XXIV Ogólnopolski Kongres Energetyczno-Ciepłowniczy POWERPOL 2024 odbędzie się w dniach 12-13 lutego 2024r. w Warszawie w Hotelu Sofitel Warsaw Victoria. Temat przewodni najbliższej edycji Kongresu brzmi: „Rok 2024: Aktualna polityka energetyczna Państwa wobec wyzwań surowcowych i legislacyjnych w Europie”
Rok 2024 będzie dla polskich wytwórców i dostawców energii czasem intensywnych wyzwań związanych zarówno z bezpieczeństwem surowcowym, otoczeniem legislacyjnym, zaostrzeniem europejskiej polityki surowcowej, zapewnieniem bezpieczeństwa operacyjnego spółek strategicznych, oraz przygotowaniem sektora do dużych inwestycji w OZE, offshore, energię jądrową i wodór.
Program najbliższej edycji Kongresu tradycyjnie obejmie zagadnienia, które staną się okazją do wymiany opinii i doświadczeń pomiędzy przedstawicielami: Rządu, największych w kraju przedsiębiorstw energetycznych i ciepłowniczych, najważniejszych organizacji branżowych, środowisk akademickich i przedstawicieli biznesu. W gronie ekspertów pragniemy omówić kwestie wpływu otoczenia geopolitycznego na polski sektor elektroenergetyczny oraz zakres działań zaradczych pozwalających na kontrolowane wyjście z impasu surowcowego wywołanego wojną w Ukrainie.
W ramach Kongresu ponownie zaplanowany został panel prezentacyjny podczas którego zaproszeni goście będą przedstawiać najciekawsze innowacyjne rozwiązania dla branży elektroenergetycznej.
Szczegółowe informacje na temat Kongresu będą sukcesywnie przedstawiane na stronie www.powerpol.pl.
gaz ziemny
Zadania Europejskiego Banku Wodoru w procesie budowy unijnej gospodarki wodorowej
W unijnej strategii wodorowej z lipca 2020 r. założono zainstalowanie na terytorium Unii Europejskiej do 2030 r. elektrolizerów zasilanych energią z OZE, które mogą wyprodukować nawet 10 milionów ton wodoru odnawialnego. W planie REPowerEU z maja 2022 r., podtrzymano cel produkcji wodoru odnawialnego na terenie UE oraz sformułowano dodatkowy cel obejmujący zapewnienie do 2030 r. importu na teren UE 10 mln ton wodoru odnawialnego.
W dniu 14 września 2022 r. przewodnicząca Komisji Europejskiej ogłosiła ustanowienie Europejskiego Banku Wodoru (EBW), którego głównym celem jest wspieranie produkcji wodoru odnawialnego w UE jak również jego importu na teren UE a tym samym przyczynianie się do budowy unijnej gospodarki wodorowej i realizacji celów określonych w polityce klimatycznej UE. W dniu 16 marca 2023 r. Komisja przedstawiła szczegółowy komunikat dotyczący EBW (COM(2023) 156 final).
Szacowany poziom wymaganych inwestycji w zakresie budowy rynku wodoru
W komunikacie ws. EBW zwrócono uwagę, że europejski rynek wodoru mierzy się z czterema wyzwaniami inwestycyjnymi: zwiększeniem zdolności produkcyjnych elektrolizerów, zwiększeniem nowych zdolności produkcyjnych wodoru, otwarciem nowych sektorów popytu na wodór odnawialny i niskoemisyjny oraz rozwojem specjalnej infrastruktury wodorowej. Całkowite potrzeby inwestycyjne w zakresie produkcji, transportu i zużycia 10 mln ton wodoru odnawialnego Komisja szacuje na ok. 335–471 mld EUR, przy czym na dodatkową produkcję energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych potrzebna jest kwota 200–300 mld EUR. Z kolei szacowane nakłady inwestycyjne dotyczące wybudowania infrastruktury wodorowej do 2030 r., mają wynieść od 50 do 75 mld EUR w przypadku elektrolizerów, od 28 do 38 mld EUR w przypadku wewnętrznych rurociągów UE oraz od 6 do 11 mld EUR w przypadku magazynowania. Zwiększenie zdolności produkcyjnych elektrolizerów będzie wymagało dodatkowych inwestycji szacowanych na maksymalną kwotę 1,2 mld EUR. W międzynarodowych łańcuchach wartości potrzebna będzie dodatkowa kwota 500 mld EUR inwestycji, aby umożliwić import 10 mln ton wodoru odnawialnego, w tym w formie jego pochodnych.
Źródła finansowania potrzeb inwestycyjnych
Komisja zakłada, że większość inwestycji w sektorze wodoru będzie musiała zostać pokryta z kapitału prywatnego, wspieranym przez odpowiednie instrumenty finansowe angażujące właściwe fundusze UE. Obok szerokich możliwości pozyskania finansowania dla projektów wodorowych ze środków unijnych określonych w komunikacie ws. EBW, Komisja zwróciła szczególną uwagę na potrzebę rozwiązania problemu sfinansowania tzw. premii ekologicznej odpowiadającej wyższym kosztom ponoszonym przez tych odbiorców, którzy są skłonni wybrać wodór zamiast paliw kopalnych. Wielkość premii ekologicznej szacuje się na około 90–115 mld EUR w odniesieniu do zsumowanych wielkości produkcji krajowej i importu wodoru odnawialnego zaplanowanych na poziomie 20 mln ton. W tym kontekście, strategia EBW koncentruje się zapewnieniu pokrycia a docelowo także zmniejszenia różnicy w kosztach pomiędzy wodorem odnawialnym a paliwami kopalnymi, które może on zastąpić.
Struktura i zadania EBW
Zgodnie z komunikatem ws. EBW wyznaczono cztery filary działań, na których opiera się EBW. Obejmują one dwa mechanizmy finansowania, wspierające produkcję wodoru odnawialnego w UE i na świecie. Pierwszym filarem działań EBW jest utworzenie rynku wewnętrznego wodoru UE (aukcje z premią ekologiczną wspierające produkcję wodoru w ramach funduszu innowacyjnego). Drugi filar obejmuje działania EBW wspierające import wodoru odnawialnego do UE (aukcje z premią ekologiczną wspierające przywóz wodoru odnawialnego).
Trzecim filarem są działania EBW w zakresie zapewnienia przejrzystości i koordynacji w obszarze gromadzenia, przepływu i dostępności danych dotyczących oceny popytu, potrzeb infrastrukturalnych, przepływów wodoru oraz gromadzenia danych dotyczących kosztów wodoru.
Czwartym filarem działań EBW jest obszar działań polegających na koordynowaniu przepływu danych i usprawnieniu funkcjonowania istniejących europejskich i międzynarodowych instrumentów finansowania projektów wodorowych (np. w ramach InvestEU, funduszy strukturalnych, Funduszu innowacyjnego, pożyczek preferencyjnych, gwarancji etc.). Jak podkreśla się w komunikacie ws. EBW poprawa międzysektorowej wymiany wiedzy na temat wodoru oraz świadomości na temat poszczególnych środków wsparcia w ramach różnych instrumentów wsparcia i finansowania UE i państw członkowskich jest jednym z obszarów badanych w ramach działalności Europejskiego Banku Wodoru. Może ona wspierać współpracę i koordynację w przypadkach, gdy wiedza o wodorze nie jest główną kompetencją ekspertów zaangażowanych w realizację i planowanie.
W treści komunikatu ws. EBW zakłada się uruchomienie wszystkich 4 filarów działania EBW do końca 2023 r. W dalszej części artykułu omówione zostaną mechanizmy aukcyjne opracowane przez Komisję.
Aukcje na produkcję wodoru odnawialnego w ramach funduszu innowacyjnego
Aktualnie Komisja Europejska prowadzi pierwszą pilotażową aukcję dotyczącą produkcji wodoru odnawialnego, w ramach Funduszu Innowacyjnego, którego dochody pochodzą z unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji.
Otwarcie pierwszej aukcji pilotażowej nastąpiło dnia 23 listopada 2023 r. W związku z tym wydarzeniem Europejska Agencja Wykonawcza ds. Klimatu, Infrastruktury i Środowiska (CINEA) oraz Komisja Europejska zorganizowały w dniu 30 listopada 2023 r. dzień informacyjny na temat aukcji. Pierwsza aukcja przeprowadzana jest w oparciu o procedurę przetargu konkurencyjnego pod względem ceny. Ma ona na celu wsparcie produkcji wodoru odnawialnego pochodzenia niebiologicznego (RFNBO) i przyznanie dotacji producentom wodoru w postaci stałej premii za kilogram wyprodukowanego wodoru odnawialnego. Wsparcie ma również na celu zniwelowanie różnicy w kosztach i zwiększenie stabilności przychodów oraz atrakcyjności finansowej projektów wodorowych.
Zgodnie z opublikowanym przez Komisję Regulaminem aukcji pilotażowej z dnia 29 sierpnia 2023 r. oraz dokumentem Komisji z 6 listopada 2023 r., zawierającym odpowiedzi na najczęściej zadawane pytania (FAQ), a także dokumentacją konkursu dostępną na stronie Komisji Europejskiej – finansowanie i przetargi, kluczowe elementy projektów ubiegających się o pozyskanie wsparcia w ramach aukcji pilotażowej są następujące:
- oferty muszą odnosić się do projektów, których produkcja znajduje się w Europejskim Obszarze Gospodarczym,
- instalacja dotyczy nowych mocy produkcyjnych, tj. dla których w momencie składania wniosku o dofinansowanie nie nastąpiło jeszcze rozpoczęcie prac,
- towarem sprzedawanym na aukcji jest wodór RFNBO, zgodnie z definicjami i wymogami dyrektywy OZE i jej aktów delegowanych,
- minimalna moc zainstalowana elektrolizera wynosi co najmniej 5 MWe,
- cena maksymalna dla ofert (oznaczająca maksymalną wysokość proponowanej premii) wynosi 4,5 EUR/kg wyprodukowanego wodoru,
- maksymalne ograniczenie budżetowe dla każdej oferty: jedna trzecia całkowitego dostępnego budżetu określonego dla tematu sprzedawanego na aukcji (tj. jedna trzecia kwoty 800 mln EUR lub 266,7 mln EUR),
- maksymalny czas przystąpienia do eksploatacji projektu: pięć lat po podpisaniu umowy o udzielenie dotacji.
