elektromobilność

Przyspieszenie rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych? Unia wprowadza nowe rozporządzenie

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, Klimat, OZE, Samorządy, , , , , , Możliwość komentowania Przyspieszenie rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych? Unia wprowadza nowe rozporządzenie została wyłączona

25 września 2023 r. Rada Unii Europejskiej (UE) przyjęła rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) w sprawie rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych i uchylające dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/94/UE (AFIR lub Rozporządzenie). Jak wskazuje sam tytuł Rozporządzenia, wejdzie ono w miejsce dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/94/UE z dnia 22 października 2014 r. w sprawie rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych (AFID).

AFIR jest jednym z aktów prawnych wchodzących w skład pakietu Fit for 55. Istotnym skutkiem zastąpienia AFID jest to, że odtąd wymogi w zakresie rozmieszczenia infrastruktury paliw alternatywnych będą bezpośrednio wiązać państwa członkowskie i nie będzie potrzeby wdrożenia tych rozwiązań do prawodawstw krajowych. Głównym motywem, który stoi za wprowadzeniem Rozporządzenia, jest próba stworzenia spójnej architektury ładowania i tankowania, zapewniającej bezpieczeństwo podróży w całej UE.

W AFIR uregulowano takie sprawy jak obowiązkowe krajowe wartości docelowe dotyczące rozmieszczenia infrastruktury paliw alternatywnych w UE dla pojazdów drogowych, pociągów, statków i samolotów podczas postoju. W przepisach określono także wspólną specyfikację techniczną i wymogi w zakresie informacji dla użytkowników i dostarczania danych oraz wymogi dotyczące płatności w odniesieniu do infrastruktury paliw alternatywnych. Co więcej, przepisy odnoszą się również do zasad dotyczących krajowych ram polityki, przyjmowanych przez państwa członkowskie. Ponadto AFIR ustanowiło mechanizm sprawozdawczości zachęcający do współpracy i zapewniający dokładne śledzenie postępów.

Infrastruktura ładowania

W art. 3 Rozporządzenia wskazano wartości docelowe dotyczące infrastruktury ładowania przeznaczonej dla elektrycznych pojazdów lekkich. Państwa członkowskie mają zapewnić, aby na ich terytorium ogólnodostępne stacje ładowania przeznaczone dla takich pojazdów były rozmieszczane w sposób proporcjonalny do ich upowszechnienia i zapewniały tym pojazdom wystarczającą moc wyjściową. W tym celu na koniec każdego roku począwszy od roku 2024, łącznie mają spełniać następujące wartości docelowe dotyczące mocy wyjściowej:

  1. w odniesieniu do każdego lekkiego pojazdu elektrycznego o napędzie bateryjnym zarejestrowanego na terytorium danego państwa członkowskiego – zapewnienie całkowitej mocy wyjściowej o wartości co najmniej 1,3 kW za pomocą ogólnodostępnych stacji ładowania;
  2. w odniesieniu do każdego lekkiego pojazdu hybrydowego typu plug-in zarejestrowanego na terytorium danego państwa członkowskiego – zapewnienie całkowitej mocy wyjściowej o wartości co najmniej 0,80 kW za pomocą ogólnodostępnych stacji ładowania.

Gdy chodzi o zapewnienie minimalnego pokrycia ogólnodostępnymi punktami ładowania przeznaczonymi dla elektrycznych pojazdów lekkich w sieci drogowej na swoim terytorium, państwa członkowskie mają zlokalizować wzdłuż drogowej sieci bazowej TEN-T ogólnodostępne strefy ładowania przeznaczone dla elektrycznych pojazdów lekkich, w każdym kierunku jazdy tak, aby maksymalna odległość między tymi strefami wynosiła 60 km. Do 31 grudnia 2025 r. każda strefa ładowania ma zapewnić moc wyjściową na poziomie co najmniej 400 kW, w tym co najmniej 1 punkt ładowania o mocy wyjściowej na poziomie co najmniej 150 kW. Natomiast do 31 grudnia 2027 r. każda taka strefa będzie musiała zapewnić moc wyjściową na poziomie co najmniej 600 kW w tym co najmniej 2 punkty ładowania o indywidualnej mocy wyjściowej na poziomie co najmniej 150 kW.

W zakresie sieci kompleksowej TEN-T – podobnie jak przy sieci bazowej – planuje się, aby ogólnodostępne strefy ładowania przeznaczone dla elektrycznych pojazdów lekkich zostały rozmieszczone w każdym kierunku jazdy tak, aby maksymalna odległość między tymi strefami wynosiła 60 km. Do 31 grudnia 2027 r., na co najmniej 50% długości drogowej sieci kompleksowej TEN-T każda strefa ładowania ma zapewnić moc wyjściową na poziomie co najmniej 300 kW w tym co najmniej 1 punkt ładowania o mocy wyjściowej na poziomie co najmniej 150 kW. Do 31 grudnia 2030 r. każda strefa ładowania ma zapewniać moc wyjściową na poziomie co najmniej 300 kW, w tym co najmniej jeden punkt ładowania o mocy wyjściowej na poziomie co najmniej 150 kW. Do 31 grudnia 2035 r. moc wyjściowa każdej strefy ładowania powinna wynosić co najmniej 600 kW a ponadto strefa ładowania powinna obejmować co najmniej dwa punkty ładowania o indywidualnej mocy wyjściowej na poziomie co najmniej 150 kW.

W ogólnodostępnych punktach ładowania możliwe będzie ładowanie pojazdów elektrycznych na zasadzie ad hoc. Co więcej, od 13 kwietnia 2024 r. takie ładowanie ma być możliwe przy pomocy instrumentu płatniczego jakim jest płatność elektroniczna, tj. przez czytnik kart płatniczych lub urządzeń posiadających funkcję płatności bezdotykowych, umożliwiających odczyt co najmniej kart płatniczych, a także w przypadku ogólnodostępnych punktów ładowania o mocy wyjściowej poniżej 50 kW przy pomocy urządzeń korzystających z połączenia internetowego i umożliwiających bezpieczne transakcje płatnicze, jak chociażby urządzenia generujące specjalny kod szybkiej reakcji. Należy wspomnieć, że w ogólnodostępnych punktach ładowania o mocy wyjściowej wynoszącej co najmniej 50 kW cena ad hoc pobierana przez operatora opiera się będzie na cenie za kWh dostarczonej energii elektrycznej. Natomiast operatorzy punktów ładowania będą mogli pobierać opłatę za użytkowanie jako cenę za minutę, aby zniechęcić do długiego zajmowania punktu ładowania. Warto dodać, że do 14 kwietnia 2025 r. operatorzy mają zapewnić, aby wszystkie obsługiwane przez nich punkty na prąd stały miały na stałe zainstalowany kabel do ładowania.

