efektywność energetyczna

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.

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.

Zmiany w charakterystyce energetycznej budynków – decyzja Parlamentu Europejskiego zapadła

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

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

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

Przyczyny wprowadzenia nowej EPBD

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

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

Prace nad zmianami

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

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

Budynki zeroemisyjne

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

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

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

Działania modernizacyjne

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

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

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

Zmierzch paliw kopalnych w ciepłownictwie

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

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

***

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

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

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

Fit for 55, czyli propozycje wdrożenia nowych celów redukcyjnych UE

Aktualności, Budownictwo, Energetyka, Klimat, Środowisko, , , , , , , , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Fit for 55, czyli propozycje wdrożenia nowych celów redukcyjnych UE została wyłączona

Fit for 55

Komisja Europejska przyjęła komunikat Fit for 55, mający na celu dostosowanie polityki unijnej do  obniżenia emisji gazów cieplarnianych netto o co najmniej 55 procent do 2030 r., w stosunku do poziomu z 1990 r. Fit for 55 stanowi konsekwencje przyjęcia w 2019 r. Europejskiego Zielonego Ładu oraz zaakceptowanego rok później przez wszystkie państwa członkowskie Unii Europejskiej, wspomnianego zwiększonego celu redukcji emisji o 55% do 2030 r.  

Wśród przyjętych założeń przewidziano, m.in.:

  • reformę systemu handlu emisjami EU ETS;
  • propozycję mechanizmu dostosowania śladu węglowego na granicy (CBAM);
  • rewizję dyrektywy o wykorzystaniu infrastruktury paliw alternatywnych;
  • zmiany w dyrektywie o odnawialnych źródłach energii;
  • rewizję regulacji o podziale obciążeń (ESR);
  • rewizję dyrektywy o opodatkowaniu energetyki;
  • rozwiązania na rzecz walki z emisjami metanu;
  • rewizję regulacji dot. standardów emisji CO2 w samochodach pasażerskich i lekkich pojazdach komercyjnych.

Infrastruktura paliw alternatywnych

Jednym z filarów pakietu Fit for 55 jest projekt rozporządzenia w sprawie wdrażania infrastruktury paliw alternatywnych oraz uchylającego Dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/94/UE.

Zmiany regulacji w zakresie infrastruktury paliw alternatywnych stanowią wyraz dążeń Unii Europejskiej do zredukowania emisji CO2. Powyższemu celowi służyć ma m.in. dostosowanie infrastruktury do rosnącego użycia paliw odnawialnych i niskoemisyjnych.

Komisja Europejska zawarła w projekcie, zobowiązanie dla każdego państwa członkowskiego do przygotowania i przesłania do 1 stycznia 2024 r. Komisji projektu krajowych ram polityki rozwoju rynku w zakresie paliw alternatywnych w sektorze transportu oraz rozmieszczenie odpowiedniej infrastruktury. Krajowe ramy polityki mają zawierać m.in. ocenę obecnego stanu i możliwości przyszłego rozwoju

Projekt rozporządzenia w sprawie infrastruktury paliw alternatywnych ma ponadto wpływać korzystnie na powstawanie infrastruktury tankowania wodoru. W projekcie przewidziano przepisy mające na celu zapewnienie minimalnej ilość ogólnodostępnych punktów tankowania wodoru dedykowanych do pojazdów ciężarowych i pojazdów lekkich w sieci bazowej i kompleksowej TEN-T. Zgodnie z założeniami projektu, co 150 km wzdłuż sieci bazowej TEN-T oraz w każdym węźle miejskim dostępna ma być jedna stacja paliw.

System ETS

Kolejny istotny element przewidziany w pakiecie to projekt zmiany dyrektywy 2003/87/WE ustanawiającej system handlu uprawnieniami emisji gazów cieplarnianych w Unii Europejskiej oraz decyzji (UE) 2015/1814 w sprawie ustanowienia i funkcjonowania rezerwy stabilności rynkowej dla unijnego systemu handlu uprawnieniami emisji gazów cieplarnianych.

Jako cele zmiany dyrektywy 2003/87/WE oraz decyzji 2015/1814 Komisja Europejska wskazała przede wszystkim:  

  • wzmocnienie systemu EU ETS w jego obecnym zakresie w celu zapewnienia odpowiednich wkładów w ogólny cel wynoszący co najmniej – 55 % emisji gazów cieplarnianych w porównaniu z 1990 r.;
  • zapewnienie ciągłej, skutecznej ochrony sektorów narażonych na znaczne ryzyko wycieku emisji przy jednoczesnym zachęcaniu do stosowania technologii niskoemisyjnych;
  • dokonanie przeglądu wykorzystania przychodów ze sprzedaży aukcyjnej oraz wielkości i funkcjonowania finansowania niskoemisyjnych mechanizmów;
  • przegląd systemu monitorowania, raportowania i weryfikacji emisji CO2 z transportu morskiego w    celu uwzględnienia jego włączenia w EU ETS.

W komunikacie Ministerstwa Klimatu i Środowiska dotyczącym pakietu Fit for 55 za korzystne dla Polski, uznano w m.in. poniższe rozwiązania dot. systemu ETS:

  • zachowanie elementów redystrybucyjnych w ETS w postaci puli solidarnościowej oraz zwiększenie Funduszu Modernizacyjnego;
  • zachowanie darmowych uprawnień w systemie ETS;
  • zachowanie kryteriów dla podziału zobowiązań państw członkowskich w zakresie sektorów nie objętych system handlu emisjami.