Wniosek należy złożyć za pośrednictwem portalu UE, a zainteresowane projekty mogą uczestniczyć i składać ofertę stałą premiową, wskazującą na proponowaną wysokość wsparcia (premii) wyrażonej jako EUR/kg wyprodukowanego wodoru odnawialnego. Oferta powinna również zawierać wskazanie planowanej mocy elektrolizera i przewidywanej rocznej wielkości produkcji wodoru RFNBO w kg/rok w 10-letnim okresie produkcji. Po kontrolach w zakresie kwalifikowalności i jakości, oferty zostaną uszeregowane od najniższej do najwyższej a następnie wsparcie przyznane zostanie stosownie do tej kolejności aż do wyczerpania budżetu aukcji (co oznacza, że wygrywają oferty z najniższą proponowaną wielkością wsparcia). Przewidywany koniec aukcji to 8 lutego 2024 r. godzina 17:00 czasu brukselskiego. Po zamknięciu możliwości składania wniosków nastąpi ich ocena, a informacje o wynikach mają zostać przekazane w kwietniu 2024 r.
Finansowanie będzie przyznawane jako stała premia w EUR/kg zweryfikowanego i certyfikowanego wodoru RFNBO, obok przychodów rynkowych, które deweloperzy mogą osiągnąć, i będzie gwarantowana przez okres do 10 lat eksploatacji projektu. Inwestorzy, których projekty okazały się zwycięskie, zawrą – najpóźniej do listopada 2024 r. – umowę o dotację z CINEA, organem wdrażającym program.
W ramach zadań EBW dotyczących organizacji i przeprowadzania aukcji na wsparcie produkcji wodoru założono utworzenie unijnej platformy aukcyjnej, oferującej aukcje jako usługę dla państw członkowskich, korzystającej zarówno z Funduszu Innowacyjnego jak i zasobów państw członkowskich. Aby zapobiec fragmentacji rynku wodoru w Europie na wczesnym etapie jego tworzenia oraz ograniczyć koszty administracyjne związane z opracowaniem szeregu różnych systemów wsparcia dotyczących wodoru przez różne państwa członkowskie, Komisja proponuje możliwość zastosowania mechanizmu Auctions-as-a-Service. Ma to umożliwić pomoc projektom, które zgłosiły się do aukcji wodorowej ale jej nie wygrały. Państwa członkowskie wykorzystają zasoby własne do wsparcia realizacji projektów na ich terytorium, przy zastosowaniu unijnego mechanizmu aukcyjnego i unijnej platformy aukcyjnej.
Uruchomiona przez Komisję aukcja ma charakter pilotażowej, co ma pomóc w zdobyciu doświadczenia i wykorzystaniu go podczas organizacji kolejnej aukcji jaka planowana jest w 2024 r.
Aukcje z premią ekologiczną dotyczącą importu wodoru odnawialnego z państw trzecich
Równolegle do działań w zakresie wsparcia produkcji odnawialnego wodoru Komisja prowadzi badania nad optymalnym instrumentem wsparcia importu wodoru odnawialnego na teren UE. Celem jest pokrycie różnicy w kosztach między wodorem odnawialnym produkowanym w państwach trzecich i transportowanym do UE a paliwami kopalnymi, które może on zastąpić na terenie UE.
Komisja analizuje obecnie wykonalność wdrożenia systemu aukcji z premią ekologiczną, o którą mogą ubiegać się dostawcy wodoru odnawialnego z państw trzecich lub unijni odbiorcy zawierający umowy z producentami wodoru odnawialnego z państw trzecich. Funkcjonowanie i struktura instytucjonalna wsparcia dla importu wodoru odnawialnego mogłyby odzwierciedlać system aukcji wspierających produkcję wodoru odnawialnego w UE. Takie symetryczne podejście może zdaniem Komisji pozwolić na terminową i oszczędną realizację, która wykorzystywałaby synergie operacyjne i instytucjonalne oraz istniejące struktury takie jak CINEA.
Autorzy: r.pr. Tomasz Brzeziński, Aleksandra Walczak, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.
„Zamrożenie” cen energii – co się zmieni?
Ostatnimi czasy uwaga opinii publicznej skupiła się na propozycjach dalszego „mrożenia” cen energii, czyli przedłużenia okresu obowiązywania rozwiązań utrzymujących ceny energii elektrycznej, paliw gazowych i ciepła na stałym, niższym od rynkowego poziomie. Chociaż wiemy już, że najpewniej to poselska inicjatywa zostanie wprowadzona w życie, warto jednak bliżej przyjrzeć się pomysłom zawartym w obu projektach, aby uchwycić podstawowe różnice między nimi i określić z jakimi zmianami przyjdzie nam się mierzyć.
Propozycja rządowa
W aktualnym stanie prawnym funkcjonują odrębne ustawy, wprowadzające mechanizmy chroniące obywateli przed wzrostem kosztów energii elektrycznej, paliw gazowych i ciepła w 2022 r. i 2023 r. Rządowy projekt ustawy o zmianie ustaw w celu wsparcia odbiorców energii elektrycznej, paliw gazowych i ciepła oraz niektórych innych ustaw (druk sejmowy nr 71, dalej jako: „Projekt rządowy”), który wpłynął do Sejmu 23 listopada 2023 r., miał na celu przedłużenie wszystkich tych rozwiązań jednocześnie.
W zakresie energii elektrycznej Projekt rządowy zakładał „mrożenie” cen i stawek opłat dystrybucyjnych. Niezależnie od wzrostu tych cen i opłat w taryfach na rok 2024 w rozliczeniach z odbiorcami, do limitu 3 MWh dla ogółu gospodarstw domowych, 3,6 MWh dla gospodarstw domowych z osobami z niepełnosprawnościami oraz 4 MWh dla gospodarstw domowych rolników jak i posiadaczy Karty Dużej Rodziny, przewidziano stabilizację rachunków, w szczególności poprzez:
- obowiązek stosowania w rozliczeniach w roku 2024 z odbiorcami w gospodarstwach domowych przez przedsiębiorstwa energetyczne cen energii elektrycznej obowiązujących w taryfach zatwierdzanych na rok 2022 dla tych przedsiębiorstw, względnie – w przypadku braku zatwierdzonych taryf na rok 2022 – średnich cen z zatwierdzonych taryf do stosowania na rok 2022 dla czterech sprzedawców z urzędu, w zakresie limitu;
- obowiązek stosowania przez operatorów systemów dystrybucyjnych w rozliczeniach w roku 2024 z odbiorcami z grupy gospodarstw domowych stawek obowiązujących w taryfach zatwierdzanych na rok 2022, w zakresie limitu;
- wprowadzenie systemu rekompensat dla przedsiębiorstw obrotu i dystrybucji.
Projektowane zmiany w zakresie ochrony podmiotów użyteczności publicznej, w szczególności z zakresu polityki zdrowotnej, edukacyjnej i rodzinno-opiekuńczej, jednostek samorządu terytorialnego w zakresie w jakim zużywają energię elektryczną na realizację zadań publicznych, producentów rolnych, tzw. odbiorców wrażliwych oraz mikro, małych i średnich przedsiębiorstw zakładały, że niezależnie od wzrostu cen energii elektrycznej na rynku hurtowym w roku 2024 w rozliczeniach z tymi odbiorcami stosuje się cenę za obrót energią elektryczną nie wyższą niż tzw. cena maksymalna ustalona na poziomie 693 zł/MWh. Cena maksymalna w takiej wysokości będzie również miała zastosowanie do rozliczeń dla odbiorców w gospodarstwach domowych po przekroczeniu przez nich ustawowych limitów.
W zakresie paliw gazowych Projekt rządowy miał przedłużyć na kolejny rok rozwiązania osłonowe obowiązujące w 2023 r. i wspierające gospodarstwa domowe, mieszkańców budynków wielolokalowych, jak i odbiorców wrażliwych w zakupie paliw gazowych. Zakładał on wprowadzenie mechanizmu obejmującego:
- zagwarantowanie odbiorcom chronionym paliw gazowych oraz odbiorcom realizującym zadania z zakresu użyteczności publicznej objętych taryfą, ceny maksymalnej paliw gazowych oraz stawek opłat usług dystrybucji paliw gazowych na poziomie stosowanym w 2023 r.;
- przedłużenie funkcjonowania mechanizmu rekompensat dla sprzedawców paliw gazowych oraz operatorów sieci dystrybucyjnej, który służy łagodzenia skutków przedłużenia mechanizmów służących ochronie niektórych odbiorców paliw gazowych w 2023 r.;
- zagwarantowanie maksymalnej ceny paliw gazowych w 2024 r. odbiorcom prowadzącym działalność piekarniczą;
- utrzymanie w 2024 r. mechanizmu gazowego odpisu na fundusz, uiszczanego przez przedsiębiorstwa wydobywające gaz ziemny.
Cena maksymalna paliw gazowych pozostawałaby na takim samym poziomie jak obecnie, czyli 200,17 zł/MWh.
Sprawy miały się podobnie w zakresie ciepła – w Projekcie rządowym przewidziano kontynuację wsparcia dla gospodarstw domowych i instytucji użyteczności publicznej poprzez zmniejszenie opłat wynikających z wzrostu cen paliw. Proponowane przepisy przewidywały utrzymanie przez następne 12 miesięcy wysokości ponoszonych przez tych odbiorców cen i stawek opłat za dostarczone ciepło systemowe na poziomie nie wyższym niż ceny i stawki stosowane wobec odbiorców ciepła wskazanych w ustawie powiększone o 40% w każdej grupie taryfowej w danym systemie ciepłowniczym.
Powyższe propozycje nie znalazły poparcia większości posłów i posłanek obecnych na sali sejmowej i zostały odrzucone w pierwszym czytaniu 6 grudnia 2023 r.
Rozwiązania zawarte w projekcie poselskim
Swój, bardzo podobny pomysł na uregulowanie tej sprawił przedstawiła także grupa posłów związanych z partiami opozycyjnymi. 28 listopada 2023 r. do Sejmu wpłynął poselski projekt ustawy o zmianie ustaw w celu wsparcia odbiorców energii elektrycznej, paliw gazowych i ciepła oraz niektórych innych ustaw (druk sejmowy nr 72 – dalej jako: „Projekt poselski”). Podobnie jak Projekt rządowy dotyczy on zminimalizowania podwyżek wpływu cen energii i gazu dla odbiorców w gospodarstwach domowych, szeroko rozumianych podmiotów użyteczności publicznej (w tym szpitale, szkoły, przedszkola, ośrodki pomocy społecznej) oraz jednostek samorządu terytorialnego. Przewidywał jednak także rozwiązania, które w perspektywie kilku najbliższych miesięcy miały na nowo „urynkowić” sytuację w zakresie cen energii.
