elektroenergetycznej oraz wspierania integracji odnawialnych źródeł energii jest wyłączenie magazynowania energii elektrycznej z obowiązku sporządzania taryf przez regulatora. Dzięki temu operatorzy magazynów energii mogą kupować prąd w okresach niskich cen i oddawać go do sieci w okresach wysokiego zapotrzebowania. Pozwala to na bardziej elastyczne i efektywne działanie magazynów na rynku. 

Wymienione zmiany w przepisach są jednymi z ważniejszych wśród wielu innych nowelizacji prawa energetycznego. I chociaż są to zmiany w dobrym kierunku, to wciąż pozostaje problem braku odpowiednich mocy przyłączeniowych w sieci dystrybucyjnej. Dopóki te techniczne ograniczenia nie zostaną rozwiązane, rozwój rynku magazynów energii w Polsce może być wolniejszy niż zakładano, mimo korzystnych zmian w prawie.

Rola wirtualnych elektrowni oraz magazynów energii w mechanizmach DSR.

Wirtualne elektrownie (VPP) pełnią kluczową rolę w mechanizmach Demand Side Response (DSR), działając jako pośrednik między wytwórcami a odbiorcami energii. Dzięki zaawansowanemu zarządzaniu rozproszonymi źródłami energii oraz integracji magazynów energii, VPP znacząco wpływają na bilansowanie systemu elektroenergetycznego. Poprzez inteligentne zarządzanie zużyciem energii, VPP może wygładzać krzywą zapotrzebowania, „ścinając szczyty” w godzinach największego zapotrzebowania i „wypełniając doliny” w okresach mniejszego zużycia. Magazyny energii są tu nieocenione, ponieważ umożliwiają gromadzenie nadwyżek energii w czasie, gdy produkcja przewyższa zapotrzebowanie oraz dostarczanie jej w momentach szczytowych. To z kolei redukuje potrzebę utrzymywania kosztownej rezerwy opartej na węglu i gazie, która tradycyjnie służyła do stabilizacji sieci w czasie szczytów. W efekcie, zmniejsza się zapotrzebowanie na paliwa kopalne, co sprzyja dekarbonizacji sektora energetycznego.

Jednak, aby w pełni wykorzystać potencjał VPP, niezbędne jest wprowadzenie odpowiednich rozwiązań prawnych i technicznych, które będą wspierały rozwój wirtualnych elektrowni oraz systemów magazynowania energii. Przykłady udanych wdrożeń tych technologii w ramach smart grid na świecie pokazują, że integracja VPP i magazynów energii może znacząco poprawić stabilność i efektywność operacyjną systemu elektroenergetycznego.

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.