Wodór i metan w transporcie

W zakresie wartości docelowych dotyczących infrastruktury tankowania wodoru przeznaczonej dla pojazdów drogowych państwa członkowskie mają zapewnić, aby do 31 grudnia 2030 r. na ich terytorium oddano do użytku minimalną liczbę ogólnodostępnych stacji tankowania wodoru. W tym celu do 31 grudnia 2030 r. rozmieszczone mają zostać wzdłuż bazowej sieci TEN-T, w odległości nie większej niż co 200 km, ogólnodostępne stacje tankowania wodoru zaprojektowane do minimalnej łącznej przepustowości 1 t/dzień, wyposażone co najmniej w dystrybutor pod ciśnieniem 700 barów. Jednocześnie takie stacje będą oddawane do użytku w każdym węźle miejskim, co najmniej 1 na węzeł. W takich przypadkach ma zostać przeprowadzona analiza w celu określenia najlepszej lokalizacji.

Rozporządzenie przewiduje również przepisy związane z infrastrukturą tankowania skroplonego metanu przeznaczonego dla pojazdów transportu drogowego. Według art. 8 AFIR do 31 grudnia 2024 r. ma zostać oddana do użytku odpowiednia liczba ogólnodostępnych punktów tankowania skroplonego metanu, przynajmniej wzdłuż sieci bazowej TEN-T, aby umożliwić silnikowym pojazdom ciężarowym napędzanym skroplonym metanem poruszanie się po całej UE, gdziekolwiek istnieje zapotrzebowanie.

Sprawozdawczość w ramach AFIR

W zakresie krajowych ram polityki zastosowanie ma art. 14 Rozporządzenia, który wskazuje, że do 31 grudnia 2024 r. każde państwo członkowskie ma przygotować i przekazać Komisji Europejskiej projekt krajowych ram polityki w zakresie rozwoju rynku w odniesieniu do paliw alternatywnych w sektorze transportu i rozwoju odpowiedniej infrastruktury.

Kwestia sprawozdawczości krajowej unormowana została w art. 15 AFIR, zgodnie z którym do 31 grudnia 2027 r., a następnie co 2 lata, każde państwo członkowskie będzie przedkładać Komisji Europejskiej oddzielne sprawozdanie krajowe z postępów w sprawie wykonania swoich krajowych ram polityki. Do 30 czerwca 2024 r., a następnie co 3 lata, państwa członkowskie będą oceniać, w jaki sposób rozwój i funkcjonowanie punktów ładowania może ułatwiać udział pojazdów elektrycznych w zwiększeniu elastyczności systemu energetycznego, w tym jaki jest ich udział w rynku bilansującym, oraz wkład w zwiększenie wykorzystania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Każde państwo członkowskie może zwrócić się do swojego organu regulacyjnego o przeprowadzenie takiej oceny. Na podstawie jej wyników państwa członkowskie wprowadzają, w stosownych przypadkach, odpowiednie środki w celu rozmieszczenia dodatkowych punktów ładowania. Na podstawie informacji uzyskanych od operatorów systemów przesyłowych i operatorów systemów dystrybucyjnych krajowy regulator ocenia – do 30 czerwca 2024 r., a następnie co 3 lata – potencjalny wkład dwukierunkowego ładowania w redukcję kosztów użytkowników i kosztów systemu oraz zwiększenie udziału energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w systemie elektroenergetycznym.

Przegląd krajowych ram polityki i krajowych sprawozdań z postępów należy do kompetencji Komisji Europejskiej. Ma ona do 31 grudnia 2026 r. ocenić krajowe ramy polityki zgłoszone przez państwa członkowskie na podstawie art. 14 ust. 11 Rozporządzenia i przedstawić Parlamentowi Europejskiemu oraz Radzie sprawozdanie z oceny tych krajowych ram polityki i ich spójności. Komisja ocenia także krajowe sprawozdania z postępów przedłożone przez państwa członkowskie na podstawie art. 15 ust. 1 AFIR i w stosownych przypadkach może wydać zalecenia, aby zapewnić osiągnięcie celów i wypełnianie zobowiązań określonych w AFIR. W terminie 6 miesięcy od otrzymania zaleceń, o których mowa powyżej, państwo członkowskie powiadamia Komisję, w jaki sposób zamierza wdrożyć te zalecenia, jeśli natomiast dane państwo członkowskie postanowi nie wdrażać zaleceń lub ich znacznej części, przedstawia Komisji uzasadnienie takiego działania.

Przepisy Rozporządzenia weszły w życie 12 października 2023 r. Ważne są jednak końcowe postanowienia AFIR. Zgodnie z nimi Rozporządzenie zacznie być stosowane dopiero od 13 kwietnia 2024 r. Do tego czasu podstawowym aktem regulującym sprawy rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych pozostanie AFID.

***

Nowe wymagania, zwłaszcza w zakresie rozmieszczenia stacji tankowania wodoru, mogą być zbyt wygórowane dla niektórych państw członkowskich. Pamiętać trzeba, że technologie wodorowe nie są jeszcze aż tak rozpowszechnione jak chociażby rozwiązania stosowane w samochodach elektrycznych. W reakcji na przyjęcie i opublikowanie AFIR Minister Klimatu i Środowiska zakomunikował o podjęciu działań na rzecz łatwiejszego wdrożenia nowych obowiązków.

Propozycja rozmieszczania ogólnodostępnej infrastruktury ładowania oraz tankowania wodoru zawiera informacje o liczbie oraz dokładnej lokalizacji planowanych do wybudowania infrastruktury paliw alternatywnych w ciągu kilku najbliższych lat. Szczególną uwagę należy zwrócić na zamierzenia dotyczące stacji wodoru – na ten moment Minister Klimatu i Środowiska przewiduje wybudowanie 34 takich stacji, co przewyższa liczbę wskazaną w Polskiej Strategii Wodorowej.

Z treści ministerialnego komunikatu wynika, że powyższe plany stanowią jedynie propozycję będącą punktem wyjścia do dalszych rozmów, przede wszystkim z sektorem prywatnym. Celem dyskusji ma być wypracowanie modelu budowy kolejnych stacji tak, aby spełniać wymogi AFIR przy zapewnieniu dostatecznych szans na funkcjonowanie jednostek paliwowych w warunkach rynkowych.