Co do ochrony odbiorców energii elektrycznej, zaproponowany w Projekcie poselskim system pomocowy odnosi się do gospodarstw domowych, budynków użyteczności publicznej oraz jednostek samorządu terytorialnego i przewiduje utrzymanie cen stosowanych w 2023 r. tj. na podstawie taryf przedsiębiorstw zatwierdzonych przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (dalej jako: „Prezes URE”) albo średnich cen zatwierdzonych taryf sprzedawców z urzędu, w przypadku braku zatwierdzenia taryf na 2022 r. Szacunkowo, maksymalna cena energii elektrycznej wynosić będzie 412 zł/MWh. Jednakże w odniesieniu do odbiorców w gospodarstwie domowym przekraczających w zakładanym okresie zużycie 1,5 MWh oraz jednostek samorządu terytorialnego i podmiotów użyteczności publicznej (niezależnie od zużycia) przewiduje się utrzymanie na dotychczasowym poziomie ceny maksymalnej 693 zł/MWh. W tym miejscu warto wskazać, że w toku prac parlamentarnych do Projektu poselskiego włączono propozycję przedłużenia rozwiązań pomocowych dla małych i średnich przedsiębiorstw oraz rolników indywidualnych. Zgodnie z pierwotną propozycją wsparcie dla nich miało zakończyć się wraz z końcem bieżącego roku. Na skutek poprawek do Projektu poselskiego mogą oni liczyć na ochronę cenową do połowy 2024 r. Projekt poselski przewiduje utrzymanie mechanizmu rekompensat dla przedsiębiorstw energetycznych, przy czym w przypadku braku zatwierdzenia taryf na 2024 r. przez Prezesa URE, do chwili ich zatwierdzenia rekompensaty będą wypłacane w wysokości 60% cen stosowanych w 2023 r.
Jeśli chodzi o rynek gazu to Projekt poselski wprowadza cenę maksymalną paliw gazowych oraz stawki opłat za świadczenie usług dystrybucji stosowane w rozliczeniach z niektórymi odbiorcami paliw gazowych. Zakres podmiotów objętych ochroną – podmiotów uprawnionych – nie uległ zmianie. Pozostają nimi gospodarstwa domowe, wspólnoty i spółdzielnie mieszkaniowe, podmioty zobowiązane do dostaw na potrzeby mieszkaniowe i użyteczności oraz podmiotów użyteczności publicznej. Cena maksymalna za gaz również pozostanie bez zmian. W Projekcie poselskim utrzymano wsparcie dla odbiorców paliw gazowych w gospodarstwach domowych o najniższych dochodach, którzy jako główne źródło ogrzewania wykorzystują kocioł na paliwa gazowe, wpisany lub zgłoszony do centralnej ewidencji emisyjności budynków, w postaci refundacji podatku VAT. Ponadto Projekt poselski przewiduje utrzymanie mechanizmu „zamrożenia” cen gazu dla piekarni i cukierni, które dysponują limitem pomocy de minimis, na poziomie cen maksymalnych określonych na 2023 r. Pozostawiono także mechanizm rekompensat dla przedsiębiorstw energetycznych z tytułu stosowania ceny maksymalnej paliw gazowych lub stawek opłat za świadczenie usług dystrybucji paliw gazowych, przy czym w przypadku braku zatwierdzenia taryf na 2024 r. przez Prezesa URE, do chwili ich zatwierdzenia rekompensaty będą wypłacane w wysokości 50% cen stosowanych w 2023 r.
Projekt ustawy w zakresie rynku ciepła podtrzymuje obecne mechanizmy ograniczenia wysokości cen za ciepło i jego dostawę – zarówno w systemach ciepłowniczych taryfowanych, w których ceny i stawki opłat podlegają zatwierdzeniu przez Prezesa URE, jak i zwolnionych z obowiązku przedkładania taryf dla ciepła do zatwierdzania regulatorowi. Projekt poselski przewiduje mechanizm wypłaty i rozliczenia świadczenia wyrównawczego dla przedsiębiorstw energetycznych z tytułu stosowania maksymalnej ceny dostawy.
Na moment sporządzania artykułu Projekt poselski został uchwalony przez Sejm oraz przyjęty przez Senat bez poprawek. Teraz czekamy na decyzję Prezydenta RP w tej sprawie.
Główne różnice między proponowanymi rozwiązaniami
W przeciwieństwie do Projektu rządowego ochrona przewidziana przez Projekt poselski obejmuje okres wyłącznie od 1 stycznia do 30 czerwca 2024 r. Z wypowiedzi posłów związanych z tą propozycją wynika, że rozwiązanie to ma pozwolić na ocenę sytuacji rynkowej w połowie przyszłego roku. Nie oznacza to odejścia od dalszego „mrożenia” cen energii, a jedynie odsunięcie w czasie decyzji w tym przedmiocie. Niemniej można pokusić się o stwierdzenie, że celem projektodawców jest rozłożone w czasie odchodzenie od rozwiązań interwencyjnych w zakresie cen energii. Swego rodzaju zapowiedzią tego było umiejscowienie w pierwotnej wersji projektu m.in. zapisów o przywróceniu obliga giełdowego dla energii elektrycznej, które uchylono w całości 6 grudnia 2022 r. Posłowie uznawali, że powrót do obowiązkowej sprzedaży energii elektrycznej na giełdzie pozwoli na wyznaczenie ceny rynkowej, która jest ważnym elementem umożliwiającym transparentne, rynkowe określenie ceny odniesienia dla umów sprzedaży energii. Przywrócenie obliga planowano na dzień 1 lipca 2024 r., czyli zaraz po wygaśnięciu mechanizmu „zamrożenia” cen energii elektrycznej. Finalnie wycofano się z tego rozwiązania, podobnie jak z propozycji zmodyfikowania zasad regulujących lokalizację farm wiatrowych. Te miały stanowić jeszcze dalej idącą zmianę w sektorze energetycznym, przede wszystkim przez ułatwienie budowy nowych wiatrowych jednostek wytwórczych na lądzie. Oba te pomysły, z uwagi na ich doniosłość, zdecydowano się przenieść do odrębnego druku sejmowego, które prawdopodobnie zostanie zaprezentowany w ciągu kilku najbliższych miesięcy.
Nowością w zakresie rynku gazu jest wprowadzenie gazowej składki na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny za 2022 r., na podobnych zasadach jak gazowy odpis na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny za 2023 r. Projekt poselski przewiduje dodanie do ustawy z dnia 15 grudnia 2022 r. o szczególnej ochronie niektórych odbiorców paliw gazowych w 2023 r. w związku z sytuacją na rynku gazu nowego rozdziału 3a, grupującego przepisy, które wstecznie zobowiązują przedsiębiorstwa wydobywają gaz ziemny do przekazania na rachunek Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny składek gazowych w stosunku do paliw wydobytych w 2022 r. Składki mają być płatne miesięczne za okres od 1 stycznia do 30 czerwca 2024 r. w terminie do 20 dnia każdego miesiąca. Rozwiązanie to ma w części sfinansować dalsze mrożenie cen energii.
Nowe przepisy zakładają również zmianę zasad w zakresie rozliczenia końcowego mechanizmów wsparcia (rekompensat i wyrównań) dla przedsiębiorstw ciepłowniczych, które kończą się w dniu 31 grudnia 2023 r. i które będą kontunuowanie w 2024 r. Obecnie obowiązujące przepisy są bowiem zaprojektowane w taki sposób, że wsparcie udzielane odbiorcom uprawnionym i kwoty otrzymywane przez przedsiębiorstwa ciepłownicze nie są sobie równe, co sprawia, że przedsiębiorstwa w nieuzasadniony sposób ponoszą stratę lub uzyskują zysk, które nie wystąpiłyby, gdyby nie było systemu wsparcia dla odbiorców a przedsiębiorstwa ciepłownicze rozliczały się z odbiorcami uprawnionymi na podstawie stosowanych taryf. Warto także wspomnieć, że Projekt poselski zakłada zwiększenie wsparcia dla osób najuboższych w celu eliminacji zjawiska ubóstwa i wykluczenia energetycznego. Z tego względu w zakresie kwoty dodatku osłonowego przypadającego na okres pierwszego półrocza 2024 r., zwaloryzowano go poprzez urzędowo potwierdzony wskaźnik inflacji w 2022 roku wynoszącej 14,4%.
Autorzy: r.pr. Tomasz Brzeziński, Aleksandra Walczak, Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.
GREEN GAS POLAND 2023
Green Gas Poland to jedyna konferencja branżowa organizowana przez pracodawców branży biogazowo-biometanowej. Green Gas Poland 2023 przyniosło duży sukces merytoryczny poprzez podjęcie tematyki w dużej mierze niepowtarzalnej i nie spotykanej na innych konferencjach w tym zakresie. Zagadnienia branżowych centrów umiejętności, międzynarodowych projektów Erasmus+ czy zapobiegania ekoterroryzmowi były świetnymi wyróżnikami tegorocznej konferencji Unii Producentów i Pracodawców Przemysłu Biogazowego i Biometanowego (UPEBBI).
Green Gas Poland 2023 rozpoczęło się trzema prezentacjami legislacyjnymi, w których renomowani prawnicy przedstawiali poszczególne aspekty ustaw i rozporządzeń: Maciej Szambelańczyk mówił o nowelizacji Prawa energetycznego i ustawy o OZE, Michał Tarka o przepisach biometanowych uchwalonych i postulowanych, a Marcin Rokosz o specustawie o niektórych biogazowniach rolniczych.
Dopełnieniem prezentacji była debata liderów organizacji branżowych będąca V Forum Biogazu i Biometanu. W jego ramach Dariusz Bojsza (Inicjatywa dla Środowiska Energii i Ekomobilności), Mariusz Gołacki (Polskie Stowarzyszenie Producentów Biogazu Rolniczego), Przemysław Krawczyk (grupa robocza ds. biogazu i biometanu w Radzie OZE Konfederacji Lewiatan), Marcin Laskowski (Polska Izba Gospodarcza Energetyki Odnawialnej i Rozproszonej) i Artur Zawisza (UPEBBI) rozpatrywali wydarzenia branżowe roku mijającego i zgłaszali postulaty na rok nadchodzący. Dominowały nastroje krytyczne wobec polityki biogazowej Ministerstwa Klimatu i Środowiska, a na ich uzasadnienie przytaczany był wzrost mocy instalacji biogazowych w latach 2007-15 z 45 MW do 212 MW, zaś w latach 2015-22 z 212 MW tylko do 276 MW. Wynika z tego, że dobrej zmiany w biogazownictwie nie było, a w istocie nastąpił zastój inwestycyjny powodowany błędną polityką regulacyjną.
