Komisja Europejska

Informacja publiczna w energetyce – część III: Co należy zrobić, gdy wpłynie wniosek?

Aktualności, Atom, Ciepłownictwo, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Gaz, Orzecznictwo, OZE, Środowisko, , , , , Możliwość komentowania Informacja publiczna w energetyce – część III: Co należy zrobić, gdy wpłynie wniosek? została wyłączona

Za nami dwa artykuły dotyczące obowiązków przedsiębiorstw energetycznych na gruncie przepisów o dostępie do informacji publicznej. W pierwszym artykule „Informacja publiczna w energetyce – część I: Czy przedsiębiorstwo energetyczne posiada informacje publiczne?” przedstawiliśmy podstawy systemu dostępu do informacji publicznych, uregulowane w ustawie z dnia 6 września 2001 r. o dostępie do informacji publicznej (t.j. Dz. U. z 2022 r. poz. 902) (Ustawa lub u.d.i.p.). W drugim opracowaniu „Informacja publiczna w energetyce – część II: Co jest informacją publiczną w przedsiębiorstwie energetycznym?” przybliżyliśmy dotychczasowe orzecznictwo Naczelnego Sądu Administracyjnego (NSA) oraz wojewódzkich sądów administracyjnych (WSA) w przedmiocie tego, jakie dane znajdujące się w posiadaniu spółek z sektora energetycznego i nie tylko zostały jak dotąd uznane za informacje publiczne. Omówiliśmy także, kiedy nie mamy do czynienia z informacją publiczną oraz kiedy (z różnych powodów) nie należy udostępniać informacji publicznych.

Artykuł wieńczący tę serię zostanie w całości poświęcony zagadnieniom związanym z postępowaniem przedsiębiorstwa energetycznego jako podmiotu obowiązanego do udostępniania informacji publicznej. Po krótce przedstawimy dopuszczone w Ustawie sposoby udostępnienia informacji publicznej, a dalej przejdziemy do omówienia krok po kroku działań, które powinna podjąć spółka energetyczna w przypadku wpłynięcie do niej wniosku o udostępnienie informacji publicznych. Już w tym miejscu zaznaczymy, że ramy artykułu nie pozwalają na poruszenie wszystkich wątków oraz zagłębienie się w każdy szczegół proceduralny. W kolejnych publikacjach na portalu postaramy się jednak wracać do tej problematyki, skupiając się na poszczególnych działaniach podmiotów obowiązanych do udostepnienia informacji publicznej.

Sposoby udostępnienia informacji publicznej

Zacznijmy od tego, że w Ustawie dopuszczono kilka sposób udostępnienia informacji publicznej. Ich wyliczenie znajduje się w art. 7 ust. 1 u.d.i.p. Z tego przepisu można dowiedzieć się, że udostępnienie informacji publicznych następuje w drodze:

  1. ogłoszenia w Biuletynie Informacji Publicznej,
  2. udostępnienia w trybie wnioskowym,
  3. udostępnienia w drodze wyłożenia lub wywieszenia w miejscach ogólnie dostępnych lub przez zainstalowanie w tych miejscach urządzeń umożliwiających zapoznanie się z informacją,
  4. wstępu na posiedzenia kolegialnych organów władzy publicznej i udostępniania materiałów, w tym audiowizualnych i teleinformatycznych, dokumentujących te posiedzenia,
  5. udostępniania w portalu Otwarte Dane.

Z pierwszego i przedostatniego sposobu udostępniania informacji publicznych mogą korzystać wyłącznie organy władzy publicznej, względnie organy samorządów gospodarczych i zawodowych, zatem pozostają one niedostępne dla przedsiębiorstw energetycznych. Co się zaś tyczy ostatniego z wymienionych sposobów, spółki z sektora energetycznego znajdują się w grupie podmiotów, które muszą albo same udostępniać informacje na portalu, albo przekazywać te informacje innemu podmiotowi, dostarczającemu dane na portal. Precyzyjne wytłumaczenie na czym polegają te obowiązki wymagałoby dokładnej analizy przepisów ustawy dnia 11 sierpnia 2021 r. o otwartych danych i ponownym wykorzystywaniu informacji sektora publicznego (t.j. Dz. U. z 2023 r. poz. 1524), na co w tym artykule nie ma miejsca.

W dzisiejszym artykule swoją uwagę zwrócimy wyłącznie na zagadnienia związane z udostępnianiem informacji publicznych w trybie wnioskowym. Chociaż udostępnienie w drodze wyłożenia lub wywieszenia także stanowi opcję na przekazanie szerszej publice informacji publicznych, w praktyce odgrywa zdecydowanie mniejszą rolę.

Wpływa wniosek o udostępnienie informacji publicznej – co robić?

W przypadku spółek działających w sektorze energetycznym najczęstszym scenariuszem jest przedstawienie żądania o udostępnienie informacji publicznych w drodze indywidualnego wniosku zgodnie z art. 10 ust. 1 u.d.i.p. Już w tym momencie mogą pojawić się trudności, ponieważ w Ustawie nie określono, co powinno zawierać podanie zainteresowanego. W konsekwencji zdarzają się wnioski, których żądanie nie zostało jednoznacznie sprecyzowane.

Zasadniczo wniosek o udzielenie informacji publicznej może przybrać dowolną formę (może być nawet niepodpisany!), o ile wynika z niego w sposób jasny, co jest jego przedmiotem (wyrok NSA z dnia 1 marca 2024 r., sygn. akt III OSK 318/23). W orzecznictwie podkreśla się jednak, że niezbędne jest wykazanie, że żądana informacja ma charakter informacji publicznej (wyrok WSA w Gorzowie Wielkopolskim z dnia 4 października 2023 r., sygn. akt II SAB/Go 79/23). Należy pamiętać, że jeżeli treść wniosku uniemożliwia jego rozpoznanie, to dopiero wyjaśnienie i sprecyzowanie tej treści przez wnioskodawcę na wezwanie organu, umożliwia rozpoznanie tego wniosku od chwili, w której jego treść była jasna (wyrok NSA z dnia 1 marca 2024 r., sygn. akt III OSK 241/23).

Po otrzymaniu wniosku przedsiębiorstwo energetyczne powinno w pierwszej kolejności ustalić, czy składający podanie ma legitymację, aby to uczynić i – co ważniejsze – czy żądana informacja stanowi informację publiczną (o tych zagadnieniach pisaliśmy w pierwszym artykule z serii). Dalej adresat wniosku powinien zweryfikować, czy prośba dotyczy informacji prostej czy przetworzonej albo czy nie istnieją przeszkody do tego, aby upublicznić wnioskowane dane (w tym aspekcie pomocny może okazać się drugi artykuł z serii).

Termin na rozpatrzenie wniosku

Jeżeli analizy na tych etapach wykażą, że udostępnienie informacji publicznej jest wskazane, należy podjąć działania zmierzające jak najszybciej do upublicznienia danych. Zgodnie z art. 13 ust. 1 u.d.i.p. udostępnienie informacji publicznej na wniosek następuje bez zbędnej zwłoki, jednak nie później niż w terminie 14 dni od dnia złożenia wniosku. Od tej zasady mamy parę wyjątków.

Po pierwsze, art. 10 ust. 2 u.d.i.p. nakazuje, aby informacja publiczna, które może być niezwłocznie udostępniona, została udostępniona w formie ustnej lub pisemnej bez pisemnego wniosku. Postulat „niezwłocznego” udostępnienia informacji publicznej będzie mógł zostać zrealizowany tylko w stosunku do takiej informacji, która pod względem formy i treści wiernie odpowiada żądaniu podmiotu zainteresowanego, a ponadto do jej udostępnienia nie jest konieczne wykonanie dodatkowych, czasochłonnych czynności związanych z jej przygotowaniem czy odszukaniem (wyrok WSA w Gliwicach z dnia 2 września 2019 r., sygn. akt III SAB/Gl 219/19).

Po drugie, art. 13 ust. 2 u.d.i.p. dopuszcza, aby informacja publiczna została udostępniona w terminie późniejszym niż ten wyznaczony w art. 13 ust. 1 u.d.i.p., pod warunkiem, że podmiot obowiązany do udostępnienia powiadomi w terminie, o którym mowa w art. 13 ust. 1 u.d.i.p., o powodach opóźnienia oraz o terminie, w jakim udostępni informację, nie dłuższym niż 2 miesiące od dnia złożenia wniosku. Chodzi zatem o przedłużenie terminu do załatwienia sprawy. Faktem jest, że w Ustawie nie sprecyzowano, jakie powody mogą uzasadniać zmianę terminu na rozpatrzenie wniosku, trzeba się jednak zgodzić ze stanowiskiem, że powinny być to powody bezpośrednio związane z opóźnieniem w udostępnieniu konkretnej informacji publicznej (zob. wyrok WSA w Olsztynie z dnia 18 czerwca 2024 r., sygn. akt II SAB/Ol 46/24).

Po trzecie, zgodnie z art. 15 ust. 2 u.d.i.p. możliwe jest późniejsze udostępnienie informacji publicznej, jeżeli wiąże się to z poniesieniem dodatkowych kosztów przez adresata wniosku. Wówczas podmiot obowiązany w terminie 14 dni od dnia złożenia wniosku musi powiadomić wnioskodawcę o wysokości opłaty. Udostępnienie informacji zgodnie z wnioskiem następuje po upływie 14 dni od dnia powiadomienia wnioskodawcy, chyba że wnioskodawca dokona w tym terminie zmiany wniosku w zakresie sposobu lub formy udostępnienia informacji albo wycofa wniosek.