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

Zamiana gruntów leśnych dla celów inwestycyjnych – projekt nowej specustawy

Aktualności, Budownictwo, Energetyka, Środowisko, , , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Zamiana gruntów leśnych dla celów inwestycyjnych – projekt nowej specustawy została wyłączona

We wtorek 13 lipca 2021 r. Rada Ministrów przyjęła projekt ustawy o szczególnych rozwiązaniach związanych ze specjalnym przeznaczeniem gruntów leśnych (UD243). Projektowana regulacja ma na celu wprowadzenie czasowej możliwości dokonania zamiany lasów, gruntów i innych nieruchomości Skarbu Państwa pozostających w zarządzie Państwowego Gospodarstwa Leśnego Lasy Państwowe (Lasy Państwowe), położonych w Jaworznie i Stalowej Woli, oraz terenów Skarbu Państwa z nimi sąsiadujących, na inne lasy, grunty lub nieruchomości, na których można prowadzić gospodarkę leśną. Dodatkowo przewidziano możliwość dokonania zamiany lasów, gruntów i innych nieruchomości Skarbu Państwa sąsiadujących ze wspomnianymi nieruchomościami na lasy, grunty i inne nieruchomości, lecz tylko w ściśle określonych przypadkach. W tym miejscu należy wskazać, że obecnie zamiana lasów, gruntów i innych nieruchomości Skarbu Państwa pozostających w zarządzie Lasów Państwowych jest regulowana art. 38e ustawy z dnia 28 września 1991 r. o lasach.

PODSTAWOWE ZAŁOŻENIA

Fundamentalne znaczenie dla projektowanej regulacji ma art. 1 określający warunki dokonania wspomnianych zamian. Zgodnie z przywołanym przepisem nieruchomości Skarbu Państwa pozostające w zarządzie Lasów Państwowych mogą być przedmiotem zamiany na lasy, grunty i inne nieruchomości w przypadkach uzasadnionych potrzebami i celami:

I. polityki państwa związanej ze wspieraniem rozwoju i wdrażaniem projektów dotyczących energii, elektromobilności lub transportu, służących upowszechnianiu nowych technologii oraz poprawie jakości powietrza, albo

II. strategicznej produkcji dla obronności państwa, wysokich technologii elektronicznych i procesorów, elektromobilności, innowacyjnej technologii wodorowej, lotnictwa, motoryzacji oraz przemysłu tworzyw sztucznych.

W załączniku do projektu wymieniono 80 nieruchomości, których może dotyczyć zamiana.

Dodatkowo projekt przewiduje, że lasy, grunty i inne nieruchomości sąsiadujące z nieruchomościami, o których mowa wyżej, mogą być przedmiotem zamiany na lasy, grunty i inne nieruchomości zgodnie ze wskazanymi celami, jednak tylko w przypadku gdy jest to niezbędne do prawidłowej realizacji tych celów.

PRZEBIEG ZAMIANY OD STRONY PROCEDURALNEJ

Projekt wprowadza dwutorowe postępowanie w sprawie zamiany wspomnianych nieruchomości. Gdy sprawa ma dotyczyć nieruchomości Skarbu Państwa pozostających w zarządzie Lasów Państwowych (art. 1 ust. 1 projektowanej ustawy), zamiana ma być dokonywana przez Dyrektora Generalnego Lasów Państwowych na wniosek ministra właściwego do spraw środowiska złożony w porozumieniu z ministrem właściwym do spraw klimatu oraz ministrem właściwym do spraw gospodarki. Następować ma to przy uwzględnieniu kryterium wielkości powierzchni nieruchomości, po ich wycenie przez osoby posiadające uprawnienia z zakresu szacowania nieruchomości (element niezmieniony w porównaniu z obowiązującymi przepisami), bez obowiązku dokonywania dopłat w przypadku różnej wartości zamienianych nieruchomości.

Z kolei w przypadku lasów, gruntów i nieruchomości Skarbu Państwa sąsiadujących ze wskazanymi wyżej nieruchomościami, zamiana ma być dokonywana przez organ właściwy zgodnie z art. 11 ust. 1 ustawy z dnia 21 sierpnia 1997 r. o gospodarce nieruchomościami (starosta lub organ wykonawczy jednostki samorządu terytorialnego) na wniosek ministra właściwego do spraw środowiska złożony w porozumieniu z ministrem właściwym do spraw klimatu oraz ministrem właściwym do spraw gospodarki, przy uwzględnieniu kryterium wielkości powierzchni nieruchomości, po ich wycenie przez osoby posiadające uprawnienia z zakresu szacowania nieruchomości, bez obowiązku dokonywania dopłat w przypadku różnej wartości zamienianych nieruchomości.

Zamiana ma być dokonywana po uzyskaniu pozytywnej opinii komisji sejmowej właściwej do spraw leśnictwa i gospodarki leśnej, która ma miesiąc na jej przedstawienie. W razie niewydania opinii w terminie uważa się, że opinia jest pozytywna. Zamiana następuje w drodze umowy, która musi określać cel, na jaki zamiana jest dokonywana.

TRUDNOŚCI LOKALIZACYJNE

Autorzy projektu wskazują, że w obecnym stanie prawnym (przy uwzględnieniu całości uwarunkowań: powierzchniowych, przestrzennych, infrastrukturalnych, komunikacyjnych i środowiskowych, jakie niekiedy muszą zostać spełnione w celu ustalenia lokalizacji pod daną inwestycję) często zdarza się, że ustalenie lokalizacji „jest dość utrudnione lub wręcz niemożliwe”.

Projektowane rozwiązanie ma stanowić wsparcie w powyższym zakresie dla inwestycji zgodnych z potrzebami i celami polityki państwa, zwłaszcza inwestycji związanych z rozwojem i wdrażaniem projektów dotyczących energii, elektromobilności lub transportu, służących upowszechnianiu nowych technologii oraz poprawie jakości powietrza, a także z potrzebami i celami strategicznej produkcji dla obronności państwa, wysokich technologii elektronicznych i procesorów, elektromobilności, innowacyjnej technologii wodorowej, lotnictwa, motoryzacji oraz przemysłu tworzyw sztucznych.

To wsparcie jest jednak ograniczone w czasie. Jak wskazuje projektowany art. 7, zamiany mogą być dokonywane w okresie 2 lat od dnia wejścia w życie ustawy.

MECHANIZMY OGRANICZAJĄCE

Z uwagi na szczególny charakter gruntów mających podlegać zamianie, projektodawcy przewidzieli szereg mechanizmów mających na celu ograniczenie możliwości dokonywania zamiany lasów, gruntów i innych nieruchomości Skarbu Państwa w przypadkach konieczności zapewnienia lokalizacji dla określonych inwestycji.

