nowelizacja

Wkrótce nowe przepisy dotyczące biometanu?

Aktualności, Energetyka, OZE, , , , Możliwość komentowania Wkrótce nowe przepisy dotyczące biometanu? została wyłączona

Z prognoz wynika, że Polska ma szansę stać się potentatem w produkcji biometanu. Niestety dotychczasowe inicjatywy w zakresie budowy nowej gałęzi przemysłu kończyły się na zapowiedziach. Inwestorów wstrzymuje przede wszystkim niepewność, co do przyszłego otoczenia prawnego dla rozwoju działalności związanej z biometanem. W odpowiedzi na te obawy przedstawiciele Ministerstwa Klimatu i Środowiska poinformowali o wszczęciu prac nad przygotowaniem przepisów dotyczących tego sektora. Projekt ma wprowadzić modyfikacje także na innych polach, jak chociażby rozwój działalności klastrów energii czy uzupełnienie przepisów dotyczących morskiej energetyki wiatrowej.

Nowelizacja ustawy OZE

Pod koniec września w wykazie prac programowych i legislacyjnych Rady Ministrów zamieszczono informację o przygotowywanym przez Ministra Klimatu i Środowiska projekcie ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (UC99). Celem nowych rozwiązań jest przede wszystkim zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii w krajowym zużyciu energii. Ponadto nowe przepisy mają przyczynić się do dalszego rozwoju sektora energii zgodnie z ambicjami redukcyjnymi i spełniania zobowiązań międzynarodowych.

Projektodawcy nie przedstawili jeszcze samego projektu, jednak pokusili się o wskazanie siedmiu obszarów, w obrębie których planowane są zmiany legislacyjne:

  1. biometan,
  2. klastry energii,
  3. transpozycja RED II,
  4. modernizacja instalacji odnawialnych źródeł energii,
  5. wsparcie kontynuacyjne dla instalacji OZE, którym upływa 15-letni system wsparcia,
  6. hybrydowe instalacje OZE,
  7. morska energetyka wiatrowa.

Biometan

Celem podejmowanych działań jest przyjęcie regulacji wspierających rozwój wytwarzania biometanu. Jak bowiem wskazują projektodawcy, istniejące regulacje prawne w zakresie wsparcia OZE nie odpowiadają faktycznym potrzebom w dziedzinie funkcjonowania instalacji wytwarzania tego gazu, przez co w praktyce nie stymulują rozwoju tego rodzaju inicjatyw. W efekcie, pomimo że zgodnie z obowiązującym stanem prawnym, od kilku lat możliwe jest wprowadzanie oczyszczonego biogazu rolniczego do sieci gazowych dystrybucyjnych, do dnia dzisiejszego żadna tego rodzaju instalacja nie rozpoczęła działalności.

Projekt ustawy obejmuje kompleksowy pakiet regulacji eliminujących bariery zidentyfikowane w ramach prowadzonych analiz, w tym:

  1. wprowadzenie definicji biometanu, oraz wyłączenie pojęcia biogaz rolniczy z definicji biogazu;
  2. określenie zasad prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania biogazu lub biometanu z biogazu poprzez utworzenie rejestru wytwórców biogazu prowadzonego przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki;
  3. rozszerzenie zakresu rozdziału 3 ustawy z dnia 20 lutego 2015 roku o odnawialnych źródłach energii (dalej jako: „ustawa OZE”) o zasady i warunki wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania biometanu z biogazu rolniczego – art. 24 ustawy OZE i kolejne, w szczególności rozszerzenie zakresu podmiotowego rejestru wytwórców biogazu rolniczego o wytwórców biometanu z biogazu rolniczego;
  4. poszerzenie obszaru działalności spółdzielni energetycznych o możliwość wytwarzania biometanu;
  5. uchylenie przepisów dotyczących wniosku o wydanie urzędowego potwierdzenia efektu zachęty (art. 47a ustawy OZE) oraz przepisów stanowiących o świadectwie pochodzenia biogazu rolniczego (art. 48 ustawy OZE i kolejne);
  6. wprowadzenie gwarancji pochodzenia dla biometanu i rozszerzenie zakresu przedmiotowego rejestru gwarancji pochodzenia o dane dotyczące gwarancji pochodzenia biometanu;
  7. zmiana definicji paliw gazowych w ustawie z dnia 11 kwietnia 1997 roku – Prawo energetyczne.