Forma udostępnienia informacji publicznej

W art. 14 ust. 1 u.d.i.p. przesądzono, że udostępnienie informacji publicznej następuje w sposób i w formie zgodnych z wnioskiem, chyba że środki techniczne, którymi dysponuje podmiot obowiązany do udostępnienia, nie umożliwiają udostępnienia informacji w sposób i w formie określonych we wniosku. Przykładowo, jeżeli wnioskodawca życzy sobie uzyskać informację w formie pisemnej, adresat musi tak właśnie postąpić, o ile posiada on żądaną informację (zob. wyrok WSA w Białymstoku z dnia 15 czerwca 2022 r., sygn. akt II SAB/Bk 42/22). Co gdy sposób i forma nie zostały określone we wniosku? WSA we Wrocławiu stwierdził, że wtedy to podmiot obowiązany do udostępnienia informacji ma wybór w przedmiocie tego, jak przekazać dane (zob. wyrok z dnia 16 grudnia 2020 r., sygn. akt IV SAB/Wr 421/20).

Adresat wniosku, w tym wypadku przedsiębiorstwo energetyczne, nie może odmówić udostępnienia informacji w żądany sposób i w zawnioskowanej formie, jeżeli posiada środki techniczne pozwalające na spełnienie oczekiwań wnioskodawcy (wyrok WSA w Białymstoku z dnia 13 kwietnia 2022 r., sygn. akt II SAB/Bk). Jeżeli podmiot, do którego skierowano wniosek nie ma możliwości wykonania żądania wynikającego z wniosku zgodnie z tym, co podyktował wnioskodawca, zastosowanie znajdzie art. 14 ust. 2 u.d.i.p. Przepis ten stanowi, że jeżeli informacja publiczna nie może być udostępniona w sposób lub w formie określonych we wniosku, podmiot obowiązany do udostępnienia informacji publicznej powiadamia pisemnie wnioskodawcę o przyczynach braku możliwości udostępnienia informacji zgodnie z wnioskiem i wskazuje, w jaki sposób lub w jakiej formie informacja może być udostępniona niezwłocznie. W takim przypadku, jeżeli w terminie 14 dni od powiadomienia wnioskodawca nie złoży wniosku o udostępnienie informacji w sposób lub w formie wskazanych w powiadomieniu, postępowanie o udostępnienie informacji umarza się.

Ważna jest w miarę szybka reakcja. W przeciwnym wypadku przedsiębiorstwo energetyczne naraża się na uznanie jego postawy za bezczynność. Jak wskazał WSA w Lublinie bezczynność w sytuacji określonej przepisami Ustawy polega na tym, że podmiot, który powinien udostępnić informację publiczną, nie udostępnia jej i jednocześnie nie wydaje decyzji o odmowie jej udostępnienia, albo też udziela informacji niepełnej, czy też niezgodnej z wnioskiem, niejasnej, czy niewiarygodnej, oraz gdy odmawia jej udzielenia w nieprzewidzianej do tej czynności formie, ponadto nie informuje wnioskodawcy o tym, że nie posiada wnioskowanej informacji (wyrok z dnia 30 grudnia 2021 r., sygn. akt II SAB/Lu 125/21).

Decyzje administracyjne wydawane przez przedsiębiorstwo energetyczne

Procedura w sprawie udostępnienia informacji publicznej jest regulowana wyłącznie przepisami Ustawy. Co ciekawe, zasadniczo postępowanie w reakcji na wniosek złożony w trybie art. 10 ust. 1 u.d.i.p. nie jest regulowane przepisami ustawy z dnia 14 czerwca 1960 r. Kodeks postępowania administracyjnego (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 572) (k.p.a.). Sytuacja ta ulega zmianie w momencie, w którym podmiot obowiązany uzna, że musi odmówić udostępnienia informacji publicznej. Zgodnie bowiem z art. 16 ust. 1 u.d.i.p. odmowa udostępnienia informacji publicznej oraz umorzenie postępowania o udostępnienie informacji w przypadku określonym w art. 14 ust. 2 u.d.i.p. następują w drodze decyzji, do której zgodnie z art. 16 ust. 2 u.d.i.p., stosuje się przepisy k.p.a. (por. wyrok WSA w Olsztynie z dnia 28 marca 2024 r., sygn. akt II SAB/Ol 12/24).

Trzeba odnotować, że w orzecznictwie przedstawiono stanowisko, zgodnie z którym do wydania decyzji o odmowie udostępnienia informacji publicznej nie może dojść, jeżeli zażądane dane nie odpowiadają pojęciu informacji publicznej. Jeżeli więc, według oceny dokonanej przez podmiot zobowiązany do udzielenia informacji publicznej, żądana przez wnioskodawcę informacja nie ma takiego waloru, to przepisy Ustawy nie mają zastosowania i nie występuje możliwość wydania decyzji odmownej na podstawie art. 16 u.d.i.p., a odpowiedź na wniosek o udzielenie informacji publicznej powinna nastąpić w formie pisma informacyjnego (zob. postanowienie WSA w Rzeszowie z dnia 4 września 20202 r., sygn. akt  II SA/Rz 786/20 i wyrok WSA w Poznaniu z dnia 15 stycznia 2020 r., sygn. akt  II SA/Po 687/19).

W kontekście przedsiębiorstw energetycznych trzeba zaznaczyć, że art. 17 ust. 1 u.d.i.p. nakazuje stosowanie art. 16 u.d.i.p. odpowiednio do podmiotów niebędących organami władzy publicznej. Jest to sytuacja niecodzienna, ponieważ przedsiębiorstwa te są z reguły adresatami różnych decyzji administracyjnych, a nie jednostkami kierującymi takie rozstrzygnięcia do innych. Katalog podmiotów obowiązanych do udostępnienia informacji publicznej jest bardzo szeroki i każdy z tych podmiotów powinien, zdaniem ustawodawcy, władczo zakończyć sprawę, jeżeli informacja publiczna nie może zostać upubliczniona albo gdy postępowanie stało się bezprzedmiotowe. Taka forma negatywnego załatwienia sprawy gwarantuje bowiem wnioskodawcy należytą ochronę prawną (dopuszczalność kontroli decyzji w toku administracyjnym, a później złożenie skargi do sądu administracyjnego). W związku z tym przedsiębiorstwo energetyczne, jeżeli uzna, że musi wydać decyzję, o której mowa w art. 16 ust. 1 u.d.i.p., powinno postępować zgodnie z normami proceduralnymi wynikającymi z k.p.a. Przepisy tej ustawy stosuje się z niezbędnymi modyfikacjami, uwzględniającymi szczególny status tych podmiotów jako niebędących organami administracji publicznej w klasycznym rozumieniu (zob. wyrok NSA z dnia 12 marca 2024 r., sygn. akt III OSK 69/22).

Co to oznacza w praktyce? Przede wszystkim konieczność sprostania wymogom dotyczącym zawartości decyzji administracyjnej, o których mowa w art. 107 § 1 k.p.a. (w części zawierającej uzasadnienie należy jednak pamiętać o uwzględnieniu nakazu płynącego z art. 16 ust. 2 pkt 2 u.d.i.p.). Jak jednak wskazał w uzasadnieniu do jednego z orzeczeń NSA, treść art. 16 ust. 2 u.d.i.p., z którego wynika, że do decyzji odmownej oraz o umorzeniu postępowania stosuje się przepisy k.p.a., należy odczytywać, przyjmując, że kodeks ten ma zastosowanie do całego procesu wydawania decyzji, a więc także do kwestii usuwania braków formalnych wniosku o dostęp do informacji publicznej, o ile zobowiązany organ zmierza do wydania takiej decyzji (wyrok z dnia 23 września 2022 r., sygn. akt III OSK 2024/21).

Co istotne, ustawodawca dopuścił także wprost możliwość kwestionowania decyzji wydanych przez przedsiębiorstwo energetyczne. Zgodnie z powołanym wcześniej art. 16 ust. 2 pkt 1 u.d.i.p. od decyzji możliwe jest wniesienie odwołania w terminie 14 dni. Inaczej będzie jednak w przypadku przedsiębiorstw energetycznych. Zgodnie bowiem z art. 17 ust. 2 u.d.i.p., jeżeli adresatem wniosku o udostępnienie informacji publicznej nie jest organ władzy publicznej, wówczas wnioskodawca może we wskazanym terminie wystąpić z wnioskiem o ponowne rozpatrzenie sprawy. Niezadowolony z wyniku sprawy wnioskodawca może jednak pominąć ten krok i złożyć od razu skargę do wojewódzkiego sądu administracyjnego zgodnie z art. 52 § 3 ustawy z dnia 30 sierpnia 2002 r. Prawo o postępowaniu przed sądami administracyjnymi (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 935).

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

Informacja publiczna w energetyce – część II: Co jest informacją publiczną w przedsiębiorstwie energetycznym?

Aktualności, Atom, Ciepłownictwo, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Gaz, Orzecznictwo, OZE, , , , , , , Możliwość komentowania Informacja publiczna w energetyce – część II: Co jest informacją publiczną w przedsiębiorstwie energetycznym? została wyłączona

W poprzednim artykule „Informacja publiczna w energetyce – część I: Czy przedsiębiorstwo energetyczne posiada informacje publiczne?” przedstawiliśmy podstawy krajowych regulacji dotyczących udostępniania informacji publicznych zawartych zasadniczo w ustawie z dnia 6 września 2001 r. o dostępie do informacji publicznej (t.j. Dz. U. z 2022 r. poz. 902) (Ustawa lub u.d.i.p.). Bazując na orzecznictwie Naczelnego Sądu Administracyjnego (NSA) oraz wojewódzkich sądów administracyjnych (WSA) przybliżyliśmy, kto jest adresatem przepisów Ustawy, jakich informacji może z tego tytułu żądać oraz kto powinien takie informacje udostępniać. Poświęciliśmy także chwilę na wytłumaczenie, dlaczego przedsiębiorstwa energetyczne uznawane są w świetle przepisów Ustawy za podmioty obowiązane do udostępnienia informacji publicznej.