Jednym z nich jest wspomniana czasowość obowiązywania przepisów stwarzających możliwość dokonywania takiej zamiany. O czym także była już mowa, przedmiotem zamiany na lasy, grunty i inne nieruchomości w celu lokalizacji inwestycji będą mogły być tylko i wyłącznie lasy, grunty i inne nieruchomości Skarbu Państwa pozostające w zarządzie Lasów Państwowych określone w załączniku do ustawy stanowiącym wykaz konkretnych działek ewidencyjnych. Dodatkowa weryfikacja zasadności planowanej zmiany ma być także zapewniona przez wspomniany udział komisji sejmowej. Jej partycypacja ma niebagatelne znaczenie dla pomyślności przedsięwzięcia zamiany, gdyż umowa dokonana bez uzyskania pozytywnej opinii będzie nieważna.

To jednak nie koniec ograniczeń. Z zakresu przedmiotowego ustawy mają zostać wyłączone tereny pozostające w zarządzie Lasów Państwowych objęte prawnym formami ochrony przyrody określone ustawą z dnia 16 kwietnia 2004 r. o ochronie przyrody, tj. tereny, na których znajdują się parki narodowe, rezerwaty przyrody, parki krajobrazowe, obszary chronionego krajobrazu i obszary Natura 2000. Dalej, projekt ma wprowadzić zastrzeżenie, zgodnie z którym w wyniku zamiany podyktowanej potrzebami zapewnienia lokalizacji dla określonych inwestycji, Lasy Państwowe ma otrzymywać w zarząd jedynie lasy, grunty lub nieruchomości, na których możliwe jest prowadzenie gospodarki leśnej.

Wprowadzone mają zostać także ograniczenia o charakterze podmiotowym. Stroną umowy zamiany ma być jedynie:

  • państwowa osoba prawna w rozumieniu art. 3 ust. 1-3 ustawy z dnia 16 grudnia 2016 r. o zasadach zarządzania mieniem państwowym, lub
  • osoba prawna, w której Skarb Państwa posiada większość akcji w rozumieniu art. 2 pkt 2 ustawy z dnia 16 grudnia 2016 r. o zasadach zarządzania mieniem państwowym, lub
  • jednostka samorządu terytorialnego.

Warto także wspomnieć o mechanizmach zabezpieczających interesy Skarbu Państwa w przypadku gdyby dana inwestycja, pod lokalizację której dokonano zamiany gruntów, nie została zrealizowana. Jeżeli w terminie 10 lat od dnia dokonania zamiany nie zostanie zrealizowana inwestycja, na cele lokalizacji której została dokonana zamiana, Lasy Państwowe (albo podmiot wnioskujący o dokonanie zamiany nieruchomości sąsiadujących) będzie mogło żądać:

I. zwrotu nieruchomości będących przedmiotem zamiany od każdoczesnego ich właściciela, przy czym zwrot ma być dokonywany przez ponowną zamianę nieruchomości, albo

II. zapłaty przez podmiot, z którym zawarto umowę zamiany, określonej w tej umowie różnicy między wartością zamienianych nieruchomości, będących przedmiotem zamiany, jeżeli wartość nieruchomości będących przed zamianą własnością Skarbu Państwa była wyższa niż wartość nieruchomości, które Skarb Państwa otrzymał w wyniku zamiany.

Ustawa ma wejść w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia.

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

I Ogólnopolska Konferencja Naukowa Europejskiego Prawa Klimatycznego

Aktualności, Energetyka, , , , , , , Możliwość komentowania I Ogólnopolska Konferencja Naukowa Europejskiego Prawa Klimatycznego została wyłączona

1 grudnia odbyła się I Ogólnopolska Konferencja Naukowa Europejskiego Prawa Klimatycznego, organizowana przez Europejskie Stowarzyszenie Studentów Prawa ELSA Poznań. Podczas panelu pierwszego Adam Wawrzynowicz, wspólnik zarządzający W&W, uczestniczył w wydarzeniu jako prelegent, przedstawiając rolę gazu ziemnego jako paliwa transformacyjnego w polskiej drodze do gospodarki niskoemisyjnej.

Na panelu pierwszym, dotyczącym wpływu działań Unii Europejskiej na sektor energetyki, poruszany był przede wszystkim temat transformacji energetycznej. Z kolei na kolejnych dwóch panelach debatowano o gospodarce o obiegu zamkniętym i elektromobilności. W roli prelegentów wystąpili m.in. dr hab. Tomasz Długosz oraz prof. dr hab. Marek Górski. W wydarzeniu uczestniczyło 151 osób, przedstawiciele 9 uczelni i 2 kancelarii.

Dziękujemy organizatorom!

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.

Nowelizacja ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych

Aktualności, Energetyka, OZE, , , , , , , Możliwość komentowania Nowelizacja ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych została wyłączona

W dniu 18 kwietnia 2019 r. zakończyły się konsultacje publiczne w ramach projektu ustawy o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw przygotowany przez Ministerstwo Energii (dalej: „Nowelizacja”, „Ustawa zmieniająca”, „Ustawa nowelizująca”).

Nowelizacja została przygotowana ze względu na konieczność wprowadzenia do treści ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach ciekłych przepisów, które umożliwiałyby podmiotom zobowiązanym do realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowego („NCW”) urealnienia zakresu obowiązków związanych z realizacją NCW w najbliższych latach. Projekt ustawy stanowi odpowiedź na postulaty branżowe przedkładane Ministrowi Energii przez podmioty zajmujące się produkcją oraz importem/nabyciem wewnątrzwspólnotowym paliw ciekłych a także wytwarzaniem biokomponentów stosowanych do realizacji NCW.

Nowelizacja poza zmianami w zakresie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych, przewiduje również zmiany w ustawie z dnia 6 czerwca 2018 r. o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw, ustawie z dnia 25 sierpnia 2006 r. o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw oraz w ustawie z dnia 11 stycznia 2018 r. o elektromobilności i paliwach alternatywnych.

ZMIANY W USTAWIE O BIOKOMPONENTACH I BIOPALIWACH CIEKŁYCH („UOBIBC”)

  1. Wytwarzanie biokomponentów w procesie współuwodornienia oraz biometanu wykorzystywanego do produkcji biowodoru

Zmiany w UoBiBC dotyczą zarówno siatki pojęciowej, jak i opracowania mechanizmów prawnych, w ramach których uregulowane zostały zasady prowadzenia działalności gospodarczej polegającej na wytwarzaniu biokomponentów w technologii współuwodornienia.