Zaproponowany unijny system handlu emisjami odnosi się także do produkcji wodoru. Ma on objąć w ramach unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji produkcję wodoru za pomocą elektrolizerów

Wodór

Jako jeden z istotnych czynników mających umożliwić ograniczenie emisji gazów cieplarnianych netto o co najmniej 55% do 2030 r. Komisja Europejska wskazała wykorzystanie innowacyjnych nośników energii m.in. wodoru pochodzącego w szczególności z energii odnawialnej. Zgodnie z założeniami przedstawionymi w pakiecie, wodór może być stosowany jako paliwo, nośnik energii lub surowiec.
W konsekwencji, jego zastosowanie może zmniejszyć emisje w sektorach, w których ich ograniczenie jest szczególnie problematyczne tj. w przemyśle oraz w transporcie.

Wśród celów szczegółowych w powyższym zakresie Komisja Europejska wskazała powstanie 40 GW odnawialnych elektrolizerów wodoru do 2030 r.  oraz produkcję 10 milionów ton odnawialnego wodoru.

Pakiet Fit for 55 jest określany mianem największej w historii Unii Europejskiej reformy klimatyczno-energetycznej. Zdaniem Komisji Europejskiej ma on przypieczętować pozycję UE jako światowego lidera w podejmowaniu działań na rzecz przeciwdziałania zmianie klimatu. Publikacja pakietu z pewnością otworzy dyskusję nad ostatecznym sposobem realizacji celu redukcji emisji gazów cieplarnianych netto o co najmniej 55 procent do 2030 r. w stosunku do poziomu z 1990 r.

Autorka: Daria Pajdowska, Kancelaria Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Zmiana definicji małej instalacji OZE jako czynnik mający wesprzeć rozwój inwestycji w odnawialne źródła energii

Aktualności, Energetyka, OZE, , , , , , , , , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Zmiana definicji małej instalacji OZE jako czynnik mający wesprzeć rozwój inwestycji w odnawialne źródła energii została wyłączona

Trwają prace nad projektem nowelizacji [1] ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii. Zaproponowane zmiany stanowią próbę odpowiedzi na oczekiwania branży oraz zobowiązania wynikające z prawa unijnego.

Jedna z najistotniejszych kwestii dotyczy nowego brzmienia definicji małej instalacji OZE [2] . Zmiana dotyczy podniesienia górnego progu łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej z 0,5 MW do 1 MW oraz mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu z 0,9 MW do 3 MW instalacji, co bezpośrednio wpływa na ograniczenie obowiązku koncesyjnego dla istotnej części podmiotów rynku. Nowelizacja potwierdza również dotychczasową praktykę dotyczącą sposobu określania łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej instalacji OZE.

Zaproponowane zmiany odnoszą się ponadto do wydłużenia terminów określonych w Ustawie z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii („Ustawa OZE”). Zgodnie z założeniami, do dnia 30 czerwca 2045 roku ma zostać wydłużony maksymalny okres:

  1. obowiązywania mechanizmu rozliczeń „opustu” w ramach systemu prosumenckiego;
  2. obowiązku zakupu niewykorzystanej energii elektrycznej przez mikroinstalacje OZE działające poza systemem prosumenckim;
  3. obowiązku zakupu niewykorzystanej energii elektrycznej po stałej cenie albo prawa do dopłaty do ceny rynkowej energii elektrycznej w ramach systemów FIT oraz FIP;
  4. obowiązku zakupu energii elektrycznej po stałej cenie albo prawa do dopłaty do ceny rynkowej energii elektrycznej w ramach systemu aukcyjnego (Postulat przedłużenia systemu aukcyjnego jest argumentowany ciągłością korzystania ze sprawdzonego i znanego interesariuszom rozwiązania).

Jak wynika z załącznika do Dyrektywy 2009/28/WE w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych („Dyrektywa OZE”), określającego krajowe cele ogólne w zakresie udziału energii z OZE w końcowym zużyciu energii brutto w  2020 r., Polska została zobowiązana do osiągnięcia w miksie energetycznym krajowego celu na poziomie 15 %. Zdaniem ekspertów realizacja powyższego planu nie jest możliwa, nawet po uwzględnieniu inwestycji zrealizowanych w ramach systemu aukcyjnego w latach 2018 – 2020.[1] Co prawda sama Dyrektywa OZE nie nakłada sankcji za niezrealizowanie jej założeń, jednak niespełnienie wyznaczonego celu może rodzić dla kraju negatywne skutki finansowe, w tym wynikające z konieczności dokonania transferu statystycznego , którego koszt został oszacowany przez Najwyższą Izbę Kontroli w granicach 8 mld zł.[2]

Celem zminimalizowania potencjalnych negatywnych skutków niewypełnienia unijnych założeń przez Polskę oraz w odpowiedzi na apel podmiotów działających w branży energetycznej, zaproponowano zmianę treści ustawy OZE. Zgodnie z prezentowanymi propozycjami podmiotów z branży energetycznej, pilna potrzeba reform dotyczy przede wszystkim obniżenia progu koncesyjnego dla małych instalacji OZE poprzez rezygnację z obowiązku uzyskania koncesji przez wszystkie OZE o mocy do 1 a nawet 50 MW. Zgodnie ze stanowiskiem prezentowanym w branży, wymóg koncesji w przypadku urządzeń o mocy większej niż 0,5 MW nie odpowiada definicji działalności koncesjonowanej. Zdaniem ekspertów, zważywszy na istotę takowej działalności jako mającej szczególne znaczenie dla bezpieczeństwa państwa lub obywateli albo ważny interes publiczny, obowiązek koncesyjny obejmujący wytwarzanie energii z instalacji o mocy w granicach 500 kW – 1 MW, wydaje się całkowicie nieuzasadniony, szczególnie uwzględniając produktywność instalacji tego rodzaju, która zazwyczaj nie przekracza 1100 MWh rocznie.[3]