W dzisiejszym artykule postaramy się wskazać, jakiego rodzaju informacje, będące w posiadaniu przedsiębiorstwa energetyczne, mogą zostać uznane za informacje publiczne. Spróbujemy także określić, jakich danych nie należy udostępniać w trybie u.d.i.p. Podobnie jak poprzednio, przy analizie tych zagadnień będziemy posiłkować się dorobkiem judykatury.

Co uznano za informację publiczną?

Jak próbowaliśmy wykazać w pierwszym artykule w serii, przedsiębiorstwa energetyczne niezależnie od sposobu działania wykonują zadania publiczne w rozumieniu art. 4 ust. 1 pkt 5 u.d.i.p. (por. wyrok NSA z dnia 1 marca 2022 r., sygn. akt III OSK 1127/21), a zatem – co do zasady – są obowiązane do udostępnienia posiadanych przez nie informacji publicznych. Kwalifikacja ta jest niezależna od segmentu, w jakim podejmuje ono aktywność gospodarczą (wyrok NSA z dnia 1 października 2014 r. sygn. akt I OSK 358/14), co oznacza, że za informację publiczną może zostać uznana cała paleta danych będących w posiadaniu zarówno spółek obrotu, jaki i przedsiębiorstw operatorskich. Wyliczenie informacji publicznych zawarto w art. 6 ust. 1 pkt 1-5 u.d.i.p. Pamiętać jednak trzeba, że katalog ten ma charakter otwarty, a więc także inne, niewskazane w nim informacje mogą zostać uznane za informacje publiczne (por. wyrok NSA z dnia 7 maja 2020 r., sygn. akt I OSK 835/19).

Dotychczas sądy administracyjne, biorąc pod uwagę okoliczności danej sprawy, uznały za informację publiczną chociażby następujące informacje będące w posiadaniu przedsiębiorstw energetycznych:

  1. informacje odnoszące się do wykonywania przez przedsiębiorstwa energetyczne zadań wynikających z ustawy (wyroki NSA z dnia 18 października 2023 r., sygn. akt III OSK 1475/22 i WSA w Poznaniu z dnia 16 stycznia 2019 r., sygn. akt II SAB/Po 121/18);
  2. dokumentacja związana z procesami inwestycyjnymi, zwłaszcza decyzje administracyjne i dokumenty z nimi związane (wyroki NSA z dnia 27 sierpnia 2014 r., sygn. akt I OSK 169/14 i WSA w Białymstoku z dnia 13 września 2016 r., sygn. akt II SA/Bk 422/16);
  3. decyzje stanowiące podstawę modernizacji infrastruktury elektroenergetycznej (wyrok WSA w Gdańsku z dnia 25 czerwca 2014 r., sygn. akt II SAB/Gd 66/14);
  4. dokumenty i akty administracyjne dotyczące posadowienia przez przedsiębiorstwo urządzeń sieci elektroenergetycznej na nieruchomości innego podmiotu (wyroki WSA w Łodzi z dnia 23 września 2015 r., sygn. akt II SAB/Łd 139/15 i w Lublinie z dnia 7 sierpnia 2014 r., sygn. akt II SAB/Lu 255/14);
  5. treść umów cywilnoprawnych, których zapisy odnoszą się do dysponowania przez przedsiębiorstwo energetyczne majątkiem publicznym, w tym np. treści umów określających koszty kampanii informacyjnej poświęconej strukturze kosztów produkcji energii elektrycznej (wyrok NSA z dnia 24 stycznia 2024 r., sygn. akt III OSK 111/23) oraz umów związanych z wykonywaniem przez to przedsiębiorstwo zadań publicznych (por. wyrok WSA w Warszawie z dnia 9 maja 2019 r., sygn. akt II SAB/Wa 87/19).

W tym miejscu można także wspomnieć, że sądy uznały za informację publiczną zawartość wniosku o zatwierdzenie taryfy obowiązującej w danym roku, przedstawiający koszty przyjmowane do kalkulacji cen i stawek opłat (wyroki NSA z dnia 7 maja 2019 r., sygn. akt I OSK 2038/17 i WSA w Warszawie z dnia 28 kwietnia 2016 r., sygn. akt II SAB/Wa 49/16). Jednak ewentualne żądania w tym przedmiocie powinny być kierowane do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

Brak statusu informacji publicznej

Wyłącznie przykładowe wyliczenie danych, które sądy administracyjne zakwalifikowały jako informacje publiczne prowadzi do pytania: „Czy de facto wszystkie informacje będące w posiadaniu przedsiębiorstwa energetycznego nie powinny zostać udostępnione w trybie Ustawy?”. Otóż nie, nie każda informacja, znajdująca się w dyspozycji takiego przedsiębiorstwa stanowi informację publiczną i powinna zostać udostępniona. Już w niektórych z powołanych wyżej wyroków wspomniano o konieczności stawiania granic nieuzasadnionemu upublicznianiu danych należących do spółek energetycznych (zob. wyrok WSA w Warszawie z dnia 9 maja 2019 r., sygn. akt II SAB/Wa 87/19).

Sama kwalifikacja jako podmiotu obowiązanego do udostępnienia informacji publicznej nie oznacza, że wszystkie informacje wytworzone przez przedsiębiorstwo energetyczne czy dotyczące tego przedsiębiorstwa stanowią informacje publiczne. Jak wskazaliśmy w poprzednim artykule, przy ocenie, czy informacje mają publiczny charakter konieczne jest ustalenie, czy odnoszą się one do spraw publicznych. Jeżeli nie ma podstaw by twierdzić, że dane dotyczą spraw publicznych, trudno uznać że powinno o nim wiedzieć społeczeństwo.

W judykaturze można natrafić na kilka stanowisk, w których sądy administracyjne opowiedziały się przeciw uznaniu pewnych danych (nośników danych) za informacje publiczne:

  1. dokumenty wewnętrzne, do których zaliczono notatki służbowe, projekty aktów prawnych przed ich zatwierdzeniem czy robocze zestawienia danych (zob. wyrok WSA w Krakowie z dnia 22 marca 2023 r., sygn. akt II SAB/Kr 265/22);
  2. projekty dokumentów jako wersje robocze, np. projekty protokołów posiedzeń, do momentu ich podpisania i ostatecznego zatwierdzania (wyrok NSA z dnia 15 lipca 2022 r., sygn. akt III OSK 1361/21);
  3. korespondencja mailowa, nawet jeżeli dotyczy spraw publicznych (wyrok NSA z dnia 18 września 2014 r., sygn. akt I OSK 3073/13);
  4. dokumenty prywatne, przy czym sądy czynią zastrzeżenie, że o ile sam dokument nie jest informacją publiczną, to może jednak zawierać dane, które powinny zostać udostępnione (por. wyrok NSA z dnia 22 listopada 2019 r., sygn. akt I OSK 1520/18);
  5. pisma w sprawach indywidualnych, składane przez osoby fizyczne czy prawne, dotyczące ich osobistych spraw (zob. wyroki NSA z dnia 30 września 2021 r., sygn. akt III OSK 1048/21 i WSA w Rzeszowie z dnia 2 czerwca 2021 r., sygn. akt II SA/Rz 572/21).

Ciekawym zagadnieniem jest ustalenie statusu informacji o wynagrodzeniach w podmiotach realizujących zadania publiczne.

W jednym z wyroków NSA uznał, że kwoty wydatkowane na wynagrodzenia i nagrody członków zarządu i rady nadzorczej spółki, która wykonuje zadania publiczne i w której dominującą pozycję ma Skarb Państwa powinny zostać upublicznione jako informacje publiczne (wyrok z dnia 9 maja 2019 r., sygn. akt I OSK 2189/17). Większa rezerwę zachował natomiast WSA w Warszawie, który stwierdził, że informacje o wynagrodzenia w takich podmiotach mogą zostać uznane za informacje publiczne jedynie w zakresie, w jakim są bezpośrednio związane z realizacją zadań publicznych. Jak wskazał Sąd w kontekście jednego z przedsiębiorstw energetycznych, „żądanie udostępnienia informacji o łącznie wypłaconych premiach i nagrodach w Spółce w latach (…) oraz o premiach i nagrodach wypłaconych w (…) r. każdemu pracownikowi poprzez podanie imienia, nazwiska, kwoty oraz uzasadnienia przyznania nagrody – nie stanowi informacji o sprawie publicznej podlegającej udostępnieniu w trybie u.d.i.p. Kwestie te nie pozostają w bezpośrednim związku z realizacją przez Spółkę zadań publicznych określonych w ustawie – Prawo energetyczne.” (wyrok WSA w Warszawie z dnia 8 sierpnia 2019 r., sygn. akt II SAB/Wa 203/19).

Jedną sprawą jest brak statusu informacji publicznej, inną zaś ograniczenia w udostępnianiu informacji publicznych. Po krótce przybliżmy na czym polegają te ostatnie.

Informacja publiczna przetworzona

Zgodnie z art. 2 ust. 2 u.d.i.p. zasadą jest, że od nikogo, kto wykonuje prawo do informacji publicznej, nie wolno żądać wykazania interesu prawnego lub faktycznego. Osoba korzystająca z tego prawa nie musi więc podawać, w jakim celu żądana informacja publiczna jest jej potrzebna, jak również nie musi wyjaśniać, czy pełni funkcję publiczną (wyrok NSA z dnia 23 czerwca 2022 r., sygn. akt III OSK 4966/21). Wyjątek od tej zasady ustanawia art. 3 ust. 1 pkt 1 u.d.i.p., z którego wynika, ze jeżeli informacja publiczna stanowi „informację przetworzoną”, wówczas należy wykazać, że udostępnienie tej informacji jest „szczególnie istotne dla interesu publicznego”.