Z uwagi na fakt, że w procesie współuwodornienia, poza biowęglowodorami ciekłymi powstaje również bio propan, a nie jak dotychczas wskazywano wyłącznie bio propan – butan, dokonano zmiany definicji pojęcia współuwodornienia jako – procesu polegającego na jednoczesnej hydrorafinacji frakcji pochodzących z przerobu ropy naftowej i biomasy, w wyniku którego powstają biowęglowodory ciekłe oraz bio propan w mieszaninie z węglowodorami z przerobu ropy naftowej. W konsekwencji dokonano również zmian w katalogu biokomponentów, o którym mowa w art. 2 ust. 1 pkt 3) UoBiBC oraz biopaliw ciekłych, o  których mowa w art. 2 ust. 1 pkt 11) lit. c UoBiBC. W Nowelizacji zaproponowano również dodanie do słownika z art. 2 UoBiBC nowej definicji– bio propanu, przez który należy rozumieć skroplony propan C3 wytworzony z biomasy.

Ponadto, w celu jednoznacznego wskazania, że proces współuwodornienia mieści się w kategorii wytwarzania biokomponentów, w art. 3 UoBiBC dodano ust. 4.

W projekcie Ustawy zmieniającej podkreślono, że działalność gospodarcza polegająca na wytwarzaniu biokomponentów w procesie współuwodornienia będzie podlegać takim samym regulacjom prawnym jakim podlega obecnie działalność gospodarcza polegająca na wytwarzaniu pozostałych biokomponentów. Z powyższego wynika, że producenci paliw, którzy podejmą się działalności w zakresie wytwarzania biokomponentów w procesie współuwodornienia, zostaną zaklasyfikowani w zakresie tej działalności jako wytwórcy i będzie na nich spoczywał obowiązek dokonania wpisu do rejestru wytwórców prowadzonego przez Dyrektora KOWR. Działalność ta tym samym nie będzie objęta koncesją w myśl przepisów ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne.

W Ustawie nowelizującej zaproponowano również zmianę art. 22 UoBiBC poprzez wyłączenie biokomponentów wytworzonych w procesie współuwodornienia z konieczności spełniania wymagań jakościowych. Dodatkowo wprowadzono do omawianego przepisu ust. 1a, zgodnie z którym proces współuwodornienia powinien zapewnić odpowiedni stopień przereagowania biomasy, którego minimalny poziom jest potwierdzony certyfikatem jakości wydanym przez akredytowane jednostki certyfikujące. Ponadto, zmieniono omawiany przepis w dalszej części, w konsekwencji czego, akredytowane laboratoria badawcze będą badały stopień przereagowania biomasy na tej części instalacji rafineryjnej, na której będzie odbywać się proces współuwodornienia. Przepis przewiduje również szerszy niż dotychczas katalog przypadków, w których certyfikaty jakości biokomponentów mogą zostać cofnięte.

W projekcie Nowelizacji zaproponowano również zmianę art. 28ea UoBiBC, na gruncie którego umożliwiono wytwórcom korzystanie z procesu współuwodornienia, będącymi jednocześnie podmiotami realizującymi NCW, wystawianie poświadczeń dla biokomponentów zawartych w paliwach, które zostały wykorzystane przez ten podmiot do realizacji NCW.

Nowelizacja zawiera również nowy przepis, na podstawie którego minister wł. ds. energii określi metodykę obliczania zawartości biowodoru w paliwach, przy produkcji których podmiot realizujący NCW wykorzystał biowodór powstały z oczyszczonego do jakości biometanu – biogazu.

2. Umożliwienie zaliczenia do NCW innych paliw odnawialnych i biokomponentów zawartych w paliwach stosowanych we wszystkich rodzajach transportu.

Ze względu na rozwijającą się technologię, w Nowelizacji zaproponowano również zmiany mające na celu umożliwienie zaliczenia do NCW innych paliw odnawialnych i biokomponentów zawartych we wszystkich paliwach stosowanych w transporcie, a które zostały zdefiniowane w art. 2 UoBiBC.

W konsekwencji wprowadzenia powyższej zmiany, dokonano również reedycji definicji NCW. Zgodnie z nowym zaproponowanym brzmieniem, jest to „minimalny udział innych paliw odnawialnych i biokomponentów zawartych w paliwach stosowanych we wszystkich rodzajach transportu w ogólnej ilości paliw ciekłych i biopaliw ciekłych zużywanych w ciągu roku kalendarzowego w transporcie drogowym i kolejowym, liczony według wartości opałowej”. W dalszej kolejności natomiast, z uwagi na wprowadzenie ww. zmiany definicyjnej, dokonano licznych zmian o charakterze dostosowawczym.

3. Zmiany w zakresie obowiązku dodawania biokomponentów do paliw ciekłych

W Polsce obligatoryjny blending obowiązuje od dnia 1 stycznia 2018 r., kiedy to wprowadzone zostały kwartalne okresy jego rozliczania. W Ustawie nowelizującej zaproponowano modyfikację dotychczasowego mechanizmu obowiązkowego dodawania biokomponentów do paliw ciekłych, m. in. przez wydłużenie systemu rozliczania do roku, przy zachowaniu kwartalnego obowiązku sprawozdawczości (zmiana. Art. 23b ust. 1 UoBiBC).

W treści art. 32b ust. 2 UoBiBC określono również minimalny udział biokomponentów, który powinien zostać zrealizowany w paliwach ciekłych w celu realizacji ww. obowiązku rozliczania.

W ust. 4 omawianego przepisu zawarto ponadto delegację ustawową dla ministra wł. ds. energii, która umożliwi określenie, w drodze rozporządzenia, niższego minimalnego udziału biokomponentów w paliwach ciekłych, aniżeli przewidziano w ustawie, poprzez uwzględnienie technicznych możliwości branży paliwowej w tym zakresie.

Co istotne, w przepisach przejściowych Projektu ustawy określono wysokość obowiązkowego blendingu na lata 2020-2022 na poziomie niższym niż przewidziano w treści ww. art. 23b UoBiBC, przy czym pierwsze rozporządzenie w sprawie minimalnego udziału biokomponentów będzie mogło być wydane na okres przypadający od 2023 r.

W celu ujednolicenia zakresu obowiązku obligatoryjnego blendingu, do art. 23b dodano ust. 2b, zgodnie z którym przy rozliczaniu się z obowiązku obligatoryjnego blendingu, podmioty zobowiązane nie uwzględniają biokomponentów powstałych w wyniku współuwodornienia.

4. Zmiany przepisów w zakresie funkcjonowania Funduszu Niskoemisyjnego Transportu

W Ustawie zmieniającej zaproponowano również zmiany dotyczące sposobu funkcjonowania Funduszu Niskoemisyjnego Transportu. Tym samym, w treści art. 28za UoBiBC uzupełniono uprawnienia dysponenta Funduszu odnośnie możliwości zawierania umów o udzielenie wsparcia w formach przedstawionych w treści art. 28ze UoBiBC. Rozszerzeniu uległ również zakres zadań Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej („Fundusz”) o czynności odnoszące się do bieżącego zarządzania Funduszem, tj.: o możliwość dysponowania rachunkiem bankowym Funduszu, prowadzenie jego ewidencji finansowo – księgowej oraz sporządzanie, podpisywanie i przekazywanie sprawozdań budżetowych i finansowych w imieniu dysponenta Funduszu.