Uwagę uczestników przyciągnęły nowe inicjatywy w środowisku biogazowo-biometanowym. Szczególnie cenne jest powstające branżowe centrum umiejętności (BCU) w dziedzinie bioenergetyki, które kształcić będzie kadry zawodowe dla branży. BCU finansowane jest w kwocie circa 12 milionów złotych przez Fundację Rozwoju Systemu Edukacji, a budowane jest w Centrum Kształcenia Rolniczego w Jabłoniu na Lubelszczyźnie. Partnerami merytorycznymi są UPEBBI (partner obowiązkowy) i Uniwersytet Przyrodniczy w Lublinie (partner dodatkowy). Kształt przyszłej edukacji uczniów, nauczycieli i innych osób dorosłych przedstawiała prof. Alina Kowalczyk-Juśko jako czołowy w kraju ekspert biogazowy i lider zespołu przygotowującego ścieżki edukacyjne w zakresie bioenergetyki.
Międzynarodowy projekt „Kształcenie kadr dla europejskiego sektora biogazu” to wspólna inicjatywa UPEBBI oraz Česká bioplynová asociace (Czechy) i Latvijas Biogāzes asociācija (Łotwa). W ramach programu Erasmus+ trzy organizacje branżowe opracują europejskie standardy w kształceniu pracowników biogazowni i kurs zawodowy podnoszący kwalifikacje do podjęcia pracy w branży biogazowej oraz przeprowadzą pilotażowe wdrożenie kursu do działalności partnerów oraz instytucji stowarzyszonych – szkół zawodowych oraz przedsiębiorstw biogazowych.
Dużym osiągnięciem UPEBBI jest powołanie po raz pierwszy w ponad 10-letniej historii Rady Konsultacyjnej składającej się z kilkunastu profesorów i doktorów pracujących naukowo w szkołach wyższych i instytutach badawczych, a specjalizujących się w zagadnieniach biogazowych i im towarzyszącym. Podczas Green Gas Poland 2023 głos zabrali z referatami naukowymi prof. Krzysztof Biernat, prof. Grzegorz Wałowski, prof. Wirginia Tomczak i dr inż. Sławomir Żak.
Bardzo różnorodny był blok finansowy koncentrujący się na trzech różnych źródłach finansowania inwestycji biogazowych. Beata Matecka (prezes Grupy Kapitałowej „Business Consulting Group”) wraz ze swym zespołem referowała dofinansowania ze środków unijnych i krajowych w postaci grantów i pożyczek, dr inż. Zsuzsanna Iwanicka (główny inżynier ekolog BOŚ) definiowała bankowalność projektów ubiegających się o kredyty, a Piotr Gębala (prezes GPW Ventures) dokonał pierwszej publicznej prezentacji funduszu inwestycyjnego powołanego wspólnie przez Giełdę Papierów Wartościowych i Krajowy Ośrodek Wsparcia Rolnictwa, co jest absolutnym novum na rynku inwestycyjnym wokół obszarów wiejskich.
Głos zabrali prezesi trzech spółek nagrodzonych dorocznymi nagrodami branżowymi. Dostawcą Roku 2023 została Biogas System SA, a statuetkę odebrał prezes Marcin Białek. Jak argumentował prezes UPEBBI Artur Zawisza, „tegoroczny biogazowy dostawca roku dynamicznie wchodzi na rynek biogazowy, wykorzystując swoje wieloletnie doświadczenie inżynierskie, konstrukcyjne i wykonawcze”. PGNiG BioEvolution sp. z o.o. z Grupy Kapitałowej Orlen otrzymała nagrodę Biogazownie Roku 2023 (ex aequo z Polską Grupą Biogazową SA), a statuetkę odebrał prezes Leszek Mańk. Jak mówił prezes UPEBBI Artur Zawisza, tym razem nie nagradzano pojedynczej biogazowni, ale spółkę prowadzącą sieć biogazowni, a jednocześnie realizującą potężny program inwestycyjny w ramach Strategii Grupy Orlen. Polska Grupa Biogazowa SA otrzymała nagrodę Biogazownie Roku 2023 (ex aequo z PGNiG BioEvolution sp. z o.o.), a statuetkę odebrał prezes PGB Serwis Tomasz Włodarczyk. Jak mówił prezes UPEBBI Artur Zawisza, tym razem nie nagradzano pojedynczej biogazowni, ale spółkę prowadzącą największą w kraju sieć biogazowni składającą się z 18 instalacji.
Bardzo inspirujące było wystąpienie Anety Więckiej z Narodowego Centrum Badań i Rozwoju kierującej przedsięwzięciem „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym”, w ramach którego biogazownia położona w pobliżu Sokołowa Podlaskiego ma zapewniać circa 40% zapotrzebowania na ciepło tego miasta powiatowego. Głosy towarzyszące padły ze strony Jakuba i Macieja Ufnalów jako prezesa i wiceprezesa spółki koordynującej prace konsorcjum pięciu firm budujących instalację biogazową. Równolegle i w nawiązaniu do tego przykładu UPEBBI podpisała list intencyjny ze spółką społecznej inicjatywy mieszkaniowej z województwa łódzkiego SIM KZN Reymontowski dotyczący prac nad realizacją analogicznych projektów grzewczych, w których energia cieplna z biogazowni ogrzewa budynki mieszkalne.
Wiele nowych wątków wniosły wystąpienia Franciszka Nowaka jako prezesa Polskiego Towarzystwa Rolniczego i inwestora biogazowego mówiącego o inwestycjach na terenach rolnictwa wielkoobszarowego, Mirosława Kreczmana jako brokera ubezpieczeniowego od lat specjalizującego się w branży biogazowej i Mieszko Mroza z firmy będącej dealerem aut KIA odnoszącego się do przyszłości aut elektrycznych w kontekście energii pozyskiwanej z biogazu.
Duża uwagę słuchaczy przykuło wystąpienie dra Grzegorza Chociana z ekoterroryzmem jako tematem wywoławczym. Mówca jako prezes Fundacji Konstruktywnej Ekologii Ecoprobono przeanalizował tematykę zagrożeń inwestycji ze względów środowiskowych, a jako prezes spółki Ekoton przedstawił profesjonalną ofertę dla rynku biogazowo-biometanowego w postaci wykonania analizy tzw. hipoteki środowiskowej na specjalne zamówienie inwestora.
Podczas branżowej roboczej kolacji wręczono główną doroczną nagrodę, czyli tytuł Ambasadora Biogazu. Na ten tytuł bez wątpienia zasłużył pełnomocnik rządu ds. transformacji energetycznej obszarów wiejskich w osobie wiceministra rolnictwa i rozwoju wsi Janusza Kowalskiego. Ambasador Biogazu 2023 w szczególności zasłużył się przygotowaną w jego ministerialnym zespole tzw. specustawą o biogazowniach rolniczych, a przyjętą jednogłośnie w Sejmie i Senacie. Specustawa została przygotowana we współpracy z branżą reprezentowaną przez Porozumienie dla Biogazu i Biometanu oraz uwzględniała wiele z branżowych rekomendacji. Odbierający nagrodę Janusz Kowalski podziękował branży za kilkunastomiesięczną współpracę, wspieranie jego wysiłków na każdym etapie procesu legislacyjnego i wyrażone wobec niego podziękowanie za dynamikę działań. Zapowiedział także kontynuację swego zaangażowania w tematykę biogazowa i biometanową w przyszłej kadencji parlamentu poprzez powołanie zespołu parlamentarnego zainteresowanego bioenergetyką.
Po raz pierwszy UPEBBI przyznała nagrodę Portalu Biogazowego Roku, którą został wyróżniony portal ozeon.com.pl będący emanacją wysokojakościowego kwartalnika „OZEON”. Nagrodę dla Portalu Biogazowego 2023 odebrał jego redaktor naczelny Krzysztof Stawnicki i powiedział do zebranych: „wśród czytelników czasopisma mamy ponad 2000 odbiorców instytucjonalnych poznanych osobiście. Dodatkowo poprzez serwis internetowy docieramy do 50 000 odbiorców zainteresowanych ekologią. „OZEON” jest także patronem IX Międzynarodowego Kongresu Eko Forum, a w dniach 15 – 17 czerwca 2023 roku do Supraśla w województwie podlaskim przyjadą przedstawiciele rządu, biznesu, samorządów, ośrodków analitycznych i kół eksperckich”.
Ważne zmiany zasad ustalania taryf przez operatorów systemów gazowych
Wprowadzenie instytucji konta regulacyjnego do procesu ustalania taryf przez operatorów systemów gazowych innych niż OSP – ważna nowelizacja rozporządzenia w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi.
W dniu 28 listopada 2023 r. w Dzienniku Ustaw Rzeczypospolitej Polskiej ogłoszone zostało Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 23 listopada 2023 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi (Dz. U. poz. 2582 – dalej jako: „Rozporządzenie zmieniające”), wprowadzające szereg zmian w przepisach Rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 15 marca 2018 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi (t.j. Dz. U. z 2021 r. poz. 280 z późn. zm. – dalej jako: „Rozporządzenie taryfowe”), w tym przepisy wprowadzające instytucję konta regulacyjnego dla regulowanych działalności infrastrukturalnych innych niż przesyłanie paliw gazowych tj. dla działalności w zakresie dystrybucji paliw gazowych, magazynowania paliw gazowych oraz skraplania gazu ziemnego lub regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego.
Warto w tym miejscu przypomnieć, że obowiązek stosowania konta regulacyjnego przez operatora systemu przesyłowego w odniesieniu do działalności w zakresie przesyłania paliw gazowych został wprowadzony na podstawie przepisów Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/460 z dnia 16 marca 2017 r. ustanawiających kodeks sieci dotyczący zharmonizowanych struktur taryf przesyłowych dla gazu (Dz. U. UE. L. z 2017 r. Nr 72, str. 29) (NC TAR).