Czym jest „informacja (publiczna) przetworzona”? Sformułowanie to nie ma pojęcia prawnego. NSA stwierdził, że chodzi o dane publiczne, które co do zasady wymagają dokonania stosownych analiz, obliczeń, zestawień statystycznych, ekspertyz, połączonych z zaangażowaniem w ich pozyskanie określonych środków osobowych i finansowych po stronie podmiotu obowiązanego do udostępnienia informacji publicznej, innych niż te wykorzystywane w jego bieżącej działalności. Oznacza to zatem podjęcie przez ten podmiot (jego kierownictwo lub pracowników) działania o charakterze intelektualnym w odniesieniu do zbioru informacji, który jest w jego posiadaniu i nadania skutkom tego działania cech nowej informacji. Przetworzenie nie polega jednak za każdym razem na wytworzeniu nowej informacji publicznej (bo w takim przypadku każdorazowo mamy do czynienia z informacją publiczną), ale także na podejmowaniu innych, czasochłonnych, a co za tym idzie działających destrukcyjnie na porządek prac podmiotu obowiązanego działań (por. wyroki z dnia 23 lutego 2024 r., sygn. akt III OSK 3842/21 i z dnia 26 marca 2024 r., sygn. akt III OSK 1474/22).

W praktyce ustalenie, czy w danym przypadku mamy do czynienia z przetworzeniem jest dosyć trudne. Dla przykładu, w orzecznictwie wciąż sporne pozostaje, na ile proces anonimizacji (usuwania danych osobowych lub danych z innego powodów uznawanych za wrażliwe np. dla podmiotu gospodarczego) informacji publicznych stanowi ich przetworzenie (zob. wyroki NSA z dnia 13 maja 2022 r., sygn. akt III OSK 2245/21 i III OSK 2398/21 i z dnia 18 lipca 2023 r., sygn. akt III OSK 2467/21).

Pojęcie szczególnie istotnego interesu publicznego także nie zostało zdefiniowane, a jego treść ukształtowała praktyka oraz judykaty sądów administracyjnych. Przyjmuje się, że na to pojęcie składają się trzy przesłanki:

  1. przesłanka działania wnioskodawcy dla szerszej grupy osób (wnioskodawca musi wskazać, że działanie organów i innych podmiotów realizujących zadania publiczne wywołało lub wywoła skutki dotyczące potencjalnie dużego kręgu adresatów);
  2. przesłanka działania służącego społecznie akceptowalnym celom związanym z naprawą istniejących struktur administracyjnych lub społecznych;
  3. przesłanka związana z możliwością rzeczywistego wykorzystania przez wnioskodawcę informacji w taki sposób, aby miała ona wpływ na określone działania lub sytuację (wyrok NSA z dnia 26 marca 2024 r., sygn. akt III OSK 1595/22).

Ochrona prywatności i tajemnicy przedsiębiorcy

Inne ograniczenie w udostępnianiu informacji publicznych wprowadza art. 5 ust. 2 u.d.i.p., który stanowi: „Prawo do informacji publicznej podlega ograniczeniu ze względu na prywatność osoby fizycznej lub tajemnicę przedsiębiorcy. Ograniczenie to nie dotyczy informacji o osobach pełniących funkcje publiczne, mających związek z pełnieniem tych funkcji, w tym o warunkach powierzenia i wykonywania funkcji, oraz przypadku, gdy osoba fizyczna lub przedsiębiorca rezygnują z przysługującego im prawa.”.

Zachowanie transparentności życia publicznego nie może polegać na upowszechnianiu wszystkich danych osób pełniących funkcje publiczne. Poszanowanie prywatności na podstawie art. 5 ust. 2 u.d.i.p. winno polegać przede wszystkim na pozostawieniu danej osobie fizycznej kontroli nad informacjami, które jej dotyczą. Zapewnienie prywatności informacyjnej oznacza zatem zagwarantowanie jej kontroli i swoistej autonomii informacyjnej, a więc prawa do samodzielnego decydowania o ujawnianiu innym informacji, które jej dotyczą, a także prawa do sprawowania kontroli nad takimi informacjami, jeśli znajdują się w posiadaniu innych podmiotów (wyrok NSA z dnia 5 marca 2024 r., sygn. akt III OSK 922/22).

Jeżeli zaś chodzi o pojęcie tajemnicy przedsiębiorcy, sądy administracyjne wyprowadzają je z pojęcia tajemnicy przedsiębiorstwa, o którym mowa w art. 11 ust. 2 ustawy z dnia 16 kwietnia 1993 r. o zwalczaniu nieuczciwej konkurencji (t.j. Dz. U. z 2022 r. poz. 1233) (por. wyrok NSA z dnia 6 grudnia 2023 r., sygn. akt III OSK 3202/21). Tajemnicę przedsiębiorcy należy oceniać w sposób obiektywny, oderwany od woli danego przedsiębiorcy. Nie wystarczy bowiem, aby żądana informacja dotyczyła przedsiębiorcy, tj. aby odnosiła się do prowadzonej działalności gospodarczej i aby z woli przedsiębiorcy byłą objęta tajemnicą (zob. wyrok NSA z dnia 19 stycznia 2024 r., sygn. akt III OSK 3571/21). Informacja jest objęta tajemnicą przedsiębiorcy, gdy można obiektywnie stwierdzić, że ma ona wartość gospodarczą, a także podjęto w stosunku do niej niezbędne działania w celu zachowania jej poufności (wyrok NSA z dnia 27 września 2023 r., sygn. akt III OSK 2547/21). Należy pamiętać, ze Ustawa nie wyłącza stosowania art. 5 ust. 2 do spółek Skarbu Państwa (wyrok NSA z dnia 14 listopada 2023 r., sygn. akt  III OSK 2704/21).

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

Nowelizacja ustawy o elektromobilności. Co ze strefami czystego transportu?

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, Gaz, Klimat, Orzecznictwo, OZE, Samorządy, , , , , , , , Możliwość komentowania Nowelizacja ustawy o elektromobilności. Co ze strefami czystego transportu? została wyłączona

5 lipca 2024 roku w wykazie Rządowego Centrum Legislacji (RCL) pojawił się nowy projekt nowelizacji ustawy z dnia 11 stycznia 2018 r. o elektromobilności i paliwach alternatywnych (t.j. Dz. U. z 2023 r. poz. 875 z późn. zm., Ustawa). Projekt do wykazu prac legislacyjnych Rady Ministrów wpisany został pod numerem UD52 (projekt lub UD52). Nakłada on obowiązek nabywania przez miasta powyżej 100 000 mieszkańców, Górnośląsko-Zagłębiowską Metropolię oraz podmioty dokonujące przewozów na tym obszarze wyłącznie pojazdów zeroemisyjnych.

Uzasadnienie potrzeby regulacji emisji zanieczyszczeń powietrza w Polsce

W uzasadnieniu do projektu UD52 wskazuje się, że zanieczyszczenie powietrza w Polsce stanowi poważny problem, którego głównymi źródłami są emisje z sektora transportu oraz ogrzewanie domostw starymi piecami. Szczególnie w miastach z intensywnym ruchem drogowym, problem ten jest najbardziej dotkliwy.

Transport to jedyny sektor w Unii Europejskiej, gdzie emisje gazów cieplarnianych wzrosły o 33,5% w latach 1990-2019. W Polsce, wpływ smogu na zdrowie jest znaczący, prowadząc do wzrostu liczby hospitalizacji i przedwczesnych zgonów. W 2019 r., z powodu pyłów PM 2.5, odnotowano 43 000 przedwczesnych zgonów. Sektor transportowy odpowiadał za 4,7% tych emisji, a także za 37% emisji tlenków azotu (NOx), które przyczyniają się do zawałów serca, udarów mózgu, zatorowości płucnej i migotania przedsionków serca.

Dane z 2022 r. wskazują na przekroczenia dopuszczalnych poziomów NO2 w aglomeracjach takich jak Warszawa, Kraków, Wrocław i Katowice. Działania naprawcze, mimo wdrażania przez samorządy, nie przyniosły wystarczających efektów, co skłoniło Komisję Europejską do wszczęcia procedury naruszeniowej przeciwko Polsce za nieprzestrzeganie dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2008/50/WE z dnia 21 maja 2008 r. w sprawie jakości powietrza i czystszego powietrza dla Europy (Dz. U. UE. L. z 2008 r. Nr 152, str. 1 z późn. zm.).

Ustawa ma na celu przede wszystkim promowanie rozwoju elektromobilności oraz zwiększenie wykorzystania paliw alternatywnych w sektorze transportu. Jej głównym celem jest redukcja emisji zanieczyszczeń powietrza, poprawa jakości powietrza oraz realizacja zobowiązań wynikających z polityki wspólnotowej Unii Europejskiej (UE) w zakresie ochrony środowiska.

Analiza danych z 2021 r. ujawnia, że 55% gmin nie realizowało żadnych zadań publicznych z wykorzystaniem floty pojazdów na poziomie wymaganym Ustawą, a tylko 3 jednostki spełniły więcej niż 7 z 21 zadań publicznych. Podobne niepowodzenia dotyczą powiatów i województw. W największych miastach spełniony został jedynie próg 10% ekologicznych autobusów, co w uzasadnieniu do projektu wskazuje się jako niewystarczające w kontekście wyzwań związanych z redukcją emisji.