W ramach przepisów odnoszących się do funkcjonowania Funduszu, w celu możliwości efektywnego wykorzystywania środków, sprecyzowano również, że dotacja udzielana podmiotowi ubiegającemu się o wsparcie, nie stanowi dotacji w rozumieniu Ustawy z dnia 27 sierpnia 2009 r. o finansach publicznych (Dz. U. z 2017 r. poz. 2077 z późn. zm.). Zaproponowano również zmiany w art. 28zf i 28zg UoBiBC o charakterze dostosowawczym i korygującym.

W Nowelizacji zaproponowano także wprowadzenie nowej zasady w ramach art. 28zp UoBiBC, zgodnie z którą, wypłata wsparcia jest możliwa jedynie w przypadku ustanowienia zabezpieczenia na wypadek ewentualnego zwrotu udzielonego wsparcia.

Zmiany w przepisach UoBiBC odnoszą się również stricte do Ustawy z dnia 6 czerwca 2018 r. o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw. Mianowicie, projekt Nowelizacji zakłada wykreślenie z art. 15 ww. ustawy zmieniającej UoBiBC odwołanie do art. 28zf-28zi UoBiBC, co ma wpłynąć na możliwość udzielenia wsparcia ze środków Funduszu w przypadku wydania pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej w stosunku do jednego instrumentu wsparcia.

ZMIANY W USTAWIE Z DNIA 25 SIERPNIA 2006 R. O SYSTEMIE MONITOROWANIA I KONTROLOWANIA JAKOŚCI PALIW

Propozycja zmian w niniejszej ustawie dotyczy przede wszystkim poszerzenia jej zakresu o wymagania dotyczące oznakowania miejsc tankowania paliwem ciekłym oraz formułowania i udostępniania informacji o możliwości tankowania pojazdu samochodowego paliwem ciekłym.

W Nowelizacji uwzględniono również kwestię przeprowadzania kontroli przez Inspekcję Handlową odnośnie wykonania wprowadzania obowiązków informacyjnych oraz kar pieniężnych w przypadku niewykonania powyższych obowiązków. Propozycje obejmują również wprowadzenie delegacji ustawowej dla ministra wł. ds. energii do określenia, w drodze rozporządzenia, sposobu oznakowania pistoletów wydawczych i dystrybutorów, które wskazywałoby na rodzaj wydawanego paliwa oraz sposobu formułowania i udostępniania informacji o możliwości tankowania pojazdu samochodowego paliwem ciekłym.

ZMIANY W USTAWIE Z DNIA 11 STYCZNIA 2018 R. O ELEKTROMOBILNOŚCI I PALIWACH ALTERNATYWNYCH

W ramach przepisów ww. ustawy m. in. uchylono przepisy dotyczące obowiązku oznakowania dystrybutorów do biopaliw ciekłych używanych na stacjach paliw oraz obowiązku zamieszczania czytelnych informacji o dostępności biopaliw ciekłych na stacjach, co wynika z delegacji zawartej w UoBiBC.

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

Fundusz Niskoemisyjnego Transportu – kryteria wyboru projektów

Aktualności, OZE, Możliwość komentowania Fundusz Niskoemisyjnego Transportu – kryteria wyboru projektów została wyłączona

Trwają konsultacje publiczne dotyczące Projektu rozporządzenia Ministra Energii w sprawie szczegółowych kryteriów wyboru projektów do udzielenia wsparcia ze środków Funduszu Niskoemisyjnego Transportu, który ma na celu doprecyzowanie kryteriów wskazanych w Ustawie z dnia 25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach ciekłych.

Ze względu na szeroki zakres działań finansowanych z Funduszu (jedenaście obszarów) w ustawie go powołującej, wskazano tylko na cztery ogólne kryteria, które należy obligatoryjnie zastosować do oceny wszystkich projektów do wsparcia, zarówno w trybie konkursowym jak i pozakonkursowym.

Są to:

  1. znaczenie projektu dla potrzeb rozwoju rynku biokomponentów, paliw ciekłych, biopaliw ciekłych, innych paliw odnawialnych, sprężonego gazu ziemnego (CNG) lub skroplonego gazu ziemnego (LNG), w tym pochodzącego z biometanu, wodoru oraz energii elektrycznej, wykorzystywanych w transporcie;
  2. adekwatność i trafność zaplanowanych działań i metod ich realizacji w odniesieniu do celów wspieranych ze środków Funduszu;
  3. ocena wysokości planowanych kosztów realizacji projektu w stosunku do jego zakresu rzeczowego; 4) zdolność organizacyjna wnioskodawcy do realizacji projektu oraz przygotowanie instytucjonalne do jego wdrożenia.

Po stronie podmiotowej projektu będzie oceniany m.in. potencjał kadrowy oraz jego sytuacja finansowa, a po stronie przedmiotowej m.in. planowany efekt ekologiczny.

Działania z jakich obszarów mogą liczyć na wsparcie?

  1. wytwarzanie i produkcja,
  2. infrastruktura dla dystrybucji lub sprzedaży sprężonego gazu ziemnego (CNG) lub skroplonego gazu ziemnego (LNG), w tym pochodzącego z biometanu, lub wodoru lub budowy lub rozbudowy infrastruktury do ładowania pojazdów energią elektryczną, wykorzystywanych w transporcie,
  3. wsparcie dla producentów środków transportu,
  4. transport zbiorowy i transport indywidualny,
  5. badania i analizy,
  6. edukacja i promocja,
  7. opłaty portowe.

Jak czytamy w uzasadnieniu Projektu, coraz większa popularność pojazdów elektrycznych w gospodarstwach domowych i w transporcie publicznym doprowadzi do wykreowania mody na ekologiczny transport, co będzie stymulować popyt. Planuje się, że polski przemysł będzie wytwarzał wysokiej jakości podzespoły dla pojazdów elektrycznych, produkował same pojazdy oraz niezbędną dla rozwoju elektromobilności infrastrukturę. Zwiększona zostanie również świadomość polskiego społeczeństwa w zakresie elektromobilności, pojazdów napędzanych paliwami alternatywnymi i wynikających z tego korzyści dla zdrowia obywateli, jakości środowiska naturalnego oraz gospodarki. Wszystkie te elementy mają stworzyć w Polsce ekosystem elektromobilności.