Jak wynika z uzasadnienia projektu Rozporządzenia zmieniającego, celem wydania przepisów dotyczących konta regulacyjnego jest z jednej strony zapewnienie stabilnych warunków prowadzenia działalności podstawowej dla operatorów systemów gazowych (innych niż system przesyłowy) poprzez ochronę przed niepełnym odzyskiwaniem przez tych operatorów przychodów mających pokryć koszty uzasadnione prowadzonej działalności, a z drugiej strony celem nowych regulacji jest ochrona podmiotów zamawiających usługi infrastrukturalne przed ponoszeniem nieuzasadnionych kosztów, w przypadku gdy rzeczywisty przychód operatorów przewyższa koszty uzasadnione prowadzenia działalności infrastrukturalnej.
Ponadto, zgodnie z założeniami prawodawcy, Rozporządzenie zmieniające wprowadza większą przejrzystość przepisów dotyczących ustalania wysokości taryf, co ma korzystnie wpłynąć na stronę kosztową prowadzenia działalności gospodarczej. Ponadto, wprowadzana Rozporządzeniem zmieniającym instytucja konta regulacyjnego ma w założeniu stanowić przejrzysty i efektywny mechanizm ułatwiający prowadzenie inwestycji w zakresie rozbudowy sieci gazowej.
Przechodząc do omówienia nowych przepisów, należy wskazać, że Rozporządzenie zmieniające dodaje w § 2 Rozporządzenia taryfowego nową definicję legalną (nowy pkt 3a) „konta regulacyjnego dla innych operatorów”, które oznacza „rachunek służący zrekompensowaniu niewystarczająco lub nadmiernie odzyskiwanych przychodów ze świadczonych usług dystrybucji paliw gazowych, magazynowania paliw gazowych, skraplania gazu ziemnego lub regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego”.
Zgodnie z nowym § 10a Rozporządzenia taryfowego operator, planując określony poziom kosztów uzasadnionych i przychodów pokrywających te koszty w ramach kalkulacji taryfy magazynowej na rok n, będzie zobowiązany brać pod uwagę saldo konta regulacyjnego, stanowiące różnicę przychodu regulowanego zatwierdzonego w taryfie dla roku n-2 i przychodu regulowanego rzeczywiście osiągniętego w roku n-2.
W celu uniknięcia nadmiernych różnic pomiędzy wysokościami taryf w dwóch kolejnych następujących po sobie taryfach (tj. różnic między „starą” a „nową” taryfą), w § 10a ust. 3 wprowadzono możliwość rozliczenia salda konta regulacyjnego dla innych operatorów w częściach w kolejnych taryfach przedsiębiorstwa energetycznego (tj. możliwość rozliczenia nawet w więcej niż w dwóch kolejnych taryfach).
Ponadto, zgodnie z nowym § 50b Rozporządzenia taryfowego salda konta regulacyjnego dla innych operatorów, o którym mowa w nowym § 10a Rozporządzenia taryfowego, po raz pierwszy zostanie uwzględnione przy ustalaniu przychodu pokrywającego koszty uzasadnione na rok 2025. Trzeba jednak odnotować, że 5 grudnia 2023 r. w wykazie Rządowego Centrum Legislacji został opublikowany projekt rozporządzenia, który ma przesunąć tę datę na rok 2026. W uzasadnieniu do proponowanych przepisów wyrażono obawę o to, że pierwotnie zakładany czasookres może okazać się za krótki. Wynika to z trzech okoliczności.
Pierwszą jest konieczność uzgodnienia przez wspomnianych operatorów z Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki zakresu danych, jakie powinny być przekazane organowi w związku z wprowadzeniem instytucji kontra regulacyjnego. Tego typu proces jest zazwyczaj czasochłonny. Drugą kwestią jest to, że wskazani wyżej operatorzy już na początku przyszłego roku będą musieli zacząć przygotowywać wniosek taryfowy na 2025 r. Uwzględnienie nowych rozwiązań w tak krótkim czasie stanowiłoby duże wyzwanie. Trudne do zrealizowania byłoby to także dla samego regulatora, biorąc pod uwagę to, że Rozporządzenie zmieniające, wprowadzające konto regulacyjne dla innych operatorów, ma wejść w życie w terminie 14 dni od dnia ogłoszenia, tj. z dniem 13 grudnia 2023 r. (trzecia okoliczność). Rozporządzenie będące konsekwencją inicjatywy grudniowej miałoby wejść w życie dzień po publikacji, jednak kluczowe znaczenie ma tu samo przesunięcie terminu o kolejny rok.
Autor: r.pr. Tomasz Brzeziński, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.
Przyszłość Miast w Polsce: XVII Smart City Forum
Już 20 i 21 listopada 2023 r. w hotelu The Westin Warsaw odbędzie się XVII Smart City Forum – najważniejsze spotkanie włodarzy polskich miast, przedstawicieli administracji samorządowej oraz prezesów i kadry zarządzającej firm dostarczających rozwiązania dla smart cities.
Forum zainauguruje debata “Prezydentki w samorządzie”, podczas której omówione zostaną zagadnienia dotyczące perspektyw rozwojowych dla miast, polityki społecznej i równościowej, zaangażowania miast w przejrzystość i odpowiedzialność za równość oraz równe szanse pracy i awansu, a także możliwości aktywizacji ludzi do udziału w życiu społecznym i włączania do kształtowania rozwoju miasta. Następnie eksperci przeanalizują obszar efektywności energetycznej miast. Pojawią się wątki związane z poprawą efektywności i transformacją ścieżki współpracy z biznesem oraz programem „Rozświetlamy Polskę” – budowaniem inteligentnej przestrzeni za pomocą światła, uwarunkowaniami prawnymi, prawem własności i certyfikacją opraw oświetleniowych. Prelegenci porozmawiają również na temat monitorowania wykorzystania energii i mediów, ładowana samochodów, rowerów i hulajnóg wykorzystując infrastrukturę oświetleniową oraz systemach monitoringu środowiska i jakości powietrza.
W ramach kolejnego bloku prelegenci pochylą się nad obszarem najnowszych smart technologii stworzonych z myślą o miastach. Dyskusja obejmie temat szans i zagrożeń związanych z nowymi technologiami, form współpracy miast, które wskazane są, aby poprawić skuteczność działań w zakresie danych, zapewnienia bezpieczeństwa cyfrowego urzędów oraz przyszłości dronów w mieście. Blok podsumowany zostanie sesją case studies, które zobrazują praktyczne zastosowanie rozwiązań w miastach. Eksperci skomentują mobilność w smart city m.in. plan zrównoważonej mobilności, efektywne metody i trendy zarządzania infrastrukturą drogową, technologie w zakresie analizy geoprzestrzennej oraz ekologiczne formy transportu do szkół i budynków publicznych.
Dzień drugi Forum wyłoni tematy związane z energią w inteligentnym mieście. Prelegenci porozmawiają o integracji procesów i logistyce współdzielenia, transformacji ciepła systemowego, ochronie infrastruktury krytycznej i decentralizacji źródeł energii z perspektywy miasta, finansowaniu inwestycyjnym i partnerstwie publiczno-prywatnym, zielonej transformacji miast w duchu ESG oraz alternatywnych źródłach energii w miastach.
Ważnym aspektem, który rozpatrzony zostanie podczas kongresu będzie Agile Management w mieście – zarządzanie zwinnym miastem i związane z tym ograniczenia organizacyjne. Prelegenci zwrócą uwagę na planowanie smart budżetu i alternatywne źródła finansowania, a także wyzwania z zakresu HR w samorządach. Nie zabraknie dyskusji na temat urbanistyki. Eksperci przeanalizują m.in. zagadnienia odnoszące się do architektury regeneracyjnej, problemów i wyzwań związanych z planowaniem przestrzennym, wykorzystaniem danych do wzmocnienia odporności miasta na zmiany klimatyczne oraz zarządzaniem wodą w mieście. Zwieńczeniem Forum będzie blok poświęcony turystyce i promocji miast – zwiększenie konkurencyjności regionu, ułatwianie dostępu do produktów i usług turystycznych dzięki platformom cyfrowym oraz zarządzanie turystyką zgodnie z zasadami zrównoważonego rozwoju.
W gronie prelegentów XVII Smart City Forum udział potwierdzili m.in.:
- Aldona Machnowska-Góra, Zastępczyni Prezydenta m.st. Warszawy
- Krystyna Danilecka-Wojewódzka, Prezydentka Miasta Słupska
- dr Piotr Grzymowicz, Prezydent Miasta Olsztyna
- Monika Lipińska, Zastępczyni Prezydenta Miasta Lublin ds. Społecznych
- Adam Neumann, Prezydent Miasta Gliwic
- Małgorzata Mańka-Szulik, Prezydentka Miasta Zabrza
- Konrad Fijołek, Prezydent Miasta Rzeszowa
- Beata Klimek, Prezydentka Miasta Ostrowa Wielkopolskiego
- Jakub Mazur, Wiceprezydent Miasta Wrocławia
- Beata Moskal-Słaniewska, Prezydentka Miasta Świdnicy
- Jerzy Muzyk, Wiceprezydent Miasta Krakowa ds. Zrównoważonego Rozwoju
- Sabina Nowosielska, Prezydentka Miasta Kędzierzyn-Koźle
- Marcin Jakubowski, Burmistrz Miasta Mińsk Mazowiecki
- Piotr Ryba, Burmistrz Krynica Zdrój
- Michał Łakomski, Pełnomocnik Prezydenta ds. Smart City
Smart City Forum tworzy przestrzeń do wymiany opinii i doświadczeń między przedstawicielami samorządów, biznesu i środowisk akademickich. Wydarzenie skierowane jest do wszystkich osób zainteresowanych tematyką miast inteligentnych w Polsce i na świecie.
Green Gas Poland 2023 – V Forum Biogazu i Biometanu
W dniu 1 grudnia 2023 roku w VARSOVIA APARTAMENTY KASPRZAKA – RESTAURACJA FIRST FLOOR przy ul. Kasprzaka 31 w Warszawie, odbędzie się doroczne branżowe wydarzenie Green Gas Poland 2023 – V Forum Biogazu i Biometanu, które przyciąga uwagę przedsiębiorców oraz pasjonatów energii odnawialnej. Tegoroczna edycja zapowiada się niezwykle interesująco, skupiając się na szeregu kluczowych zagadnieniach, które kształtują przyszłość biogazu i biometanu w Polsce i Europie.