Aktualny stan prawny zdaje się nie odpowiadać także ustawodawstwu unijnemu w przedmiotowym zakresie. W treści Dyrektywy 2018/2001 w sprawie promowania stosowania energii z odnawialnych źródeł energii („Dyrektywa RED II”) wskazano bowiem, że państwa członkowskie powinny podjąć właściwe kroki, aby zapewnić obiektywność, przejrzystość i proporcjonalność przepisów dotyczących wydawania koncesji, a charakter poszczególnych technologii OZE powinien być w pełni uwzględniony w przepisach.[4]

Zgodnie z założeniami, projektowane zmiany mają ograniczyć obowiązki koncesyjne dla przedsiębiorców, którzy wykonują działalność gospodarczą w zakresie instalacji OZE. Jedną z kluczowych zmian jest modyfikacja definicji „małej instalacji OZE” poprzez podniesienie górnego progu łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej z 50 kW do 1 MW oraz mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu z 0,9 MW do 3 MW instalacji, w której łączna moc zainstalowana elektryczna jest większa niż 50 kW i nie większa niż 1 MW. Zmiana ta ma bezpośrednio wpłynąć na ograniczenie obowiązku koncesyjnego dla istotnej części podmiotów rynku energii, bowiem wytwarzanie energii elektrycznej z małej instalacji nie podlega obowiązkowi uzyskania koncesji.

Przyjęcie projektu ustawy może przynieść dodatni skutek również ze względu na  spodziewane usprawnienie procedur administracyjnych, co miałoby być szczególnie korzystne dla podmiotów korzystających z systemu aukcyjnego. Zyskać mógłby przede wszystkim sektor fotowoltaiczny. Zgodnie z szacunkami Instytutu Energii Odnawialnej, w związku z przeprowadzonymi dotychczas aukcjami w koszyku wiatrowo-fotowoltaicznym, ilość projektów o jednostkowej mocy do 1 MW, dla których zabezpieczono prawa do sprzedaży, oscyluje w granicach 1,7 tys., przy czym ich łączna moc wynosi około 1,66 GW.

Obecnie, aby rozpocząć sprzedaż inwestorzy muszą uzyskać koncesję, co zważywszy na ilość składanych wniosków jest problematyczne. Nieuzyskanie koncesji, a tym samym nierozpoczęcie sprzedaży energii w ciągu trzech lat wiąże się dla inwestora z konsekwencjami w postaci utraty kaucji oraz wyłączeniem możliwości udziału w systemie aukcyjnym przez kolejne trzy lata, co znacząco podwyższa ryzyko rozwoju tego sektora.[5] Tym samym, zmniejszenie biurokratyzacji poprzez ograniczenie obowiązku koncesyjnego dla przedmiotowej grupy wytwórców może okazać się swoistym „odblokowaniem”.

Liberalizacja przepisów dotyczących koncesji, jako próba odpowiedzi na potrzeby rozwijającego się rynku może okazać się realnym wsparciem dla sektora odnawialnych źródeł energii w Polsce. Zniesienie obowiązku koncesyjnego dla instalacji o łącznej mocy zainstalowanej – do 1 MW oraz mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu – do 3 MW, stanowiłoby dostosowanie do przepisów prawa unijnego oraz korzystnie wpłynęłoby na spójność prawa polskiego. Ograniczający ryzyko skutek usprawnienia administracyjnego zdaje się być cenny ze względu na spodziewaną stagnację w sektorze, szczególnie w obliczu dążeń do realizacji krajowego celu OZE. Mimo to, Polska nadal jest daleka od realizacji celów Dyrektywy RED II, a postulaty branży jedynie wybiórczo zostały wzięte pod uwagę. Nie uwzględniono m.in. postulowanego w konsultacjach do nowelizacji ustawy z 2019 roku, wsparcia dla biometanu.

[1] https://www.cire.pl/item,195211,13,0,0,0,0,0,cel-oze-na-2020-co-sie-stanie-jesli-polska-go-nie-osiagnie.html

[2] Najwyższa Izba Kontroli., Informacje o wynikach kontroli „Rozwój sektora odnawialnych źródeł energii” https://www.nik.gov.pl/plik/id,18357,vp,20955.pdf

[3]https://www.gramwzielone.pl/trendy/102797/wisniewski-6-postulatow-do-tegorocznej-nowelizacji-ustawy-o-oze-01, https://www.gramwzielone.pl/energia-sloneczna/102708/pses-wpis-do-rejestru-malych-instalacji-zamiast-koncesji-dla-farm-pv-do-1-mw, dostęp z dnia 13.08.2020 r.

[4] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych., art. 15 pkt 1 lit. b., https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/PDF/?uri=CELEX:32018L2001&from=EN, dostęp z dnia 17.08.2020 r.