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

Nowe obowiązki jednostek samorządu terytorialnego w projekcie ustawy o elektromobilności

Aktualności, Samorządy, , , Możliwość komentowania Nowe obowiązki jednostek samorządu terytorialnego w projekcie ustawy o elektromobilności została wyłączona

W związku z zakończeniem konsultacji publicznych projektu ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych, opublikowano nową wersję projektu tej ustawy z dnia 13 października 2017 r. W projektowanej ustawie zaproponowano rozwiązania, które służyć mają rozwojowi infrastruktury paliw alternatywnych i zachęcaniu konsumentów do zakupu pojazdów napędzanych tymi paliwami.

Projektowana ustawa o elektromobilności ma na celu określenie zasad rozwoju i funkcjonowania infrastruktury do wykorzystania kluczowych paliw alternatywnych w transporcie, w tym infrastruktury użytkowanej w publicznym transporcie zbiorowym, obowiązki podmiotów publicznych związane z rozwojem rynku elektromobilności, obowiązki informacyjne w zakresie paliw alternatywnych, warunki funkcjonowania stref niskoemisyjnego transportu oraz zasady tworzenia i treść Krajowych ram polityki rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych. Projekt ustawy transponuje do polskiego porządku prawnego Dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/94/UE z dnia 22 października 2014 r. w sprawie rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych.

Projekt ustawy nakłada szereg obowiązków na jednostki samorządu terytorialnego, w których liczba mieszkańców jest równa lub większa 50 tys. Przede wszystkim, zgodnie z art. 31 ust. 1 projektowanej ustawy, jednostka samorządu terytorialnego (z wyłączeniem gmin i powiatów, w których liczba mieszkańców nie przekracza 50 tys.) zapewnić ma, aby udział pojazdów elektrycznych w użytkowanej w urzędzie flocie pojazdów był równy lub większy 30% liczby użytkowanych pojazdów. Co więcej, zadania publiczne zlecane mogą być przez ww. JST wyłącznie podmiotom, których przynajmniej 30% floty pojazdów użytkowanych przy wykonywaniu tego zadania stanowią pojazdy elektryczne lub pojazdy napędzane gazem ziemnym. Także świadczenie usług komunikacji miejskiej może być zlecone przez ww. JST wyłącznie podmiotom, których udział autobusów zeroemisyjnych we flocie użytkowanej na obszarze tej JST wynosi co najmniej 30%.

Dodatkowo, na podstawie art. 33 projektowanej ustawy, wskazane JST (z liczbą mieszkańców równą lub większą 50 tys.) sporządzać mają co 36 miesięcy analizę kosztów i korzyści związanych z wykorzystaniem przy świadczeniu usług komunikacji miejskiej autobusów zeroemisyjnych oraz innych środków transportu, w których do napędu wykorzystywane są wyłącznie silniki, których cykl pracy nie powoduje emisji gazów cieplarnianych lub innych substancji objętych systemem zarządzania emisjami gazów cieplarnianych. Analiza ta obejmuje w szczególności analizę ekonomiczną, zestawienie kosztów i korzyści środowiskowych, czy zestawienie potencjalnych zmian stanu środowiska naturalnego związanych z emisją szkodliwych substancji w przypadku braku wykorzystania autobusów zeroemisyjnych – JST może nie realizować obowiązku osiągnięcia poziomu udziału autobusów zeroemisyjnych, jeżeli wyniki analizy wskazują na brak korzyści ekonomicznych, środowiskowych oraz zdrowotnych związanych ze zwiększeniem wykorzystywania tych autobusów. Analiza po raz pierwszy sporządzona ma zostać do dnia 31 grudnia 2018 r.

Ponadto do dnia 15 stycznia 2020 r. wójt, burmistrz albo prezydent miasta zobowiązany jest do sporządzenia raportu dotyczącego ogólnodostępnych punktów ładowania na obszarze gminy, a w przypadku, gdy na podstawie tego raportu stwierdzone zostanie, iż nie została osiągnięta minimalna liczba takich punktów przewidzianych dla gminy zgodnie z art. 58 projektowanej ustawy, organ ten ma obowiązek sporządzić plan budowy ogólnodostępnych stacji ładowania.

Projekt ustawy określa także m.in. maksymalny limit wydatków JST i ich jednostek organizacyjnych przeznaczonych na wykonywanie zadań wynikających z projektu ustawy (art. 75 ust. 2 projektu ustawy).

W art. 55 projektu ustawy wprowadza się również zmiany w ustawie z dnia 13 listopada 2003 r. o dochodach jednostek samorządu terytorialnego (Dz. U. z 2016 r. poz. 198, 1609 i 1985). Zgodnie z tymi zmianami JST będzie mogła otrzymywać dotacje celowe z budżetu państwa na dofinansowanie zadań własnych związanych z budową infrastruktury ładowania drogowego transportu publicznego oraz stacji ładowania pojazdów elektrycznych.

Autor: radca prawny Paweł Kuliński, Dagmara Dragan, Wawrzynowicz i Wspólnicy Sp.k.

Obowiązki operatora systemu dystrybucyjnego gazowego w zakresie rozwoju i funkcjonowania infrastruktury wynikające z projektu ustawy o elektromobilności

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, Gaz, , , , , Możliwość komentowania Obowiązki operatora systemu dystrybucyjnego gazowego w zakresie rozwoju i funkcjonowania infrastruktury wynikające z projektu ustawy o elektromobilności została wyłączona

Projekt ustawy o elektromobilności przewiduje nałożenie na operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz gazowych szeregu nowych obowiązków związanych z rozwojem i funkcjonowaniem infrastruktury. Są to zarówno obowiązki związane z budową czy naprawą stacji gazu ziemnego, jak i obowiązki planistyczne czy organizacyjne.

Należy zwrócić uwagę, że obowiązki operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego (OSDe) oraz operatora systemu dystrybucyjnego gazowego (OSDg), które przewidziano w projekcie ustawy, znacząco się różnią. W założeniu projektu ustawy, infrastruktura do ładowania pojazdów elektrycznych w pierwszym okresie, tj. w latach 2019-2020 ma być rozwijana w oparciu o zasady rynkowe, natomiast dopiero, gdy okaże się, że rozwój infrastruktury na takich zasadach nie był wystarczający, do budowy stacji ładowania zobowiązany będzie OSDe. Przy tym OSDg ma od początku obowiązek budowy stacji gazu ziemnego oraz wykonywania przedsięwzięć w zakresie modernizacji, rozbudowy czy naprawy infrastruktury. Jak czytamy w uzasadnieniu projektu, „zastosowane przez projektodawcę podejście ma charakter nakazowo-administracyjny z uwagi na charakter rynku gazu ziemnego wykorzystywanego w transporcie. Niewielka liczba pojazdów napędzanych tym paliwem powoduje nikłe zainteresowanie inwestorów dla budowy odpowiedniej infrastruktury”.