- Aktualne zmiany w ustawodawstwie dotyczącym Odnawialnych Źródeł Energii (OZE): Jednym z głównych tematów forum będzie omówienie ostatnich zmian w ustawie o OZE i Prawie energetycznym oraz specustawa dotycząca niektórych biogazowni rolniczych. Eksperci przyjrzą się szansom, wyzwaniom i potencjalnym ryzykom związanym z tymi przepisami.
- Branżowe Centrum Umiejętności: Rozwój biogazowni i biometanowni zwiększa zapotrzebowanie na konkretnych specjalistów. Green Gas Poland 2023 poświęci uwagę potrzebie rozwojowi kształcenia zawodowego na przykładzie Branżowego Centrum Umiejętności (BCU) w dziedzinie bioenergetyka przy Centrum Kształcenia Rolniczego w Jabłoniu na Lubelszczyźnie powstającego z inspiracji i przy współpracy z UPEBBI.
- Projekt „Kształcenie kadr dla europejskiego sektora biogazu”: Inicjatywa ta, realizowana przez UPEBBI, Česká bioplynová asociace i Latvijas Biogāzes asociācija. Będziemy analizować korzyści z międzynarodowej współpracy w rozwój edukacji w sektorze biogazu.
- Rada Konsultacyjna UPEBBI: Forum będzie doskonałą okazją do spotkania z wybitnymi specjalistami, profesorami i doktorami z różnych ośrodków naukowych takich, jak Uniwersytet Przyrodniczy w Lublinie, Szkoła Główna Gospodarstwa Wiejskiego czy Akademia Górniczo-Hutnicza, którzy są członkami Rady Konsultacyjnej UPEBBI.
- Finansowanie projektów biogazowych: Omówimy kwestie finansowania projektów biogazowych zarówno z funduszy publicznych, w tym dotacji unijnych, jak i z sektora prywatnego, takie jak kredyty, leasing czy private equity. Przyjrzymy się, jak te źródła finansowania kształtują przyszłość inwestycji w biogaz i biometan.
- Aspekt ekoterroryzmu w inwestycjach biogazowych: Analiza tego zagadnienia, oparta na studiach przypadków i profesjonalnych propozycjach, pozwoli zrozumieć, jak chronić sektor biogazu i biometanu przed potencjalnymi zagrożeniami.
- Program Narodowego Centrum Badań i Rozwoju „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym”: Przedstawimy najnowsze informacje na temat tego programu, który ma na celu rozwijanie lokalnych systemów energetycznych opartych na elektrociepłowniach.
- Inwestycje biogazowe a rolnictwo wielkoobszarowe: Zastanowimy się nad szansami i wyzwaniami, jakie niosą inwestycje biogazowe dla rolnictwa na dużą skalę.
- Rola Grupy Orlen i plany inwestycyjne PGNiG BioEvolution: Dowiemy się więcej o planach Grupy Orlen, która aspiruje do bycia liderem na rynku biometanu, oraz planach inwestycyjnych PGNiG BioEvolution sp. z o.o.
Doroczne nagrody: Na zakończenie forum zostaną wręczone prestiżowe nagrody, takie jak Ambasador Biogazu 2023, Biogazownia Roku i Dostawca Roku, które wyróżniają osiągnięcia i zaangażowanie w sektorze biogazu i biometanu w 2023 roku.
Green Gas Poland 2023/V Forum Biogazu i Biometanu będzie ważnym wydarzeniem dla wszystkich zainteresowanych przyszłością biogazu i biometanu w Polsce. Forum stanowi doskonałą okazję do wymiany wiedzy, doświadczeń i budowania relacji w tej dynamicznie rozwijającej się branży. Nie zapomnijcie śledzić naszej strony internetowej http://greengaspoland.pl/ i być z nami 1 grudnia 2023 roku!
Przepisy wykonawcze dla okresu przejściowego CBAM
Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady UE 2023/956 z dnia 10 maja 2023 r. ustanawiające mechanizm dostosowania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO2 (Rozporządzenie CBAM) oficjalnie weszło w życie 17 maja 2023 r., dzień po jego opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej, jednak większość jego przepisów zacznie być stosowana dopiero od 1 października 2023 r.
W jednym z artykułów opisywaliśmy już czego dotyczy ww. mechanizm dostosowania cen na granicach pod względem emisji dwutlenku węgla (ang. Carbon Border Adjustment Mechanism) (CBAM), jednak po krótce przypomnimy na czym polega to regulacja. W dalszej części zajmiemy się z kolei rozporządzeniem wykonawczym Komisji (UE) 2023/1773 z dnia 17 sierpnia 2023 r. ustanawiającym zasady stosowania rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/956 w odniesieniu do obowiązków sprawozdawczych do celów mechanizmu dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO2 w okresie przejściowym (Rozporządzenie wykonawcze).
CBAM – kluczowy element Fit for 55
Rozporządzenie CBAM jest częścią pakietu klimatycznego, unijnego programu Fit for 55, który zakłada ograniczenie emisji gazów cieplarnianych o co najmniej 55% do 2030 r. w porównaniu z poziomami z 1990 r. Stanowi on krok ku neutralności klimatycznej przewidzianej w Europejskim Zielonym Ładzie.
Mechanizm ustalający cenę za dwutlenek węgla emitowany podczas produkcji towarów, które są importowane do Unii Europejskiej (UE) ma być przełomowym narzędziem przyśpieszającym dekarbonizację europejskiego przemysłu. CBAM dąży do zapobiegania „dumpingowi środowiskowemu” bądź „wyciekowi emisji”, czyli sytuacji, w której przedsiębiorstwa z siedzibą w UE przenoszą wysokoemisyjną produkcję za granicę do krajów z mniej rygorystyczną polityką klimatyczną niż w UE, lub gdy unijne produkty są zastępowane bardziej wysokoemisyjnymi produktami importowanymi.
System ma przede wszystkim pozwolić na to, żeby unijni importerzy kupowali certyfikaty węglowe odpowiadające cenie, jaką musieliby zapłacić, gdyby towary zostały wyprodukowane w ramach unijnych reguł ustalania cen emisji dwutlenku węgla. Z kolei gdy producent spoza UE wykaże, że zapłacił już cenę za dwutlenek węgla wykorzystany do produkcji importowanych towarów w państwie trzecim, odpowiedni koszt może zostać w całości odliczony dla importera z UE. CBAM ma zatem zagwarantować, że cena emisji dwutlenku węgla w przywozie będzie równoważna z ceną emisji dwutlenku węgla w produkcji krajowej, zapewniając w ten sposób realizację unijnych celów klimatycznych.
W pierwszej fazie – fazie przejściowej – importerzy będą musieli jedynie zgłaszać emisję gazów cieplarnianych wbudowanych w ich import, pochodzących z produkcji towarów do chwili ich przywozu na obszar celny UE (emisje bezpośrednie), bez żadnych płatności ani dostosowań finansowych. System będzie się zatem sprowadzał do obowiązków sprawozdawczych – jego celem będzie gromadzenie danych. Natomiast emisje pośrednie zostaną objęte systemem po okresie przejściowym, na podstawie w międzyczasie określonych metod.
Po wejściu w życie stałego systemu, który zostanie oparty na zmienionych zasadach Unijnego Systemu Handlu Emisjami (EU ETS), importerzy będą musieli co roku deklarować ilość towarów zaimportowanych do UE w poprzednim roku oraz związanych z nimi GHG (wskaźnik emisji gazów cieplarnianych). W dalszej kolejności będą oni przekazywać odpowiednią liczbę certyfikatów CBAM do umorzenia.
Rozporządzenie wykonawcze – rozwiązania dla okresu przejściowego
Rozporządzenie wykonawcze, które zawiera przepisy o okresie przejściowym do systemu CBAM zostało przyjęte przez Komisję Europejską (KE) 17 sierpnia 2023 r. i opublikowane w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej 15 września 2023 r. Formalne wejście w życie przepisów Rozporządzenia wykonawczego nastąpiło parę dni temu, tj. 16 września 2023 r.
Rozporządzenie wykonawcze doprecyzowuje obowiązki sprawozdawcze i metody tymczasowego obliczania emisji wbudowanych, które uwalniane są podczas procesu produkcji towarów. Samo Rozporządzenie CBAM zacznie obowiązywać w fazie przejściowej od 1 października 2023 r. do 31 grudnia 2025 r., a pierwszy okres sprawozdawczy dla importerów zakończy się 31 stycznia 2024 r.
W oparciu o art. 4 ust. 3 Rozporządzenia wykonawczego do 31 lipca 2024 r. w stosunku do każdego przewozu towarów, jeśli zgłaszający nie ma wszystkich niezbędnych informacji w sprawozdaniu, tj. gdy wartości rzeczywiste emisji zmierzone na poziomie instalacji nie będą dla niego dostępne, może on stosować wartość domyślną jako metodę określenia wielkości emisji. Wartości te udostępnione są przez KE w załączniku nr IV ust. 4 do Rozporządzenia CBAM. Art. 5 Rozporządzenia wykonawczego natomiast wskazuje na możliwość stosowania wartości szacunkowych jako odstępstwa od wyżej wskazanego art. 4. Ten wyjątek powoduje, że aż 20% całkowitej wielkości emisji może być oparte na szacunkach operatorów instalacji.
Rozporządzenie wykonawcze wprowadza także możliwość modyfikacji i korekty sprawozdań CBAM. Okres na takie działanie zgodnie z art. 9 ust. 1 Rozporządzenia wykonawczego wynosi dwa miesiące od zakończenia odpowiedniego kwartału sprzedażowego. Przewidziano również wyjątek od tego terminu, gdzie zgłaszający może zmodyfikować sprawozdanie za dwa pierwsze okresy do dnia zakończenia terminu za trzeci okres. Aby złożyć ponownie sprawozdanie lub wprowadzić korekty po upływie terminu, należy złożyć wniosek do właściwego organu w terminie roku od zakończenia odpowiedniego kwartału sprawozdawczego. Po wyrażeniu zgody, zgłaszający ma miesiąc od dnia zezwolenia na wprowadzenie korekty.
Na potrzeby okresu przejściowego stworzony zostanie, zgodnie z art. 10 Rozporządzenia wykonawczego, rejestr przejściowy CBAM. Ma być to elektroniczna baza danych, która zawierać będzie wspólne elementy danych na potrzeby sprawozdawczości. Art. 11 ust. 1 Rozporządzenia wykonawczego natomiast odpowiada za kontrolowanie sprawozdań z okresu przejściowego. Kontrola sprawozdań odbyć się może w czasie okresu przejściowego jak również trzy miesiące po upływie terminu do złożenia ostatniego sprawozdania. Ma ona na celu ocenę przestrzegania obowiązków związanych ze sprawozdaniem.