Transpozycja RED II

Kluczowe zmiany dotykają funkcjonującego na rynku mechanizmu wydawania gwarancji pochodzenia. Projekt zakłada przystąpienie Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, jako organu wydającego gwarancje pochodzenia w Polsce, do stowarzyszenia AIB, zrzeszającego podmioty wydające gwarancje pochodzenia, a w konsekwencji synchronizacji polskiego rejestru z HUB-em prowadzonym przez AIB oraz standardem European Energy Certificate System. Projektodawcy planują także uwzględnienie wartości rynkowej gwarancji pochodzenia wobec producenta, który otrzymuje wsparcie finansowe z systemu wsparcia czy uwzględnienie w krajowym porządku prawnym wymogów normy CEN – EN 16325 po jej aktualizacji i zatwierdzeniu. Zdecydowanie najważniejszą zmianą w tym obszarze jest jednak rozszerzenie rejestru gwarancji pochodzenia prowadzonego przez Towarową Giełdę Energii o nowe nośniki energii: gaz z odnawialnych źródeł (biometan, wodór), ciepło oraz chłód.

Otoczenie regulacyjne wymiernie wpływa na warunki realizacji inwestycji w odnawialne źródła energii. Jednym z najistotniejszych elementów sprawnego procesu inwestycyjnego, obok jasności i przewidywalności rozstrzygnięć administracyjnych, jest długość trwania procedur administracyjnych, która może w skrajnych przypadkach skutkować nawet wycofaniem decyzji o podjęciu decyzji o realizacji projektu. W polskich warunkach identyfikuje się kilka rodzajów procedur administracyjnych, które w największym stopniu wpływają na czas realizacji projektów inwestycyjnych, a przez to także oddziałują na rozwój OZE. W szczególności, należy wskazać tu na:

  • wymogi środowiskowe,
  • wymogi zagospodarowania przestrzennego,
  • czas uzyskiwania warunków przyłączenia,
  • czas uzyskiwania koncesji,
  • czas wydania decyzji o warunkach zabudowy.

Propozycje zmian przepisów proceduralnych będę mieć za cel ich skrócenie lub też dostosowanie w inny sposób – tak aby spełnić wymogi nałożone przez RED II i polepszyć warunki prowadzenia procesu inwestycyjnego przez inwestorów.

Ponadto projekt przewiduje także utworzenie Krajowego Punktu Kontaktowego jako wsparcie informacyjne w zakresie realizacji inwestycji OZE oraz wprowadzenie możliwości bezpośredniego handlu energią P2P który umożliwi:

  • przekazywanie energii nieskonsumowanej przez podmiot posiadający instalację OZE do drugiego podmiotu w celu pokrycia jego zapotrzebowania na energię za pośrednictwem platformy internetowej lub określonych technologii działających jako pośrednik, które zapewnią operatorom rynku cyfrowe połączenia wzajemne niezbędne do ułatwienia wymiany energii;
  • wymianę energii pomiędzy podmiotami poprzez sieć elektroenergetyczną. W tym przypadku nadwyżki energii przekraczające chwilowo sumaryczne zapotrzebowanie obu podmiotów również mogą trafić do sieci elektroenergetycznej.

Modernizacja instalacji odnawialnych źródeł energii i wsparcie kontynuacyjne

System wsparcia modernizacji będzie mieć zastosowanie do instalacji OZE, których wiek przekracza 15 lat. Dla uproszczenia identyfikacji uprawnionych instalacji wsparcie będzie adresowane do instalacji OZE po zakończeniu pierwotnego 15-letniego okresu wsparcia (w systemie świadectw pochodzenia lub aukcyjnym lub FIT/FIP). Prawo do nowego wsparcia powinno móc być przyznawane jeszcze przed upływem pierwotnego okresu wsparcia, tak aby umożliwić terminową realizację niezbędnych inwestycji wydłużających cykl życia instalacji. Wsparcie będzie dotyczyć kosztów modernizacji nie mniejszych niż 25% nakładów na nową referencyjną instalację OZE, w celu wyeliminowania wspierania napraw i usprawnień o mniejszej wartości, które powinny być finansowane z przychodów z działalności instalacji, bądź wsparcia operacyjnego.

Modernizowane instalacje OZE będą konkurować o wsparcie z instalacjami nowymi (m.in. uczestniczyć w tym samym koszyku aukcyjnym). Pozwoli to na zapewnienie odpowiedniej podaży projektów
w wybranych koszykach a tym samym skuteczne rozstrzyganie ogłoszonych aukcji.

System wsparcia modernizacji obejmie inwestycje wpływające na poprawę produkcyjnych parametrów instalacji, dotyczących wytwarzania energii z OZE, tj. modernizację, w tym konwersję. Wsparcie dotyczyć będzie więc jedynie produkcyjnej części instalacji, bezpośrednio związanej z wytwarzaniem energii w tej instalacji (np. turbina, generator). W szczególności, wsparcie nie będzie odnosić się do infrastruktury i urządzeń instalacji OZE, które mają jedynie charakter środowiskowy – nie będą to koszty kwalifikowane w tym systemie.