Zgodnie z art. 18 ust. 1 projektu ustawy, OSDg opracowuje program budowy stacji gazu ziemnego oraz przedsięwzięć w zakresie modernizacji, rozbudowy albo budowy sieci niezbędnych do przyłączenia tych stacji i uzgadnia do z operatorem systemu przesyłowego. Program ten opracowywany jest na 5 lat i stanowi części planu rozwoju przedsiębiorstwa. Program obejmuje wyłącznie gminy, w których liczba mieszkańców wynosi co najmniej 100 tys., i w której zostało zarejestrowanych co najmniej 60 tys. pojazdów samochodowych, a przy tym na 1000 mieszkańców tej gminy przypada minimum 400 pojazdów. W programie mają być ujęte między innymi takie informacje jak: liczba planowanych stacji gazu ziemnego, parametry techniczne i lokalizacja stacji, informacja o dostępnych zdolnościach technicznych sieci gazowych, do których mają zostać przyłączone stacje gazu ziemnego czy informacje o dostępnej w punkcie wyjścia mocy przyłączeniowej.

OSDg ma obowiązek, zgodnie z art. 19 ust. 1 projektu ustawy, wybudowania stacji gazu ziemnego zgodnie z opracowanym programem, a w trakcie eksploatacji stacji – dokonywania jej napraw, remontów i modernizacji. Przy tym koszty związane z tymi obowiązkami zaliczane są do kosztów uzasadnionych działalności operatora w rozumieniu ustawy – Prawo energetyczne.

Na podstawie art. 21 projektu ustawy, OSDg wyłania operatora stacji gazu ziemnego. Wybór dokonywany jest w drodze przetargu. Między OSDg a operatorem stacji gazu ziemnego zawierana jest umowa na wykonywania usług tankowania. Jednak w przypadku braku możliwości wyłonienia operatora stacji gazu ziemnego, funkcję tę będzie zobowiązane pełnić przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu paliwami gazowymi. Operatorem stacji gazu ziemnego nie może być OSDg, ponieważ zgodnie z obowiązującymi przepisami nie może on prowadzić obrotu ani sprzedaży paliw.

Autor: radca prawny Maciej Grabek, Dagmara Dragan, Wawrzynowicz i Wspólnicy Sp.k.

Zmiany w Prawie energetycznym przewidziane w projekcie ustawy o elektromobilności

Aktualności, Energetyka, Klimat, , , , , Możliwość komentowania Zmiany w Prawie energetycznym przewidziane w projekcie ustawy o elektromobilności została wyłączona

Niniejszy artykuł jest jednym z serii publikacji dotyczących ustawy o elektromobilności. Z pozostałymi można zapoznać się na Portalu Zamówienia.org.pl.

Projekt ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych z dnia 13 października 2017 r. przewiduje wprowadzenie szeregu zmian do ustawy – Prawo energetyczne.

Przede wszystkim zmieni się definicja odbiorcy końcowego, w ramach której ustawodawca precyzuje pojęcie energii zakupionej na użytek własny. Na podstawie art. 52 pkt. 1 lit. e projektu ustawy o elektromobilności, zmieniony ma zostać art. 3 pkt. 13a ustawy – Prawo energetyczne w taki sposób, że znacząco zawężone zostanie pojęcie zakupu energii na potrzeby własne. Zmiana ta uniemożliwi uznawanie za zakupione do własnego użytku paliw gazowych zakupionych w celu ich zużycia na potrzeby przesyłania, dystrybucji, magazynowania paliw gazowych, skraplania gazu ziemnego lub regazyfikacji gazu ziemnego.

Wyżej opisana zmiana będzie miała wpływ na wykonanie obowiązku z art. 49b ustawy – Prawo energetyczne dotyczącego sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego na giełdzie towarowej lub rynku regulowanym. Zgodnie z ust. 2 tego artykułu, z obliga giełdowego wyłączony jest
gaz ziemny wykorzystywany na potrzeby własne. Niemożliwość uznania, że paliwa gazowe zakupione w celu ich zużycia na potrzeby przesyłania, dystrybucji, magazynowania paliw gazowych, skraplania gazu ziemnego lub regazyfikacji gazu ziemnego są zakupione przez przedsiębiorstwo energetyczne na własny użytek spowoduje, iż zwiększy się wolumen gazu ziemnego, które przedsiębiorstwo zobowiązane będzie sprzedać na giełdzie towarowej lub rynku regulowanym.

Oprócz powyższych zmian, projekt ustawy o elektromobilności przewiduje także modyfikację definicji dystrybucji – za dystrybucję  nie będzie uznawane sprężanie gazu w stacji gazu ziemnego i dostarczanie energii elektrycznej w punkcie ładowania w rozumieniu ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych dostawcom usług ładowania prowadzonej odpowiednio przez operatora stacji gazu ziemnego lub operatora ładowania (art. 52 pkt. 1 lit. a projektu ustawy o elektromobilności). Zmianie ulegnie także definicja sprzedaży, z której wyłączone zostanie tankowanie pojazdów sprężonym gazem ziemnym na stacjach gazu ziemnego i ładowania energią elektryczną pojazdów elektrycznych w punktach ładowania (art. 52 pkt. 1 lit. b projektu ustawy o elektromobilności).

Ponadto projekt ustawy przewiduje także dodanie do ustawy – Prawo energetyczne m.in. definicji magazynu energii oraz magazynowania energii, a także stacji gazu ziemnego, ogólnodostępnej stacji ładowania, infrastruktury ładowania drogowego transportu publicznego oraz infrastruktury zarządzania popytem.

W projekcie ustawy o elektromobilności wskazano także, iż koszty rozmieszczenia stacji gazu ziemnego lub ogólnodostępnych stacji ładowania i punktów ładowania wykorzystywanych do ładowania pojazdów transportu publicznego uwzględnia się w kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych (art. 52 pkt 8 lit. b projektu ustawy o elektromobilności). Przychody z ogólnodostępnych stacji ładowania lub stacji gazu ziemnego powinny być uwzględnione w taryfach przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z art. 52 pkt. 8 lit. e projektu ustawy o elektromobilności.

Autor: radca prawny Maciej Grabek, Dagmara Dragan, Wawrzynowicz i Wspólnicy Sp.k.

Czasopismo Portal Zamówienia.org.pl ISSN 2544-1825