Projektowane zmiany

Projektowane w UD52 przepisy mają na celu przyspieszenie rozwoju elektromobilności i ekologicznego transportu, szczególnie w miastach powyżej 100 000 mieszkańców, gdzie znajduje się 80% floty autobusów miejskich. Projekt zakłada wprowadzenie obowiązku nabywania wyłącznie autobusów zeroemisyjnych od 2025 r. w miastach powyżej 100 000 mieszkańców, Górnośląsko-Zagłębiowską Metropolię oraz podmioty dokonujące przewozów na tym obszarze.

Projektowane zmiany zakładają również m.in.:

  1. uchylenie obowiązku zapewnienia minimalnego udziału pojazdów elektrycznych lub pojazdów napędzanych gazem ziemnym przy wykonywaniu zadań publicznych na obszarze jednostki samorządu terytorialnego powyżej 50 000 mieszkańców;
  2. zrezygnowanie z określenia minimalnego progu udziału autobusów zeroemisyjnych lub napędzanych biometanem we flocie użytkowanych pojazdów, wykorzystywanych do wykonywania lub zlecania wykonywania przewozów pasażerskich w transporcie drogowym w ramach komunikacji miejskiej dla gmin powyżej 50 000 mieszkańców;
  3. uchylenie przepisu nakazującego jednostkom samorządu terytorialnego (JST) sporządzanie co 36 miesięcy analizy kosztów i korzyści związanych z wykorzystaniem autobusów zeroemisyjnych i innych zeroemisyjnych środków transportu;
  4. dodanie obowiązku sprawozdawczego wraz z wydzieleniem dwóch grup podmiotów zobowiązanych do składania ministrowi właściwemu ds. energii oraz ministrowi właściwemu ds. klimatu sprawozdań. Nowe rozwiązania mają zakładać:
  5. coroczne raportowanie udziału pojazdów elektrycznych we flocie pojazdów wykorzystywanej do obsługi urzędów naczelnych i centralnych organów administracji państwowej oraz jednostek samorządu terytorialnego, w których liczba mieszkańców jest wyższa niż 50 000,
  6. coroczne raportowanie udziału liczby autobusów we flocie wykorzystywanej do wykonywania przewozów pasażerskich w transporcie drogowym w ramach komunikacji miejskiej przez gminy, w których liczba mieszkańców jest wyższa niż 50 000 oraz Górnośląsko-Zagłębiowskiej Metropolii, wykonujących lub zlecających wykonywanie przewozów pasażerskich w transporcie drogowym w ramach komunikacji miejskiej;
  7. wprowadzenie strefy czystego powietrza obligatoryjnie w miastach w których liczba mieszkańców przekracza 100 000, na terenie których został przekroczony średnioroczny dopuszczalny poziom dwutlenku azotu w powietrzu.

Strefy Czystego Transportu problemem samorządów

Przedstawione wyżej zmiany mogą sprawić JST problemy nie tylko z uwagi na wysoko postawione oczekiwania co do zmian w zakresie wykorzystywanych pojazdów transportu publicznego. Nie mniejszym wyzwaniem może okazać się ustanawianie– w niektórych przypadkach nawet obligatoryjnie – stref czystego transportu (STC). Mają one na celu ograniczenie negatywnego oddziaływania emisji zanieczyszczeń z transportu na zdrowie ludzi i środowisko na terenie gminy. W efekcie ustanowienia STC na danym obszarze obowiązuje zakaz wjazdu pojazdów samochodowych innych niż elektryczne, napędzane wodorem, napędzane gazem ziemnym lub inne wskazane przez radę gminy.

O tym, że ustanowienie STC jest dużym wyzwaniem przekonało się ostatnio Miasto Kraków. Wyrokiem z dnia 11 stycznia 2024 r. Wojewódzki Sąd administracyjny w Krakowie (WSA) stwierdził nieważność uchwały ustanawiającej STC w Krakowie. Głównym powodem takie rozstrzygnięcia były liczne błędy natury formalnej. Tytułem przykładu WSA zwrócił uwagę na to, że z zapisów zaskarżonej uchwały wynika, że nakazy co do oznakowania nie pokrywają się z wyznaczoną STC. Rozpatrywany tu przykład pokazuje, że w pełni poprawne ustanowienie STC nie jest prostym zadaniem. Nie oznacza to, że JST nie podejmują działań w tym przedmiocie. W Mieści Stołecznym Warszawa STC ustanowiona dla większości Śródmieścia i fragmentów otaczających je dzielnic zaczęła obowiązywać z początkiem lipca.

***

Wdrożenie proponowanych rozwiązań, bez wątpienia słusznych, byłoby trudnym sprawdzianem dla JST. Można więc podejrzewać, że zostaną podjęte działania mające na celu ograniczenie tych ambitnych rozwiązań, przede wszystkim w trybie konsultacji publicznych prowadzonych przez RCL. Wszak najważniejsze jest to, aby zapewnić skuteczność w walce o czyste powietrze.

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

Zmiany prawne dla rynku wodorowego. Ministerstwo zapowiada prace nad nowym projektem

Aktualności, Ciepłownictwo, Energetyka, energia elektryczna, Gaz, Klimat, OZE, Środowisko, , , , , , , , Możliwość komentowania Zmiany prawne dla rynku wodorowego. Ministerstwo zapowiada prace nad nowym projektem została wyłączona

Wodorowa rewolucja w dziedzinie energii nabiera coraz szybszego tempa, a popularność wodoru jako paliwa stale rośnie. Dzięki swojej ekologiczności, efektywności energetycznej, wsparciu politycznemu (zarówno na arenie międzynarodowej, jak i krajowej) oraz dążeniu do neutralności klimatycznej, wodór staje się coraz bardziej atrakcyjną alternatywą dla tradycyjnych paliw, otwierając nowe możliwości dla zrównoważonego rozwoju energetycznego.

Tło nowych rozwiązań: Europejski Zielony Ład

Rozwój gospodarki energetycznej opartej na wodorze został uznany za priorytetowy w ramach realizacji Europejskiego Zielonego Ładu, którego głównym założeniem jest osiągnięcie przez Unię Europejską (UE) neutralności klimatycznej do roku 2050. W lipcu 2020 r. Komisja Europejska (KE) opublikowała komunikat zatytułowany „Strategia w zakresie wodoru na rzecz Europy neutralnej dla klimatu”, która określa strategiczne ramy dla wprowadzenia europejskiej gospodarki opartej na wodorze i jest kluczowa dla osiągnięcia przez UE ambitnego celu redukcji emisji gazów cieplarnianych do 2030 r.

W odpowiedzi na niniejszy komunikat, 2 listopada 2021 r. Rada Ministrów zaakceptowała Polską Strategię Wodorową na okres do roku 2030, z możliwością jej kontynuacji do roku 2040 (PSW), która zakładała cele takie jak: wdrożenie technologii wodorowych w energetyce i ciepłownictwie, wykorzystanie wodoru jako paliwa alternatywnego w transporcie, wsparcie dekarbonizacji przemysłu czy produkcję wodoru w nowych instalacjach. Ministerstwo Klimatu i Środowiska zapowiedziało aktualizację PSW, w tym m.in. utworzenie funduszu wodorowego dzięki środkom z Krajowego Planu Odbudowy, który wsparłyby przeprowadzenie niezbędnych inwestycji.

Czas na nowe regulacje

W wykazie prac legislacyjnych i programowych Rady Ministrów pojawiła się również zapowiedź projektu nowelizacji ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 266, projekt nowelizacji) ustanawiającej ramy prawne dla rynku wodoru (UD36), który zastąpi opublikowany pod koniec 2022 r. projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (UD382) (o zapisach tego ostatniego pisaliśmy w naszym artykule „Konsultacje publiczne przepisów wodorowych”).

Projektowana nowelizacja jest częścią pakietu zwanego „Konstytucją dla wodoru”. Zgodnie z zapowiedzią Rady Ministrów, projekt nowelizacji ma umożliwić realizację celu nr 6 PSW, czyli „stworzenie stabilnego otoczenia regulacyjnego” i odpowiedzieć na realne potrzeby z jakimi obecnie mierzy się rynek wodoru w Polsce. Ministerstwo Klimatu i Środowiska zwraca tym samym uwagę na fakt, iż „obowiązujące przepisy prawa krajowego nie odpowiadają potrzebom związanym ze skutecznym wdrażaniem założeń PSW oraz nie są adekwatne do planów dynamicznego rozwoju całego sektora wodoru”.

Nowy projekt, zgodnie z zapowiedzią Rady Ministrów, zakłada:

  • wprowadzenie siatki pojęć w ustawie Prawo energetyczne koniecznych do rozwoju i funkcjonowania rynku wodoru w Polsce,
  • uregulowanie zasad reglamentacji działalności związanej z wodorem,
  • zaprojektowanie zasad funkcjonowania systemu infrastruktury poświęconej wodorowi – sieci wodorowych,
  • uwzględnienie międzysektorowych możliwości wykorzystania wodoru,
  • propozycję uproszczeń dla podmiotów inwestujących w rozwój systemu wodorowego.

Co istotne, projektowana nowelizacja ma w całości spełniać założenia kamienia milowego oznaczonego numerem B17G z załącznika do wniosku dot. decyzji wykonawczej Rady w sprawie zatwierdzenia oceny planu odbudowy i zwiększenia odporności Polski z dnia 1 czerwca 2022 roku, który obejmuje wprowadzenie przepisów prawnych dotyczących wykorzystanie wodoru w ramach reformy B2.1. Planowany termin przyjęcia projektu przez Radę Ministrów to II kwartał 2024 r.