Dodatkowo KE opracowuje szczegółowe wytyczne, materiały szkoleniowe i samouczki, które mają pomóc państwom członkowskim w momencie rozpoczęcia stosowania systemu przejściowego.
Autorka: Aleksandra Walczak, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.
Sieci potrzebne od zaraz!
Już w dniach 8 i 9 listopada 2023 r. odbędzie się 38. Konferencja Energetyczna EuroPOWER & 8. OZE POWER. Celem wydarzenia od początku jego powstania jest mówienie o najbardziej aktualnych wyzwaniach i problemach dotyczących sektora energetycznego. Już w listopadzie ponownie spotkają się kluczowi przedstawiciele branży, aby wspólnie przedyskutować najważniejsze aspekty funkcjonowania i rozwoju branży energetycznej.
Agenda i zapisy na wydarzenie znajdują się na stronie: https://konferencjaeuropower.pl/lp/lpm/.
Poniżej prezentujemy skrót najważniejszych tematów ze świata energetyki, które w rozszerzonej formie zostaną zaprezentowane podczas konferencji, na którą już dzisiaj serdecznie zapraszamy!
Rozwój sieci jako warunek niezbędny dla upowszechniania OZE – wsparcie planowania rozwoju sieci oraz ich modernizacji
Rozwój sieci energetycznych jest kluczowy dla upowszechniania Odnawialnych Źródeł Energii (OZE). Inwestycje w sieci są niezbędne nie tylko dla integracji OZE, a także dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii. W ostatnich latach odmowy wydawania warunków przyłączenia nowych mocy stały się normą, co utrudnia rozwój OZE. Operatorzy sieci dystrybucyjnych uzasadniają decyzje złym stanem technicznym sieci elektroenergetycznych i potrzebą zaangażowania ogromnych środków finansowych na ich modernizację. W raporcie Forum Energii proponowane są działania, które pozwolą zoptymalizować procesy administracyjne oraz zwiększyć techniczne możliwości przyłączania do sieci nowych projektów OZE. Wśród nich znajdują się m.in. aktualizacja Polityki energetycznej Polski i Krajowego planu na rzecz energii i klimatu, zobligowanie operatorów sieci dystrybucyjnych do transparentnego przygotowania planów rozwoju sieci oraz umożliwienie współdzielenia przyłączenia sieciowego przez różne instalacje OZE.
Jak zbudować powszechny, rozproszony system magazynowania energii?
Aby zbudować powszechny, rozproszony system magazynowania energii, niezbędne jest zrozumienie i zastosowanie elastyczności w systemie elektroenergetycznym. Elastyczność w tym kontekście rozumiana jest jako zdolność do szybkiego reagowania na wahające się zapotrzebowanie na energię elektryczną w warunkach zmiennej podaży. Polski system elektroenergetyczny obecnie jest niedostatecznie elastyczny. Zatem wzrost roli operatora i sięgnięcie przez niego po zasoby elastyczności przyłączone do sieci dystrybucyjnej jest niezbędne. Zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii (OZE) wymaga efektywnej integracji tych technologii. Prace źródeł konwencjonalnych i odnawialnych mogą się wzajemnie uzupełniać, co podkreśla potrzebę zmian w całym łańcuchu dostaw energii. Wprowadzenie kompleksowych mechanizmów rynkowych, które dostarczą bodźców ekonomicznych podmiotom oferującym elastyczność pracy, jest również niezwykle ważne.
Do osiągnięcia pełnej elastyczności systemu konieczna jest rozbudowa sieci przesyłowych i dystrybucyjnych oraz stosowanie nowoczesnych metod oceny zdolności przesyłowej.
Magazynowanie energii: technologie i rozwiązania dla sektora OZE
Magazynowanie energii odgrywa główną rolę w kontekście rosnącego udziału odnawialnych źródeł energii (OZE) w globalnym miksie energetycznym. Zmieniający się klimat i potrzeba osiągnięcia neutralności klimatycznej wymuszają odejście od paliw kopalnych na rzecz OZE. W związku z tym, pojawia się wyzwanie związane z bilansowaniem sieci elektroenergetycznych, zwłaszcza że OZE mają niestabilny charakter. Technologie magazynowania energii, takie jak elektrownie wodne szczytowo-pompowe, magazyny energii sprężonego powietrza czy magazyny energii ciekłego powietrza, stają się kluczowe. Elektrownie wodne szczytowo-pompowe, jedna z najbardziej znanych metod, polegają na przepompowywaniu wody między dwoma zbiornikami na różnych wysokościach, osiągając sprawność na poziomie ok. 85%. Magazyny energii sprężonego powietrza wykorzystują energię z OZE do sprężania powietrza, które następnie jest przechowywane w pojemnych zbiornikach. W chwili potrzeby, sprężone powietrze jest wykorzystywane do generacji energii elektrycznej. W ostatnim czasie popularne są również technologie bazujące na przemianach elektromechanicznych, takie jak akumulatory litowo-jonowe. Wszystkie te technologie mają swoje zalety i wady, ale ich rozwój jest kluczowy dla przyszłości zrównoważonej energetyki.
Rozwój cable poolingu w Polsce. Łączenie źródeł OZE
Cable pooling to połączenie różnych źródeł wytwórczych OZE (oraz magazynów energii i elektrolizerów) w tym samym węźle przyłączenia o sumarycznej mocy większej niż moc przyłączeniowa. Dzięki temu, wykorzystując jedno przyłącze, można łączyć na przykład farmy wiatrowe i elektrownie słoneczne, które są blisko siebie. Taki sposób łączenia źródeł z powodzeniem funkcjonuje chociażby w Holandii. W Polsce, aby umożliwić powszechne stosowanie cable pooling, konieczne są zmiany w prawie. Dotychczasowa moc przyłączeniowa była wykorzystywana w niewielkim stopniu, ale dzięki cable pooling infrastruktura sieciowa może być wykorzystywana w sposób optymalny. Wprowadzenie tej technologii pozwoli na rozwój kolejnych 25 gigawatów mocy w źródłach odnawialnych, co przekłada się na oszczędność około 40 miliardów złotych. Wprowadzenie cable pooling może znacząco przyspieszyć rozwój OZE w Polsce, ograniczając jednocześnie koszty związane z rozbudową sieci i zwiększając bezpieczeństwo energetyczne kraju.
Integracja sektorów (sector coupling) – zniesienie tradycyjnego podziału pomiędzy sektorami energochłonnymi i wprowadzenie modelu holistycznego
Integracja sektorów (sector coupling) jest obecnie coraz częściej dyskutowanym tematem w europejskich przedsiębiorstwach energetycznych. Polega ona na elektryfikacji transportu, ciepłownictwa, chłodnictwa, zużycia energii w przemyśle oraz innych sektorów gospodarki, które dotychczas nie były zelektryfikowane. Głównym celem integracji sektorów jest głęboka dekarbonizacja gospodarki poprzez maksymalne wykorzystanie energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych. Dąży się do stworzenia „społeczeństwa całkowicie elektrycznego”, gdzie elastyczność wytwarzania i zużywania energii elektrycznej jest kluczowa, a technologie magazynowania energii w różnych formach odgrywają ważną rolę. Współczesne odnawialne źródła energii są w stanie pokrywać coraz większą część światowego zapotrzebowania na energię elektryczną, jednak sektory takie jak transport, ciepłownictwo, rolnictwo i przemysł ciężki wciąż są energochłonne i wysokoemisyjne. Integracja sektorów, bazująca głównie na energii elektrycznej z OZE, ma na celu osiągnięcie zerowej emisji CO2 netto. Kluczową rolę w tym procesie odgrywają technologie typu Power-to-X, takie jak power-to-gas (PtG) czy power-to-heat (PtH), które choć istnieją, są często w fazie eksperymentalnej lub nie są jeszcze wykorzystywane na szeroką skalę.
Zmiany prawne umożliwiające realną partycypację inwestorów w finansowaniu przebudowy sieci
Zmiany prawne odgrywają kluczową rolę w umożliwieniu realnej partycypacji inwestorów w finansowaniu przebudowy sieci elektroenergetycznych. Aby zrealizować założenia aktualizacji Polityki Energetycznej Państwa do 2040 r., konieczne jest znaczące zwiększenie inwestycji w sieci elektroenergetyczne. Jednym z głównych wyzwań jest pozyskanie odpowiednich środków finansowych. Chociaż projekt aktualizacji PEP2040 zakłada nakłady rzędu 500 mld zł do 2040 r., źródła finansowania nie są jasno określone. Domyślnie zakłada się, że głównym źródłem finansowania będą klienci końcowi poprzez koszty uwzględnione w taryfach. Jednakże, nawet jeśli środki zostaną pozyskane, istnieją inne wyzwania, takie jak akceptacja społeczna dla projektów sieciowych czy pozyskanie gruntów pod inwestycje. Specustawy, które ułatwiają proces wywłaszczenia nieruchomości i wypłaty odszkodowań, mogą pomóc w przezwyciężeniu niektórych z tych wyzwań. W kontekście tych zmian, kluczowe jest również budowanie silnych relacji pomiędzy inwestorami a wykonawcami oraz dostawcami, aby zapewnić skuteczne i terminowe realizowanie projektów.
Jakie działania regulacyjne i rynkowe należałoby podjąć, aby zwiększyć inwestycje w magazyny energii oraz w udrożnienie systemu w kwestii zwiększenia dostępności mocy przyłączania?
Zwiększenie inwestycji w magazyny energii oraz udrożnienie systemu w kwestii dostępności mocy przyłączania wymaga skoordynowanego podejścia zarówno na poziomie regulacyjnym, jak i rynkowym.