[5] https://www.gramwzielone.pl/trendy/102803/odnawialne-zrodla-energii-do-1-mw-dostana-zwolnienie-z-koncesji, dostęp z dnia 17.08.2020 r.

autor: Daria Pajdowska, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Rozporządzenie w sprawie sposobu i trybu wprowadzania ograniczeń w poborze gazu ziemnego

Aktualności, Gaz, , , , , , , , Możliwość komentowania Rozporządzenie w sprawie sposobu i trybu wprowadzania ograniczeń w poborze gazu ziemnego została wyłączona

Rozpoczęto prace nad rządowym projektem rozporządzenia w sprawie sposobu i trybu wprowadzania ograniczeń w poborze gazu ziemnego. Zadaniem postawionym przed Ministerstwem Energii, organem odpowiedzialnym za opracowanie projektu, jest „zwiększenie efektywności mechanizmu wprowadzania ograniczeń w poborze gazu ziemnego – jednego z dwóch głównych środków przeciwdziałania zakłóceniom w dostawach”. Miałoby to nastąpić m.in. poprzez objęcie ograniczeniami w poborze większej grupy odbiorców niezakwalifikowanych do grupy chronionych. Żeby jednak odpowiednio przeprowadzić powyższą klasyfikację, konieczne jest utworzenie polskiej definicji „odbiorcy chronionego”. Ów wymóg wynika także z rozporządzenia nr 2017/1938 Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) z dnia 17 października 2017 r. dotyczącego środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego i uchylającego rozporządzenie (UE) nr 994/2010. Do zwiększenia efektywności mechanizmu wprowadzania ograniczeń w poborze gazu ziemnego przyczynić ma się także „zdefiniowanie na nowo stopni zasilania oraz zasad ich ustalania” i to zarówno w stosunku do odbiorców o mocy przyłączeniowej większej lub równej 5,5 MWh/h, jaki i tych o mniejszej mocy przyłączeniowej.

Stworzenie projektu rozporządzenia motywowane jest chęcią wykorzystania ograniczeń w poborze gazu jako narzędzia skutecznego w przypadku wystąpienia zakłóceń w jego dostawie. Dzięki temu odpowiednie ograniczenia zapewniłyby odbiorcom chronionym bezpieczne dostawy gazu ziemnego.

Zgodnie z projektowanym rozporządzeniem, nastąpić miałoby to dzięki przekazywaniu przez dostawcę gazu ziemnego do odbiorców chronionych właściwemu operatorowi lub przedsiębiorstwu energetycznemu informacji o ilości gazu ziemnego, która jest niezbędna do realizacji dostaw do jego odbiorców chronionych – podaje ME.

Jak czytamy w BIP – projekt przewiduje także wprowadzenie jedenastego stopnia zasilania, czyli całkowitego ograniczenia poboru gazu ziemnego w krytycznej sytuacji, jeśli dostępne ilości gazu ziemnego nie będą pozwalały na pokrycie zapotrzebowania obiorców chronionych.
Rozporządzenie precyzuje także sposób publikowania obowiązujących stopni zasilania, przede wszystkim poprzez wprowadzenie obowiązku podania tych informacji do wiadomości publicznej z 10-godzinnym wyprzedzeniem, czy zasady umieszczania ich na stronach internetowych właściwych operatorów i bezpośrednie przekazywanie przez nich usług przesyłania lub dystrybucji gazu ziemnego podmiotom zlecającym.

***

Termin przyjęcia projektu przez Radę Ministrów został wyznaczony na trzeci kwartał 2019 roku.

Autor: Barbara Wojciechowska, Wawrzynowicz i Wspólnicy sp.k.

Projekt opinii w sprawie transformacji społeczno – gospodarczej regionów górniczych w Europie

Aktualności, Energetyka, Klimat, , , , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Projekt opinii w sprawie transformacji społeczno – gospodarczej regionów górniczych w Europie została wyłączona

Podczas posiedzenia Komisji Polityki Gospodarczej, które odbyło się 9 lipca 2019 r., został omówiony projekt opinii w sprawie transformacji społeczno – gospodarczej regionów górniczych w Europie.

Celami europejskiej polityki klimatycznej są przede wszystkim obniżenie poziomu globalnego ocieplenia do poziomu poniżej 2°C w stosunku do poziomu sprzed epoki przemysłowej oraz osiągnięcie neutralności klimatycznej do 2050 r. Na drodze ku tym dążeniom kluczowe jest znaczne ograniczenie produkcji energii z paliw kopalnych, w szczególności, gdy chodzi o tę wytwarzaną z węgla. Bezsprzecznie pociągnie to za sobą zamknięcie wielu rentownych kopalni węgla kamiennego i kopalni odkrywkowych, co spowoduje konieczność oparcia łańcuchów wartości dodanej na innych podstawach, a tym samym zmianę struktury gospodarczej omawianych regionów.

Liczba osób zatrudnionych w przemyśle węglowym (w Europie – 207 tysięcy) oraz pracowników przemysłu pośrednio z nim związanego (215 tysięcy) jest bardzo duża. Niesie to za sobą konieczność zapewnienia odpowiedniego wsparcia, szkoleń, a przede wszystkim pomocy finansowej dla tych pracowników. Dlatego też, zgodnie z projektem opinii, wyznaczone mają zostać dla nich nowe perspektywy (np. możliwość przekwalifikowania pracowników przemysłu węglowego, utworzenie nowych miejsc pracy w danym regionie czy w regionie sąsiadującym) i środki służące ich osiągnięciu.