Aktualizacja Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu

Powyższe zamierzenia prawodawcze są powiązane z pewnymi korektami, jakie wkrótce nastąpią na poziomie dokumentów strategicznych. Polska jest jednym z kilku państw członkowskich, które spóźniły się z przygotowaniem aktualizacji Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu (KPEiK). Ministerstwo Klimatu i Środowiska w komunikacie, w którym opublikowana została częściowa aktualizacja KPEiK, zaznaczyło, że jest to projekt wstępny, stworzony na potrzeby aktualnej oceny możliwego wkładu Polski w realizację unijnych celów klimatycznych na rok 2030.

Wstępna wersja KPEiK wymienia szereg czynności dotyczących rynku wodoru koniecznych do zrealizowania tzw. kamieni milowych oraz wypełnienia zobowiązań wynikających z Europejskiego Zielonego Ładu, a jako główne i kluczowe cele stawia przede wszystkim redukcję emisji gazów cieplarnianych w gospodarce Polski o 35% w 2030 r. (w porównaniu z rokiem 1990) oraz dążenie do zmniejszenia zużycia energii pierwotnej, m.in. poprzez modernizację poszczególnych sektorów przemysłu czy termomodernizację budynków, ale także zwiększenie w sektorze energetycznym udziału wodoru – przewiduje się m.in., że do 2030 r. w Polsce będzie zarejestrowanych ponad 4,5 tys. zeroemisyjnych (zarówno wodorowych, jak i elektrycznych )autobusów miejskich.

Co do pojazdów z napędem wodorowym, prognozy zawarte w dokumencie sugerują, że do 2030 r. w Polsce może być zarejestrowanych około 6 tys. takich pojazdów (pojazdy lekkie stanowić mogą ponad 5 tys. sztuk, natomiast pojazdy ciężkie ponad 950 sztuk, w tym ponad 800 stanowić mogą autobusy wodorowe). Z zapisów aktualizacji KPEiK wynika również, iż wprowadzony zostanie obowiązek zakupu wyłącznie zeroemisyjnych autobusów dla miast powyżej 100 tys. mieszkańców. Polska zadeklarowała również udział odnawialnych źródeł energii na poziomie blisko 30% do 2030 r. Ministerstwo Klimatu i Środowiska informuje również, że dojść ma dojść do aktualizacji PSW.

Docelowy dokument KPEiK, zawierający dwa scenariusze, tj. bazowy (WEM) i ambitny (WAM), zostanie przedstawiony do pełnych konsultacji publicznych oraz uzgodnień sektorowych i następnie sfinalizowany na przełomie II i III kwartału 2024 r.

Przepisy techniczne dotyczące wodoru odnawialnego nietransportowanego sieciami

Poza zapowiedziami trzeba odnotować także zmiany, które zostały już wprowadzone. Otóż dnia 15 marca 2024 r. weszły w życie przepisy rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 26 lutego 2024 r. w sprawie wymagań dotyczących pomiarów, rejestracji i sposobu obliczania ilości wodoru odnawialnego transportowanego środkami transportu innymi niż sieci gazowe (Dz. U. z 2024 r. poz. 286), które mają na celu sprecyzowanie przepisów dotyczących pomiaru, rejestracji oraz sposobu obliczania ilości wodoru odnawialnego transportowanego środkami innymi niż sieci gazowe. Oczekiwanym rezultatem nowego rozporządzenia jest ułatwienie produkcji wodoru odnawialnego.

Wspomniane rozporządzenie określiło:

  1. wymogi dotyczące procedur pomiarowych, rejestracji oraz metody wyliczania ilości wodoru odnawialnego przewożonego środkami transportu innymi niż sieci gazowe;
  2. lokalizację przeprowadzania pomiarów ilości wodoru odnawialnego;
  3. metodę konwersji ilości wodoru odnawialnego na ilość energii wyrażoną w megawatogodzinach (MWh).

Podsumowanie

Wszelkie zmiany, w szczególności wprowadzające regulacje mające za zadanie wspierać rynek wodoru w Polsce, bez wątpienia przyczynią się do coraz większej powszechności i dostępności tego rodzaju paliwa, a co za tym idzie – przyspieszą proces dekarbonizacji sektorów najbardziej energochłonnych, takich jak sektor stali czy transportu ciężkiego, czego aktualnie wymaga się od państw członkowskich UE w związku z aspirowaniem do bycia kontynentem neutralnym klimatycznie.

Nie ulega nadto wątpliwości, że powodem dla wprowadzenia wszelkich zmian ma być ustabilizowanie rynku wodoru i stworzenie pewnego gruntu legislacyjnego dla podmiotów z sektora zarówno publicznego i prywatnego, które na tym rynku mają działać.

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

Zadania Europejskiego Banku Wodoru w procesie budowy unijnej gospodarki wodorowej

Aktualności, , , , , Możliwość komentowania Zadania Europejskiego Banku Wodoru w procesie budowy unijnej gospodarki wodorowej została wyłączona

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.

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.

Przepisy wykonawcze dla okresu przejściowego CBAM

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

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

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

CBAM – kluczowy element Fit for 55

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

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

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

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

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

Rozporządzenie wykonawcze – rozwiązania dla okresu przejściowego

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

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

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

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

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

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

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

Sieci potrzebne od zaraz!

Aktualności, , , , Możliwość komentowania Sieci potrzebne od zaraz! została wyłączona

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 II: nowe zadania Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Klimat, OZE, Środowisko, , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Nowelizacja Prawa energetycznego – część II: nowe zadania Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki została wyłączona

Dziś zapraszamy na kolejną z części publikacji na temat ustawy z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Nowelizacja), tym razem w zakresie zmian dotyczących zadań Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (Prezes URE). Nawet pomimo ujęcia tych zagadnień w osobnym artykule, liczba zmian pozostaje duża, co wymusza skupienie się wyłącznie na najistotniejszych modyfikacjach.

Rozszerzenie zakresu działań Prezesa URE

Nowelizacja w znacznej części poświęcona jest zmianom w zakresie działalności Prezesa URE. Zmiany te wpływają na treść art. 23 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (t.j. Dz. U. z 2022 r. poz. 1385 z późn. zm.) (Prawo energetyczne). Pierwszą ze zmian jest rozszerzenie zakresu działań organu regulacyjnego o opracowywanie i zamieszczanie w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki (Biuletyn URE) wytycznych co do kierunku rozwoju sieci i realizacji inwestycji priorytetowych we wskazanym terminie (art. 23 ust. 2 pkt 3a). Ponadto powstaje nowy obowiązek w postaci kontrolowania wykonania realizacji planu rozwoju przedsiębiorstwa energetycznego lub operatora systemu (art. 23 ust 2 pkt 3b).

Dalej, w art. 23 ust. 2 Prawa energetycznego dodaje się całkowicie nowe punkty 11f – 11h, w ramach których przewidziano m.in. następujące zadania: wykonywanie decyzji Komisji Europejskiej i Agencji, opracowywanie wytycznych i zaleceń dla operatorów systemów dystrybucyjnych w zakresie usług elastyczności, a także ocenę rynku tych usług.

Po wejściu w życie Nowelizacji Prezes URE rozpocznie również działania pod kątem monitorowania np. poziomu i skuteczności otwarcia rynku i konkurencji na poziomie hurtowym i detalicznym czy kształtowania się taryf i opłat za świadczenie usług dystrybucyjnych (art. 23 ust 2 pkt 18b). Wreszcie zgodnie z nowym w art. 23 ust. 8 co najmniej raz w roku zamieszczone zostaną w Biuletynie URE zalecenia stworzone przez Prezesa URE, dotyczące zapewnienia zgodności cen sprzedaży energii elektrycznej z wymogami konkurencyjnego rynku energii. Zalecenie to przekazuje się Prezesowi Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, gdy uzna się to za konieczne.

Warto wspomnieć także o nowym wymogu składania przez Prezesa URE sprawozdań ze swojej działalności do Komisji Europejskiej i Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER). Termin na ich złożenie został ustalony na 31 lipca każdego roku.

Regionalne centrum koordynacyjne

Nowelizacja dodaje do Prawa energetycznego art. 23x, który wskazuje Prezesa URE jako organ właściwy do spraw związanych z nową instytucją, tj. regionalnym centrum koordynacyjnym.

Zgodnie z dodaną w art. 3 Prawa energetycznego (pkt 76) definicją regionalne centrum koordynacyjne to centrum, o którym mowa w art. 35 Rozporządzenia 2019/943, działające niezależnie od indywidualnych interesów krajowych oraz interesów operatorów systemów przesyłowych, wykonujące takie zadania, jak: skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych zgodnie z metodami opracowanymi na podstawie wytycznych w sprawie alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi czy tworzenie wspólnych modeli sieci zgodnie z metodami i procedurami opracowanymi na podstawie wytycznych w sprawie pracy systemu przesyłowego (pełen pakiet zadań ujęto w art. 37 wspomnianego rozporządzenia).

Zadania Prezesa URE w powyższym zakresie to monitorowanie, m.in. działania koordynacji systemu, czy zatwierdzanie kosztów związanych z działalnością centrum. Prezes URE jako organ właściwy ponadto ma, we współpracy z organami regulacyjnymi z danego regionu pracy systemu, zatwierdzać wnioski o utworzenie regionalnego centrum koordynacyjnego (art. 23x ust. 1)

„Piaskownica regulacyjna”

Nowelizacja przewiduje wprowadzenie do Prawa energetycznego całkowicie nowego artykułu 24d, który wdroży instytucję tzw. „Piaskownicy regulacyjnej”. Rozwiązanie to ma polegać na zezwoleniu na realizację danego projektu w ramach odstępstw od stosowania określonych przepisów prawa. Sposobem na uzyskanie tego pozwolenia jest złożenie do Prezesa URE odpowiedniego wniosku przez osobę prawną, jednostkę organizacyjną niebędącą osobą prawną, której odrębna ustawa przyznaje zdolność prawną oraz przedsiębiorcę lub wspólnika spółki cywilnej. Aby odstępstwa były możliwe, projekt musi mieć na celu wdrożenie innowacyjnych technologii, usług, produktów, modeli współpracy użytkowników systemu, rozwiązań technologicznych lub teleinformatycznych, które wpłyną na korzyść transformacji energetycznej czy inteligentnych sieci i infrastruktur. Prezes URE może przyznać odstępstwo na maksymalnie 3 lata, z jednokrotną możliwością przedłużenia na kolejne 3 lata w zależności od zaawansowania prac oraz etapu projektu.