Działania, jakie należałoby podjąć to m.in.:
- Wsparcie finansowe – dla przykładu Program „Mój Prąd 4.0” udziela wyższych dotacji na montaż domowych magazynów energii. Zwiększenie dotacji do domowego magazynu energii z 7,5 tys. zł do 16 tys. zł ma na celu zwiększenie opłacalności takich inwestycji. Wprowadzenie wyższych dotacji przyczyniło się do zwiększenia zainteresowania magazynami energii, co jest kluczem do zwiększenia inwestycji w tej dziedzinie,
- Edukacja i świadomość: ważne jest również zwiększenie świadomości konsumentów na temat korzyści związanych z magazynowaniem energii. Chociaż opłacalność inwestycji w magazyny energii jest oczywista dla ekspertów branżowych, wielu konsumentów indywidualnych wciąż nie rozumie pełni korzyści z takiej inwestycji,
- Zmiany w systemie rozliczeń: wprowadzenie systemu net-billing zamiast net-metering wpłynęło na sposób, w jaki energia jest rozliczana i sprzedawana, co z kolei wpłynęło na opłacalność inwestycji w magazyny energii. Wprowadzenie nowych systemów rozliczeń, które są bardziej korzystne dla prosumentów, może przyczynić się do zwiększenia inwestycji w magazyny energii,
- Innowacje technologiczne: wspieranie badań i rozwoju w dziedzinie technologii magazynowania energii może prowadzić do powstania bardziej wydajnych i opłacalnych rozwiązań, które z kolei przyciągną więcej inwestorów,
- Elastyczność taryf: aby zwiększyć efektywność inwestycji w magazyny energii, konieczne jest wprowadzenie bardziej elastycznych i dynamicznych taryf, które lepiej odzwierciedlają realia obecnego rynku energii.
Podsumowując, zwiększenie inwestycji w magazyny energii i udrożnienie systemu w kwestii dostępności mocy przyłączania wymaga połączenia wsparcia finansowego, edukacji, innowacji technologicznych oraz elastyczności w systemie rozliczeń. Współpraca między różnymi podmiotami, takimi jak rząd, branża energetyczna i konsumenci, jest kluczem do osiągnięcia tych celów.
Nowelizacja Prawa energetycznego – część IV: Centralny System Informacji Rynku Energii oraz zmiany w modelu sprzedaży rezerwowej
Dziś zapraszamy na ostatnią część opracowania na temat ustawy z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Nowelizacja). Zakresem dzisiejszej publikacji objęliśmy zmiany związane z Centralnym Systemem Informacji Rynku Energii (CSIRE) oraz nowym modelem sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej.
Centralny System Informacji Rynku Energii
Ustawa z dnia 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw stworzyła ramy prawne do funkcjonowania CSIRE. Proponowane w Nowelizacji zmiany w tym zakresie mają przede wszystkim doprecyzować odpowiednie przepisy aby nie zaburzać funkcjonowania systemu.
Nowelizacja zmienia zakres art. 5 ust. 2 pkt 1 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (t.j. Dz. U. z 2022 r. poz. 1385 z późn. zm.) (Prawo energetyczne), poprzez wykreślenie z postanowień umów na dostarczanie paliw gazowych i energii, zawieranych na podstawie umowy sprzedaży, obowiązków wskazania mocy umownej i warunków wprowadzania jej zmian, pozostawiając obowiązek ich określenia w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji.
Nowe przepisy uchylają pkt 1 i 2 w art. 5 ust. 2a Prawa energetycznego, określające dodatkowe obowiązki w zakresie danych zawartych w umowach o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, których stroną jest użytkownik systemu niebędący podmiotem odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe.
W instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej opracowanej przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, w wyodrębnionej części dotyczącej CSIRE, po Nowelizacji ma znaleźć się także wskazanie zakresu oraz sposobu przekazania informacji rynku energii niezbędnych do uruchomienia i funkcjonowania centralnego systemu informacji rynku energii (art. 9g ust. 5c pkt 5a).
W art. 11z ust. 1 Prawa energetycznego dodano, jako użytkownika systemu elektroenergetycznego, podmiot odpowiedzialny za bilansowanie, który również będzie wymieniać informacje o rynku energii za pośrednictwem CSIRE.
Natomiast całkowicie nowy art. 11zh ust. 1 pkt 7 Prawa energetycznego wskazuje ministrowi do spraw energii nowe zadanie w postaci określenia w drodze rozporządzenia zakresu informacji rynku energii udostępnianych odbiorcy końcowemu za pośrednictwem CSIRE.
Sprzedaż rezerwowa paliw gazowych
W aktualnym stanie prawnym definicja sprzedaży rezerwowej zawiera w sobie jednocześnie sprzedaż paliw gazowych i energii elektrycznej. W Nowelizacji natomiast wprowadzono oddzielne definicje sprzedawcy rezerwowego i sprzedaży rezerwowej dla energii elektrycznej oraz dla paliw gazowych.
Nowa definicja sprzedaży rezerwowej paliw gazowych zawarta została w art. 3 pkt 6b Prawa energetycznego i ma ona oznaczać sprzedaż paliw gazowych odbiorcy końcowemu przyłączonemu do sieci dystrybucyjnej gazowej lub do sieci przesyłowej gazowej, dokonywana przez sprzedawcę rezerwowego paliw gazowych w przypadku zaprzestania sprzedaży paliw gazowych przez dotychczasowego sprzedawcę, realizowana na podstawie umowy sprzedaży paliw gazowych lub umowy kompleksowej.
Nowelizacja wprowadziła także nowy okres wypowiedzenia przy rozwiązaniu umowy sprzedaży rezerwowej przez odbiorcę końcowego. Termin ten będzie wynosić 7 dni – a nie 30 jak obecnie – od dnia doręczenia sprzedawcy paliw gazowych oświadczenia odbiorcy końcowego, przy czym warto dodać, że odbiorca końcowy może wskazać także późniejszy termin jej rozwiązania (art. 5aa ust. 7 pkt 3 lit b).
Nowym terminem będzie też czas na przekazanie umowy kompleksowej odbiorcy przez sprzedawcę z urzędu wskazany w art. 5ab ust. 5 Prawa energetycznego. Po Nowelizacji sprzedawca z urzędu przekaże odbiorcy końcowemu jeden egzemplarz umowy kompleksowej wraz z informacją o prawie odbiorcy końcowego do wypowiedzenia tej umowy w terminie 14 dni od dnia otrzymania od operatora systemu dystrybucyjnego gazowego lub operatora systemu przesyłowego gazowego oświadczenia o przyjęciu jego oferty.
Sprzedaż rezerwowa energii elektrycznej
Jak wspomniano wyżej, Nowelizacja wprowadziła oddzielne definicje sprzedaży rezerwowej, w związku z czym powstał nowy art. 3 pkt 6c Prawa energetycznego, w którego treści zawarto definicję dotyczącą energii elektrycznej. Jest to sprzedaż energii elektrycznej odbiorcy końcowemu przyłączonemu do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej dokonywana przez sprzedawcę rezerwowego energii elektrycznej w przypadku nieprzekazania do CSIRE informacji o zawarciu umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej dla danego punktu poboru energii. W związku z tym nowy model sprzedaży rezerwowej dla odbiorców energii elektrycznej będzie uwzględniał zautomatyzowany obieg informacji rynku energii między użytkownikami CSIRE.
Nowelizacja wprowadza także art. 5ac ust. 1 Prawa energetycznego wskazujący, że w przypadku, w którym do CSIRE nie została przekazana informacja o zawarciu umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej dla danego punktu poboru energii odbiorcy przyłączonego do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej, operator informacji rynku energii niezwłocznie musi poinformować o tym sprzedawcę rezerwowego energii elektrycznej. Ma to na celu usprawnienie procesu uruchamiania sprzedaży rezerwowej. Ust. 4 ww. artykułu stanowi, że czas trwania umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej lub umowy kompleksowej zawierającej postanowienia umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej jest nieokreślony.
W Nowelizacji zaproponowano także art. 5ac ust. 6 Prawa energetycznego jako katalog, który określa kiedy nie mają zastosowania przepisy o sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej:
- odbiorca pobiera energię elektryczną z wykorzystaniem przedpłatowej formy rozliczeń;
- nastąpiło wstrzymanie dostaw energii elektrycznej z przyczyn, o których mowa w art. 6a ust. 3 oraz art. 6b ust. 1 i 2 Prawa energetycznego;
- nastąpiło wygaśnięcie lub rozwiązanie umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, a odbiorca nie zawarł nowej umowy o świadczenie tych usług;
- nastąpiło wygaśnięcie lub rozwiązanie umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej lub umowy kompleksowej zawierającej postanowienia umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej, a odbiorca nie zawarł nowej umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej po ich wygaśnięciu, chyba że zmiana sprzedawcy rezerwowego energii elektrycznej nastąpiła w wyniku zmiany sprzedawcy zobowiązanego wyznaczonego w trakcie obowiązywania umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej lub umowy kompleksowej zawierającej postanowienia umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej;
- na dzień poprzedzający zawarcie umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej lub umowy kompleksowej zawierającej postanowienia umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej, odbiorca końcowy objęty już był sprzedażą rezerwową energii elektrycznej;
- dla danego punktu poboru energii, na dzień poprzedzający weryfikację informacji w CSIRE o zawarciu umowy sprzedaży energii elektrycznej, nie była realizowana umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa kompleksowa.
Cena energii elektrycznej sprzedawanej w ramach sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej wynosić będzie, zgodnie z art. 5ac ust 8 Prawa energetycznego, nie więcej niż trzykrotność średniej ceny energii elektrycznej ogłoszonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki za poprzedni kwartał w roku kalendarzowym.
Nowelizacja nałożyła także na sprzedawcę rezerwowego energii elektrycznej szereg obowiązków
o charakterze informacyjnym w celu zapewnienia prawidłowego przepływu informacji. Sprzedawca rezerwowy energii elektrycznej będzie miał 5 dni na poinformowanie odbiorcy końcowego o zawarciu umowy, warunkach sprzedaży, prawie do wypowiedzenia umowy czy prawach i obowiązkach tego odbiorcy (art. 5ad ust. 1). Sprzedawca rezerwowy energii musi także do każdego rozliczenia dołączać informacje o prawie wyboru nowego sprzedawcy (art. 5ad ust. 2).
Przypadki ustania sprzedaży rezerwowej przewidziane zostały w nowo utworzonym art. 5ae ust. 1 Prawa energetycznego. Są to przypadki m. in. rozpoczęcia realizacji sprzedaży energii elektrycznej na podstawie umowy z nowym sprzedawcą dla danego punktu poboru energii oraz wygaśnięcia lub rozwiązania umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej dla danego punktu poboru energii.
Należy dodać, że przepisy w zakresie sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej będą miały zastosowanie nie tylko wobec odbiorcy końcowego, ale również do przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo, a także do wytwórcy, który jest zaopatrywany w energię elektryczną na podstawie umowy sprzedaży albo umowy kompleksowej na co wskazuje art. 5ag Prawa energetycznego.
Autorka: Aleksandra Walczak, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.