Europejski Komitet Regionów zwraca uwagę, że zmiany strukturalne każdego z regionów powinny uwzględniać jego swoiste atuty i predyspozycje. Ażeby przedsiębrać efektywne rozwiązania dostosowane regionalnie, członkowie Komitetu postulują stałą wymianę informacji miedzy regionami. Od 11 grudnia 2017 roku umożliwia ją powołana przez KE „Platforma na rzecz transformacji regionów górniczych”, której celem jest, jak podaje sprawozdawca, wspieranie państw członkowskich i regionów w ich wysiłkach na rzecz modernizacji gospodarki oraz przygotowania ich do strukturalnych i technologicznych przemian w regionach górniczych.

W kontekście przemian podkreśla się potrzebę inwestycji w infrastrukturę energetyczną, transportową, a w szczególności cyfrową. Za istotne uważa się wpieranie przedsiębiorstw typu start – up oraz procesu innowacji przedsiębiorstw istniejących już w regionach. Pomocą należy objąć także mniejszych pracodawców regionalnych z sektorów przemysłu, handlu i rzemiosła. W procesie przekształcania regionów nie należy zapominać też o znaczącej roli, jaką mogą w nich odegrać środowiska naukowe – dlatego konieczne jest wsparcie dla tworzenia szkół wyższych, przede wszystkim tych zorientowanych na przyszłe technologie.

Oczywistym jest, że proces przemiany regionów pociąga za sobą konieczność zapewnienia pomocy finansowej regionom górniczym. Ich źródłem mają być w pierwszej kolejności środki publiczne zainteresowanych państw członkowskich, a następnie finansowanie na szczeblu europejskim. Jednak jako że nie jest ono satysfakcjonująco wysokie, EKR z zadowoleniem przyjmuje apel Parlamentu Europejskiego o dodatkowe finansowanie (4,8 mld EUR) na rzecz przekształceń strukturalnych regionów górniczych w ramach trwających negocjacji w sprawie wieloletnich ram finansowych (WRF). Sprawozdawca podkreśla, iż takie wsparcie będzie istotną motywacją ku przemianie w sytuacji utraty dochodów z produkcji energii.

W ostatniej części projektu opinii zwrócono uwagę na konieczność stworzenia odpowiednich wytycznych zachęcających regiony górnicze do przemian poprzez umożliwienie im takiego wycofania z produkcji energii z paliw kopalnych, który przyniesie korzyść. EKR wzywa jedocześnie do wyznaczenia specjalnych obszarów wsparcia dla regionów górniczych na mocy art. 107 ust. 3 lit. a) i c) TFUE. Żeby powyższe zagadnienia rozwiązać terminowo proponuje się niezwłoczne utworzenie wspólnej grupy roboczej składającej się z przedstawicieli zainteresowanych regionów i państw członkowskich, Dyrekcji Generalnej ds. Konkurencji i Polityki Regionalnej oraz Komitetu Regionów.

Autor: Barbara Wojciechowska, Wawrzynowicz i Wspólnicy sp.k.

Wydłużone terminy ważności białych certyfikatów

Aktualności, Energetyka, OZE, , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Wydłużone terminy ważności białych certyfikatów została wyłączona

Z końcem ubiegłego miesiąca weszła w życie ustawa z dnia 13 czerwca 2019 r. zmieniająca ustawę o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw, ustawę o efektywności energetycznej oraz ustawę o biokomponentach i biopaliwach ciekłych („Nowelizacja”, „Ustawa”).

W zakresie zmiany ustawy o efektywności energetycznej zaproponowano wydłużenie ważności przetargowych świadectw efektywności energetycznej (tzw. białych certyfikatów) do końca czerwca 2021 r. Dotychczas przepisy ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej (Dz. U. z 2019 r. poz. 545 t. j.) przewidywały, że z dniem 30 czerwca 2019 r. traci ważność część białych certyfikatów, które nie zostały przedstawione do umorzenia.

W ustawie o efektywności energetycznej nie tylko wydłużono termin ważności białych certyfikatów, ale wykreślono także część krajowych przepisów dot. sporządzania Krajowego Planu Działania z uwagi na określenie obowiązków w tym zakresie przez przepisy unijne.

Nowelizacja odnosi się również do zmian w treści przepisów ustawy z dnia 22 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach ciekłych. Zaproponowano ponadto rozszerzenie katalogu podmiotów mogących uzyskać wsparcie na zakup pojazdów osobowych zasilanych wyłącznie wodorem lub energią elektryczną. W związku z powyższym, wsparcie będzie skierowane nie tylko do przedsiębiorców i JST, ale również do osób fizycznych nieprowadzących działalności gospodarczej z pominięciem procedury konkursowej.

Szeroki zakres zmian wprowadzono do przepisów ustawy z dnia 28 grudnia 2018 r. o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw („Ustawa nowelizowana”), tzw. ustawy o cenach energii.

Kolejna już nowelizacja ustawy ws. zmian cen energii wprowadza zmiany w zakresie katalogu beneficjentów oraz w mechanizmie stabilizacji cen w II półroczu 2019. Nowelizacja przewiduje, że po przyjęciu nowych przepisów sytuacja około 98 procent odbiorców końcowych nie zmieni się w drugim półroczu 2019 roku w porównaniu do sytuacji z pierwszego półrocza. Oznacza to, że odbiorcy ci będą płacili przez cały rok 2019 obniżoną cenę z 2018 roku.