Zgodnie z ust. 3 nowego art. 24d udzielenie odstępstw możliwe jest jedynie w przypadku spełnienia łącznie następujących warunków:

  • projekt przyczyni się do osiągnięcia celów polityki energetycznej państwa tj. zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju, wzrostu konkurencyjności gospodarki i jej efektywności energetycznej, a także ochrony środowiska, w tym klimatu;
  • wnioskodawca uprawdopodobni oczekiwane korzyści wynikające z realizacji projektu dla funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, użytkowników tych systemów albo inne korzyści środowiskowe, gospodarcze lub społeczne;
  • wnioskodawca wykaże istniejące bariery regulacyjne, utrudniające realizację projektu bez uzyskania odstępstwa.

Ustawodawca wskazuje, że Prezes URE będzie miał także możliwość żądania od podmiotu wnioskującego o przyznanie odstępstwa przedłożenia niezależnej ekspertyzy potwierdzającej spełnienie tych kryteriów. Warto wspomnieć, że ekspertyzy te sporządzać mogą jedynie podmioty wskazane przez Prezesa URE i sporządzane są na koszt podmiotu wnioskującego o przyznanie odstępstwa. Jednocześnie Prezesowi URE przysługuje możliwość kontrolowania działań podmiotów, które działają w ramach udzielonych odstępstw. Kontrola ma na celu sprawdzanie czy sposób realizacji projektu jest zgodny z warunkami wydanymi w decyzji Prezesa URE. Jeśli wynik kontroli wskazuje na naruszenia, a pomimo wezwania podmiot naruszeń nie usunie, Prezes URE może cofnąć decyzję o udzielonym odstępstwie.

Przedstawienie postępów z realizacji projektów jak również wnioski wynikające z zakończonych projektów oraz oceny wpływu udzielonych odstępstw na realizację celów przeprowadzonych projektów mają być zawarte przez Prezesa URE w sprawozdaniach z jego działalności.

Wydawanie koncesji a rękojmia prawidłowego wykonywania działalności

Po wejściu w życie przepisów zawartych w Nowelizacji Prezes URE zyska uprawnienie do odmówienia udzielenia lub cofnięcia koncesji, jeśli wnioskodawca nie daje rękojmi prawidłowego wykonywania działalności. Zmiany w zakresie koncesji przewidziane są w art. 33 ust. 3d, art. 34 ust. 4a i 4b oraz art. 35a Prawa energetycznego.

Nadto Prezes URE otrzymuje także możliwość sprawdzenia faktów podanych przez wnioskodawcę we wniosku o udzielenie koncesji lub jej zmianę przed wydaniem decyzji w celu stwierdzenia, czy przedsiębiorca spełnia warunki wykonywania działalności gospodarczej objętej koncesją oraz czy daje rękojmię prawidłowego wykonywania działalności (art. 35a).

W zakresie zmiany lub cofnięcia koncesji w art. 41 w ust. 4 Prawa energetycznego dodano pkt 7, na podstawie którego Prezes URE powinien poczynić powyższe kroki w przypadku stwierdzenia, że wnioskodawca nie daje rękojmi prawidłowego wykonywania działalności objętej koncesją. Ponadto Prezes URE jest wyposażony w kompetencję do podejmowania opisanych czynności z urzędu. W szczególności może samodzielnie dostosować warunki koncesji do obowiązującego stanu prawnego.

Warto wspomnieć także o rozszerzeniu uprawnień Prezesa URE w sprawie nakazania dalszego prowadzenia działalności po wygaśnięciu koncesji przedsiębiorstwa w upadłości. Aktualnie nakaz ten dotyczy wyłącznie działających przedsiębiorstw energetycznych, natomiast znowelizowany art. 40 Prawa energetycznego dodaje do grupy zobowiązanych przedsiębiorstwa w upadłości oraz nabywców tych przedsiębiorstw, jeżeli zostały one zbyte.

Zmiana w zakresie regulacji dot. linii bezpośrednich

O zmianach w zakresie regulacji linii bezpośrednich pisaliśmy w jednym z naszych poprzednich artykułów. Nowelizacja uległa jednak zmianom w toku procesu legislacyjnego, co uzasadnia ponowne przedstawienie wprowadzanych zmian.

Słowniczek ustawowy poszerzył się o definicję pojęcia linii bezpośrednich (art. 3 pkt 11f). Następnie dodano całkowicie nowy art. 7aa, wskazujący w ust. 1 obowiązki podmiotu posiadającego tytuł prawny do linii bezpośrednich. Jedną z istotniejszych zmian jest wprowadzenie wykazu linii bezpośrednich prowadzonego i publikowanego przez Prezesa URE.

Dla inwestorów ważną informacją jest, że zmianie ulegnie forma uzyskania zgody na wybudowanie linii bezpośrednich. W art. 7aa ust. 10 przewidziano, że podmiot chcący wybudować taką linię lub podmiot posiadający tytuł prawny do linii musi przedłożyć do Prezesa URE zgłoszenie o chęci wybudowania lub dalszego korzystania z linii bezpośredniej. Aktualnie Prezes URE powinien wyrazić zgodę w formie decyzji, natomiast po wejściu w życiu Nowelizacji zgoda ta nie będzie potrzebna, gdyż wystarczy sam fakt zgłoszenia i wpis do wykazu. Dopiero odmowa wpisu do wykazu przybierze postać decyzji administracyjnej.

Trzeba też wspomnieć o tzw. opłacie solidarnościowej. Przepis art. 7aa ust. 4 odnosi się do wydzielonego odbiorcy (tj. odbiorcy przyłączonego do linii bezpośredniej) podłączonego jednocześnie do krajowej sieci dystrybucyjnej oraz do przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się obrotem energią elektryczną, do którego energia elektryczna jest dostarczana z jednostki wytwórczej linią bezpośrednią, których zobowiązuje się do wnoszenia do przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej opłaty odpowiadającej udziałowi tego podmiotu w kosztach stałych za przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej, w części niepokrytej innymi składnikami taryfy zależną od ilości energii dostarczanej tą linią bezpośrednią, oraz opłatę na pokrycie kosztów utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej, zależną od ilości energii dostarczanej tą linią bezpośrednią.

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

Nowelizacja Prawa energetycznego – część I: zmiany dotyczące odbiorców energii

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, Gaz, OZE, , , , Możliwość komentowania Nowelizacja Prawa energetycznego – część I: zmiany dotyczące odbiorców energii została wyłączona

Liczne zmiany w europejskich aktach prawnych w zakresie energetyki wymuszają podejmowanie prac dostosowawczych w polskim ustawodawstwie. Tym razem prawodawca zajął się nowelizacją szeroko rozumianego prawa energetycznego w drodze ustawy z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Nowelizacja), która obecnie czeka na podpis Prezydenta RP. W największym stopniu modyfikacjom ma ulec ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Prawo energetyczne), jednak ważne poprawki pojawią się także w innych aktach prawnych. Z oceną tych rozwiązań można się zapoznać w niedawnym artykule Adama Wawrzynowicza, redaktora naczelnego portalu ENERGIA.EDU.PL dla „Rzeczpospolitej”.

Nowelizacja pociągnie za sobą istotne dla branży energetycznej konsekwencje, nad którymi trzeba się pochylić. Z uwagi na pokaźną liczbę zmian, którą trudno byłoby objąć jedną publikacją, temat zostanie przez nas podzielony na cztery części. Dziś zapraszamy do zapoznania się z pierwszą z nich, dotyczącą sytuacji odbiorców.

Techniczna zmiana sprzedawcy

Pierwszą z istotnych zmian odnajdujemy w art. 4j Prawa energetycznego w postaci zobowiązania operatora informacji rynku energii, operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego oraz operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego do umożliwienia odbiorcy energii elektrycznej dokonania zmiany sprzedawcy energii w terminie 24 godzin od momentu powiadomienia operatora informacji rynku energii o zawarciu nowej umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej. Dobowy termin będzie liczony od momentu przesłania przez nowego sprzedawcę informacji o zawarciu umowy sprzedaży energii elektrycznej z odbiorcą.

Powyższe rozwiązanie nie wejdzie jednak w życie od razu, ponieważ wiąże się ono ściśle z funkcjonowaniem Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii. Techniczna zmiana sprzedawcy energii elektrycznej w 24 godziny nie będzie zatem możliwa przed rokiem 2026 – zakładając, że w tym roku zacznie działać centralny system informacji rynku energii.

Porównywarka ofert sprzedaży energii elektrycznej

Kolejnym udogodnieniem przewidzianym dla odbiorców jest wdrożenie porównywarki ofert sprzedaży energii elektrycznej (zasadom funkcjonowania tego narzędzia poświęcono cały nowy rozdział 4b w Prawie energetycznym). Nie będzie ona ogólnodostępna, ponieważ uprawnionymi do bezpłatnego skorzystania z jej dobrodziejstw będą odbiorcy energii elektrycznej w gospodarstwach domowych oraz mikroprzedsiębiorcy o przewidywanym rocznym zużyciu energii elektrycznej poniżej 100.000 kWh.

Porównywarka ofert będzie prowadzona przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (Prezes URE) na specjalnie przygotowanym do tego portalu i zapewni możliwość pozyskania informacji dotyczących:

  • wszystkich ofert sprzedaży energii elektrycznej przeznaczonych dla tych odbiorców, w tym ofert z cenami dynamicznymi energii elektrycznej występujących na rynku energii elektrycznej na terytorium Polski,
  • ofert innych usług wysuwanych przez sprzedawców energii elektrycznej,
  • wyników porównań ofert dostępnych w porównywarce.

Oferty mają być aktualizowane na bieżąco, co ma zostać zagwarantowane przez nałożenie na przedsiębiorstwa obowiązku informowania Prezesa URE o planowych zmianach lub planach wprowadzenia nowej oferty z siedmiodniowym wyprzedzeniem.

Obywatelskie społeczności energetyczne

Ustawodawca nie ustaje w wysiłkach nakierowanych na dalsze wsparcie rozwoju inicjatyw energetycznych na terenie kraju. Tym razem w polskim porządku prawnym pojawi się definicja obywatelskich społeczności energetycznych. Szczegółowe reguły działania obywatelskich społeczności energetycznych zawarto w nowym rozdziale 2e Prawa energetycznego. W zamiarze ustawodawcy za ww. społeczność będzie uchodził podmiot posiadający zdolność prawną:

  • opierający się na dobrowolnym i otwartym uczestnictwie i w którym uprawnienia decyzyjne i kontrolne będą przysługiwać członkom, udziałowcom lub wspólnikom, którzy nie mogą być innymi podmiotami niż osoby fizyczne, jednostki samorządu terytorialnego, mikroprzedsiębiorcy lub mali przedsiębiorcy;
  • dla którego działalność gospodarcza w sektorze energetycznym nie stanowi przedmiotu podstawowej działalności członków takiej społeczności;
  • mający na celu zapewnienie korzyści środowiskowych, gospodarczych lub społecznych dla swoich członków, udziałowców lub wspólników oraz dla obszarów, na których prowadzi działalność;
  • który będzie działać w jednym z enumeratywnie wymienionych w ustawie obszarów, takich jak: wytwarzanie, obrót czy magazynowanie energii elektrycznej, ładowanie pojazdów elektrycznych, wytwarzanie, zużywanie lub sprzedaż biogazu, biogazu rolniczego, biomasy i biomasy pochodzenia rolniczego.

Dla powyższych podmiotów przewidziano wielość form organizacyjnych, w ramach których będą mogły one wykonywać swoje zadania. Są to m.in. spółdzielnie, wspólnoty mieszkaniowe, stowarzyszenia, spółki osobowe i spółdzielnie rolników. Po wybraniu formy prawnej konieczne będzie jeszcze wpisanie takiej społeczności do odpowiedniego wykazu obywatelskich społeczności energetycznych, prowadzonego przez Prezesa URE.

Obywatelska społeczność energetyczna będzie mogła działać na obszarze świadczenia usług przez jednego operatora systemu dystrybucyjnego – tego, do którego sieci są przyłączone instalacje należące do członków danej społeczności.

Uwzględnienie obywatelskich społeczności energetycznych w Nowelizacji oznacza, że na polskim rynku pojawi się kolejny (obok klastrów energii i spółdzielni energetycznych) sposób oddolnej współpracy energetycznej, mający za zadanie integrację lokalnej społeczności w celu umożliwienia odbiorcom końcowym wzięcia udziału w wytwarzaniu, zużyciu oraz dzieleniu się energią elektryczną i biogazem z innymi odbiorcami. W uzasadnieniu Nowelizacji zaznaczono jednocześnie, że wprowadzana regulacja stanowi ramy funkcjonowania obywatelskich społeczności energetycznych. Nie jest zatem wykluczone, że w przyszłości nastąpi ich uszczegółowienie.

Umowy z cenami dynamicznymi energii elektrycznej

W kontekście odbiorców energii elektrycznej zaproponowano wprowadzenie nowej formy sprzedaży energii elektrycznej – na podstawie umowy z ceną dynamiczną energii elektrycznej (art. 5 ust. 4g i 4h Prawa energetycznego). Ustawodawca ma w tym przypadku na myśli umowę sprzedaży energii elektrycznej lub umowę kompleksową, zawartą między sprzedawcą energii elektrycznej a odbiorcą końcowym, odzwierciedlającą wahania cen na rynkach energii elektrycznej, w szczególności na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego, w odstępach co najmniej równych okresowi rozliczania niezbilansowania.

Umowy z cenami dynamicznymi będą mogli zawierać wyłącznie odbiorcy, którzy posiadają licznik zdalnego odczytu. Ofert będzie można szukać w pierwszej kolejności u sprzedawców energii elektrycznej, którzy sprzedają energię elektryczną do co najmniej 200.000 odbiorców końcowych, ponieważ zostaną oni ustawowo zobowiązani do rozszerzenia swojej oferty o umowy z ceną dynamiczną.

Należy przy tym podkreślić, że posiadanie licznika zdalnego odczytu nie spowoduje automatycznego przejścia na rygor umów z ceną dynamiczną, gdyż zawarcie takiej umowy będzie wymagało uprzedniego uzyskania zgody od odbiorcy końcowego. Cena sprzedaży energii elektrycznej będzie w takim przypadku uzależniona od informacji na temat cen i stawek opłat na rynku dnia następnego i dnia bieżącego przez giełdę towarową na terenie Polski. W odniesieniu do takich odbiorców sprzedawcy energii elektrycznej nie będą mieli obowiązku informowania o powodach i warunkach zmiany cen lub stawek opłat za energię elektryczną. Jednocześnie, co najmniej raz na kwartał, sprzedawcy będą zobowiązani do informowania pozostałych odbiorców o możliwości zawarcia umowy z ceną dynamiczną energii elektrycznej, a także o kosztach, korzyściach i ryzykach związanych z tą umową.

Oferty z cenami dynamicznymi będą udostępniane również w porównywarce ofert, o której mowa wyżej.

Pozostałe zmiany dotyczące odbiorców energii

Wśród pozostałych (i niemniej ważnych) zmian dotyczących odbiorców należy wyróżnić w pierwszej kolejności wprowadzenie przepisów dotyczących odpowiedzi odbioru i odbiorcy aktywnego na rynku energii. Odbiorcą aktywnym ma być taki odbiorca końcowy, który działając indywidualnie lub w grupie zużywa wytworzoną we własnym zakresie energię lub ją magazynuje, ewentualnie sprzedaje. Odbiorcą aktywnym może być też podmiot realizujący przedsięwzięcia służące poprawie efektywności energetycznej, świadczący usługi systemowe lub usługi elastyczności, pod warunkiem jednak, że powyższe aktywności nie są przedmiotem jego podstawowej działalności.

Wspomniana wyżej odpowiedź odbioru oznacza z kolei zmianę zużycia energii elektrycznej odbiorcy końcowego w stosunku do jego zwykłego lub bieżącego zużycia energii elektrycznej w odpowiedzi na sygnały rynkowe, w tym w odpowiedzi na zmienne w czasie ceny energii elektrycznej lub zachęty finansowe, lub w następstwie przyjęcia oferty odbiorcy końcowego, złożonej indywidualnie lub w ramach agregacji, dotyczącej sprzedaży zmniejszenia lub zwiększenia poboru po cenie obowiązującej na rynku zorganizowanym.

Odbiorca aktywny będzie mógł działać również przy wsparciu agregatora. Szerzej o roli tego podmiotu będziemy pisać w jednym z kolejnych artykułów. W tym miejscu wystarczy wskazać, że agregator ma być pośrednikiem pomiędzy grupami odbiorców a rynkiem, oferującym usługę elastyczności oraz energię wytworzoną we własnym zakresie.

Nowelizacja dodaje również nowe przepisy odnoszące się do stosunków pomiędzy odbiorcą końcowym energii elektrycznej i sprzedawcą energii elektrycznej. m.in. energia elektryczna i paliwa gazowe będzie mogła być dostarczana odbiorcy w gospodarstwie domowym tylko w oparciu o umowę kompleksową. Tym samym to sprzedawcy będą zobowiązani do zawierania umów dystrybucyjnych dla takich odbiorców.

W przypadku wypowiedzenia umowy zawartej na czas określony przez odbiorcę końcowego, wysokość kosztów i odszkodowań z tytułu wypowiedzenia tej umowy nie będzie mogła przekraczać wysokości bezpośrednich strat ekonomicznych, jakie z tytułu wypowiedzenia poniosło przedsiębiorstwo energetyczne. Zmianie ulegną też wymogi dotyczące zawartości umów zawieranych z posiadaczami instalacji odnawialnych źródeł energii służących do wytwarzania biogazu poprzez obligatoryjne dodanie do ich treści informacji o szczegółowych zasadach stosowania ograniczeń mocy wprowadzanej do sieci elektroenergetycznej.

Zgodnie z projektowanym w art. 5 Prawa energetycznego ustępem 4aa, ustanawiającym zasadę zawierania umów o świadczenie usług przesyłania paliw gazowych w oparciu o ustalony wzorzec umowy, operator systemu przesyłowego gazowego i operator systemu połączonego gazowego będzie odpowiedzialny za opracowanie wzorców i w dalszej kolejności zamieszczenie ich na swojej stronie internetowej oraz udostępnienie ich w swoich siedzibach. Proponowana zmiana ma na celu ustanowienie podstawy prawnej do przyjętej już praktyki, polegającej na określeniu postanowień umów przesyłowych paliw gazowych w Ogólnych Warunkach Umów, w tym zmian wprowadzanych w umowach przesyłowych.

Autor: Tomasz Siedlecki, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.