W przypadku odbiorców energii elektrycznej, którzy płacą obecnie wyższe ceny za energię elektryczną niż w 2018 roku szacuje się, że ich umowy zostaną odpowiednio dostosowane do końca lipca 2019, ze skutkiem od 1 stycznia 2019 roku. Większość z tych odbiorców, aby móc w drugiej połowie 2019 roku korzystać z obniżonych cen, musi złożyć w ciągu 28 dni od dnia wejścia w życie nowelizacji oświadczenia do przedsiębiorstw energetycznych. Oświadczenie to nie będzie wymagane jedynie dla odbiorców korzystających z grupy taryfowej G, w której znajdują się gospodarstwa domowe.

Ustawa zmienia również zakres zastosowania mechanizmu obniżającego ceny energii – obowiązek stosowania obniżonych cen w okresie od 1 lipca 2019 r. obejmie następujące grupy podmiotów: odbiorcy z grupy taryfowej G, w tym gospodarstwa domowe, mikro przedsiębiorstwa oraz małe przedsiębiorstwa, szpitale, jednostki sektora finansów publicznych, w tym samorządy, państwowe jednostki organizacyjnymi nieposiadającymi osobowości prawnej (np. lasy państwowe).

Średnie i duże przedsiębiorstwa w pierwszej połowie 2019 r., zgodnie z przepisami obowiązującego od 1 stycznia 2019 r. art. 5, zostali objęci obowiązkiem oferowania przez przedsiębiorstwa obrotu cen i stawek opłat na poziomie nie wyższym, niż ceny i stawki opłat obowiązujące 30 czerwca 2019 r. Zatem, podobnie jak pozostali odbiorcy końcowi energii elektrycznej, przedsiębiorstwa te będą beneficjentami przepisów art. 5 za okres od 1 stycznia 2019 r. do 30 czerwca 2019 r. Sytuacja średnich i dużych przedsiębiorstw zmieni się od 1 lipca 2019 r., ponieważ przedsiębiorstwa obrotu nie będą miały już obowiązku oferowania cen energii elektrycznej na poziomie z 30 czerwca 2018 r. Niemniej jednak średnie i duże przedsiębiorstwa w drugim półroczu będą korzystały z obniżonej stawki na akcyzę oraz obniżonej opłaty przejściowej. Patrząc obiektywnie na sytuację na hurtowym rynku energii elektrycznej w całej Europie, istnieje duże prawdopodobieństwo, że od lipca 2019 r. przedsiębiorstwa obrotu zaoferują podwyżki cen energii elektrycznej tym odbiorcom. Dla średnich i dużych przedsiębiorstw nowelizacja ustawy wprowadza jednak możliwość ubiegania się o dopłatę do każdej zakupionej i zużytej kilowatogodziny energii elektrycznej w II połowie 2019 r. w ramach dozwolonej pomocy de minimis. Wartość tej pomocy obwarowana jest limitami, który w największej liczbie przypadków wynosi 200 tys. € (ok. 860 tys. PLN) otrzymanej pomocy w bieżącym roku podatkowym oraz w dwóch poprzedzających go latach podatkowych.

Nowelizacja nakłada również obowiązki na samych odbiorców końcowych. Odbiorcy końcowi będą zobowiązani do złożenia stosownego oświadczenia (zgodnie ze wzorem stanowiącym załącznik do Ustawy) przedsiębiorstwu energetycznemu wykonującemu działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną i jednocześnie będącemu stroną umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej z danym odbiorcą. W konsekwencji zobowiązano również odbiorców końcowych do informowania przedsiębiorstwa energetycznego o utracie lub uzyskaniu statusu odbiorcy, względem którego należy stosować stawki, o których mowa powyżej do końca 2019 roku.

Doprecyzowaniu uległy również terminy, o których mowa w art. 6 Ustawy nowelizowanej, przy zachowaniu dotychczasowej praktyki stosowania tzw. milczącej zgody przez przedsiębiorstwa energetyczne polegającej na przesyłaniu propozycji zmian umowy z wyznaczeniem terminu, po którym zmiany te wejdą w życie, jeżeli adresat nie odmówi przyjęcia proponowanych warunków. Dodano także zapis, zgodnie z którym przedsiębiorstwo obrotu pozostaje bez winy wówczas, gdy nie doszło do zmiany umowy i dostosowania cen i stawek opłat do tych, które obowiązywały w dniu 30 czerwca 2019 r. wówczas, gdy to odbiorca końcowy nie dostarczył wymaganych do zmiany umowy dokumentów.

Ponadto, zaproponowano zapis, zgodnie z którym w przypadku, gdy umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa kompleksowa zawarta pomiędzy przedsiębiorstwem energetycznym wykonującym działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną i odbiorcą końcowym przewiduje określanie obowiązującej w 2019 r. lub w części 2019 r. ceny energii elektrycznej na podstawie wyboru przez odbiorcę końcowego terminu zakupu energii elektrycznej na giełdzie towarowej, przedsiębiorstwo to dostarcza odbiorcy końcowemu propozycję wprowadzenia zmiany do umowy w zakresie ceny energii elektrycznej, w której na pozostałą część 2019 r. oferuje stałą cenę energii elektrycznej.

Zmiany obejmują również art. 7 ust. 1 Ustawy nowelizowanej poprzez zmianę brzmienia części wspólnej oraz zmianę sposobu określania kwoty różnicy ceny dla odbiorcy końcowego kupującego energię elektryczną na własne potrzeby z pominięciem przedsiębiorstw obrotu. Zdecydowano, że w tym przypadku kwota różnicy ceny zostanie obliczona na podstawie różnicy cen na hurtowym rynku energii elektrycznej, która będzie stanowiła jednostkową dopłatę do zużytej energii elektrycznej. Szczegółowy sposób obliczania kwoty różnicy cen określi rozporządzenie wydane na podstawie art. 7 ust. 2 ustawy zmienianej. Do treści art. 7 dodano również nowe zapisy wprowadzające uprawnienie do ubiegania się o dofinansowane w ramach pomocy de minimis dla średnich i dużych przedsiębiorstwo. W konsekwencji dodano również zapis określający sposób ubiegania się o pomoc de minimis na podstawie wniosków z zastrzeżeniem, że ostatnim dniem na złożenie wniosku o pomoc de minimis będzie 30 czerwca 2020 r.

Wprowadzono również dodatkowe uprawnienie do występowania do Prezesa URE o określenie indywidualnych pozostałych kosztów jednostkowych, o których mowa w art. 7 Ustawy nowelizowanej.

Istotna zmiana została również zaproponowana w treści art. 8 Ustawy nowelizowanej. Ust. 4a ww. przepisu ma stanowić podstawę uprawnienia Zarządcy Rozliczeń S.A. do wystąpienia o przedstawienie dokumentów lub informacji mających znaczenie dla oceny prawidłowości wielkości wolumenu energii elektrycznej, w stosunku do którego dane przedsiębiorstwo obrotu ubiega się o wypłatę z Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny.

***

Równocześnie, w czerwcu ruszyły prace Sejmu nad drugim projektem ustawy stanowiącym propozycję zmiany terminu umarzania białych certyfikatów. Poselski projekt ustawy o zmianie ustawy o efektywności energetycznej (druk sejmowy nr 3549) wpłynął do Sejmu w dniu 11 czerwca 2019 r. i został skierowany do I czytania dopiero jednak w dniu podjęcia uchwały o przyjęciu omawianej powyżej Nowelizacji.

Autor: Joanna Nowak, Wawrzynowicz i Wspólnicy sp.k.

Krajowy plan na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030

Aktualności, Energetyka, Klimat, OZE, , , Możliwość komentowania Krajowy plan na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030 została wyłączona

Krajowy plan na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030

Ministerstwo Energii przedstawiło do konsultacji projekt dokumentu „Krajowy plan na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030” (KPEiK). Przedstawia on założenia i cele oraz polityki i działania na rzecz realizacji pięciu wymiarów unii energetycznej:

I. bezpieczeństwa energetycznego,

II. wewnętrznego rynku energii,

III. efektywności energetycznej,

IV. obniżenia emisyjności oraz

V. badań naukowych, innowacji i konkurencyjności.

Obniżenie emisyjności

1. W kwestii ograniczania negatywnego wpływu transportu na środowisko:

  • cel pośredni to do 2025 r. redukcja emisji CO2 w samochodach osobowych i lekkich samochodach dostawczych o 15% w odniesieniu do roku 2021,
  • cel główny – do 2030 r. redukcja emisji CO2 w samochodach osobowych i lekkich samochodach dostawczych o 30% w odniesieniu do roku 2021.

Według Planu zadanie to będzie tym większym wyzwaniem, że przewiduje się zarówno w Polsce, jak i w całej UE, dalszy znaczący wzrost przewozów, szczególnie ładunków, jako nieodzowny skutek kontynuowanego rozwoju gospodarczego.

3. Obecnie z węgla kamiennego i brunatnego wytwarzane jest ok. 77% energii elektrycznej. Założeniem jest zmniejszenie udziału węgla kamiennego i brunatnego w tej produkcji do 60% w 2030 roku i dalszy trend spadkowy do 2040 r.

4. W ramach realizacji ogólnounijnego celu na 2030 r. Polska deklaruje także osiągnięcie do 2030 r. 21% udziału OZE w finalnym zużyciu energii brutto (zużycie łącznie w elektroenergetyce, ciepłownictwie i chłodnictwie oraz na cele transportowe). Cel unijny to minimum 32%.

Planuje się utrzymanie i tworzenie następujących mechanizmów wsparcia wytwarzania energii z OZE:

  • aukcje – przeznaczone są dla źródeł wytwarzających energię w sposób profesjonalny, czyli zapewniających dyspozycyjność i odpowiednio wysoką moc,
  • system taryf gwarantowanych oraz dopłat – skierowane są dla źródeł o najmniejszej mocy, służą zagospodarowaniu energii niewykorzystanej przez niewielkiego wytwórcę,
  • dotacje, pomoc zwrotna – mechanizm uzależniony od potrzeb lokalnych, dystrybuowany w regionach,
  • gwarancje pochodzenia – to dobrowolny instrument wsparcia – mają charakter certyfikatu, a popyt na nie kreują odbiorcy, którym zależy na postrzeganiu ich jako ekologiczna firma (np. ładowarki do samochodów elektrycznych),
  • mechanizmy pomocy skierowane do szczególnych technologii – to rozwiązanie przeznaczone dla źródeł, które nie mają konkurencji na rynku, gdyż są nową technologią (np. morska energetyka wiatrowa), ale z różnych względów ich wdrożenie na rynek jest istotne dla kraju.

Efektywność energetyczna

Na podstawie analizy efektów i wpływu na PKB oraz potencjału oszczędności, Polska deklaruje krajowy cel w zakresie poprawy efektywności energetycznej do 2030 r. na poziomie 23%. Cel unijny to 32,5 %.

Przewiduje się do 2030 r. zwiększenie ilości efektywnych energetycznie systemów ciepłowniczych lub chłodniczych, poprzez:

  • zwiększenie wykorzystania OZE w ciepłownictwie systemowym,
  • zwiększenie wykorzystania odpadów na cele energetyczne,
  • modernizację i rozbudowę systemów ciepłowniczych i rozwój technologii wytwarzania chłodu z ciepła sieciowego,
  • popularyzację magazynów ciepła i inteligentnych sieci.

Bezpieczeństwo energetyczne

1. Uruchomienie pierwszego bloku (o mocy ok. 1-1,5 GW) pierwszej elektrowni jądrowej przewidziano na 2033 r. W kolejnych latach planowane jest uruchomienie kolejnych pięciu takich bloków (do 2043 r.).

2. Zakłada się zmniejszenie do 60% udziału węgla w wytwarzaniu energii elektrycznej w 2030 roku.

3. Do 2030 roku przewiduje się:

  • utrzymanie niezależności od importu energii elektrycznej z państw trzecich,
  • powstanie 300 obszarów zrównoważonych energetycznie na poziomie lokalnym,
  • pokrywanie popytu na węgiel z zasobów krajowych (surowiec importowany będzie miał charakter uzupełniający).

Wewnętrzny rynek energii

1. W perspektywie do 2030 r. przewidywane jest zwiększenie przepustowości obecnych elektroenergetycznych połączeń transgranicznych Polski, wynikające z realizacji projektów w korytarzu Polska-Litwa oraz Polska-Niemcy.

2. Celem jest także zwiększenie elastyczności pracy systemu, tak aby mógł on właściwie reagować na zmieniający się poziom popytu na energię elektryczną oraz zwiększony udział źródeł niesterowalnych.

3. W ramach rozbudowy systemu gazowego dystrybucyjnego i przesyłowego zakłada się gazyfikację regionów niezgazyfikowanych, co umożliwi przyłączanie do sieci kolejnych odbiorców oraz zwiększenie liczby świadczonych usług przesyłu i dystrybucji gazu. Wzrost wykorzystania paliwa gazowego do celów energetycznych ma znacząco wpłynąć na poprawę jakości powietrza.

Planuje się prowadzenie działań w celu zagwarantowania odpowiedniego poziomu elastyczności systemu energetycznego poprzez:

  • rozbudowę sieci przesyłowej,
  • budowę nowoczesnych bloków wytwórczych o dużej regulacyjności,
  • modernizowanie małych i średnich bloków (przebudowa bloków termicznych, pozwalająca na pracę z minimalnym obciążeniem technicznym do 20-30%),
  • rozbudowę inteligentnych sieci energetycznych wraz z inteligentnym opomiarowaniem pozwalającą na przesuwanie popytu na energię elektryczną,
  • przesuwanie popytu na energię elektryczną z wyżyn do dolin nocnych,
  • wykorzystanie regulacyjnych usług systemowych.

Badania naukowe, innowacje i konkurencyjność

1. Zwiększenie nakładów na działalność badawczo-rozwojową w Polsce do 1,7% PKB w 2020 r. oraz 2,5% PKB w 2030 r.

2. Wdrożenie do 2030 r. założeń wynikających z dokumentu strategicznego Kierunki Rozwoju Innowacji Energetycznych ma doprowadzić do:

  • zagospodarowania 30% odpadów produkowanych w sektorze energii,
  • zmniejszenia energochłonności budynków o 20% względem roku 2018,
  • zmniejszenia jednostkowego zużycia energii w sektorze przemysłu o 20% względem roku 2018.

KPEiK a „Polityka energetyczna Polski do 2040 roku” (PEP)

W Planie zrezygnowano z podziału na morską i lądową energetykę wiatrową. Projekt PEP2040 podział ten wprowadza wskazując, że pierwsza morska farma wiatrowa powstać ma po roku 2025, zaś rozwój farm lądowych ma zostać zahamowany. Zgodnie z założeniami Planu, w 2035 r. łączna moc wiatraków ma wynieść aż 12,4 tys. MW, natomiast według PEP2040 wiatraków na morzu będzie wtedy nieco ponad 6 tys. MW. Sytuacja może ulec zmianie dopiero w 2040 r. kiedy morskich wiatraków ma być wg PEP2040 ok. 10 tys. MW, ale łączna moc elektrowni wiatrowych wyniesie tylko niecałe 11,4 tys. MW, co potwierdza plany postępującego ograniczenia pozyskiwania energii w ramach energetyki lądowej.

Zmianie uległy także założenia odnośnie samochodów elektrycznych. W porównaniu z celem miliona pojazdów z napędem elektrycznym w 2025 r., załącznik nr 1 do Planu informuje, że „do 2030 r. po polskich drogach będzie poruszało się ok. 870 tys., a w 2040 r. ok. 2 mln 400 tys. pojazdów z napędem elektrycznym”.

Konsultacje publiczne

Uwagi do projektu KPEiK można składać do 18 lutego 2019 r. za pomocą formularza: https://www.gov.pl/web/energia/projekt-krajowego-planu-na-rzecz-energii-i-klimatu-na-lata-2021-2030. Na stronie tej jest dostępny także Projekt wraz z załącznikami. Jego finalna wersja zostanie zgłoszona Komisji Europejskiej do 31 grudnia 2019 r. w wypełnieniu obowiązku nałożonego na państwa członkowskie UE.

Autor: Agata Szafrańska, Wawrzynowicz i Wspólnicy Sp.k.