Projekt zakłada, że wsparcie udzielone instalacjom zmodernizowanym wyniesie maksymalnie 15 lat. Jednak projektodawcy zamierzają wspomóc także dysponentów nieco starszej infrastruktury. Dla instalacji ponad 15-letnich, które będą utrzymane w stanie pozwalającym na ich dalszą eksploatację, planowane jest stworzenie nowego systemu zapewniającego rentowność produkcji energii poprzez pokrycie różnicy pomiędzy kosztami operacyjnymi a przychodami ze sprzedaży energii po cenie rynkowej.

Z przedstawionych założeń wynika, że wsparcie nie będzie mogło być łączone dla tego samego okresu z innym wsparciem operacyjnym (np. rynek mocy, wsparcie dla wysokosprawnej kogeneracji) albo wsparciem inwestycyjnym (np. dotacje i pożyczki z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej). Ponadto nie będzie ono podlegało regule kumulacji (wysokość wsparcia operacyjnego nie jest kalkulowana z uwzględnieniem kosztów inwestycyjnych, dlatego nie zaistnieje sytuacja podwójnego finansowania tych samych kosztów z obu instrumentów). Poziom wsparcia ma zostać określony dla elektrowni wodnych, technologii biomasowych i biogazowych oraz w przedziałach mocowych uzasadniających dodatkowe różnicowanie poziomu wsparcia w ramach tych technologii.

Hybrydowe instalacje OZE

W projekcie zostanie zaproponowana zmiana definicji hybrydowej instalacji odnawialnego źródła energii, która ma poprawić wskaźnik wykorzystania mocy poszczególnych technologii wytwarzania energii elektrycznej wchodzących w skład instalacji hybrydowej. Zdaniem projektodawców rozwiązanie to zagwarantuje istotne korzyści wynikające z bieżącej eksploatacji sieci dystrybucyjnej i pozwoli na uniknięcie istotnych wydatków na jej rozbudowę, których poniesienie byłoby konieczne w przypadku podłączania poszczególnych instalacji odnawialnych źródeł energii – bez efektu synergii, ze wzrostem wydajności i stabilności pracy wytwarzania energii elektrycznej osiąganej w przypadku hybrydowych instalacji odnawialnych źródeł energii. Opracowane analizy potwierdzają, iż nie ma możliwości podjęcia alternatywnych w stosunku do projektowanej ustawy środków umożliwiających osiągnięcie zamierzonego celu. Działania regulacyjne które są objęte wnioskiem, poza korzyściami związanymi z rozwojem sektorów objętych regulacją będą wywoływały również określone konsekwencje finansowe, związane m.in. z wpływem systemów modernizacji oraz kontynuacji wsparcia na rachunek końcowy odbiorcy.

Planowana data przyjęcia projektu przez Radę Ministrów to II kwartał 2022 roku.

Więcej informacji dotyczących projektu można znaleźć w Biuletynie Informacji Publicznej Kancelarii Prezesa Rady Ministrów.

Autorzy: Adam Wawrzynowicz, Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Nowelizacja ustawy o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw oraz niektórych innych ustaw

Aktualności, Klimat, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Nowelizacja ustawy o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw oraz niektórych innych ustaw została wyłączona

Na posiedzeniu, 8 lipca 2021 r. Sejm uchwalił ustawę o zmianie ustawy o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw oraz niektórych innych ustaw. Jej celem jest dokonanie zmian w przepisach ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r. o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw (Dz. U. z 2021 r. poz. 133, 694 i 1093), przede wszystkim w zakresie Narodowego Celu Redukcyjnego (NCR) oraz objęcia Systemem monitorowania i kontrolowania jakości paliw wodoru wykorzystywanego do napędu pojazdów.

Zmiany wskazane powyżej, a także dodanie do zmienianej ustawy nowych regulacji, ma stanowić pełniejsze wdrożenie prawa unijnego, w szczególności:

  • dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/30/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. zmieniającej dyrektywę 98/70/WE odnoszącą się do specyfikacji benzyny i olejów napędowych oraz wprowadzającej mechanizm monitorowania i ograniczania emisji gazów cieplarnianych oraz zmieniającą dyrektywę Rady 1999/32/WE odnoszącą się do specyfikacji paliw wykorzystywanych przez statki żeglugi śródlądowej oraz uchylająca dyrektywę 93/12/EWG (Dz. Urz. UE L 140 z 05.06.2009 str. 88, z późn. zm.),
  • dyrektywy Rady (UE) 2015/652 z dnia 20 kwietnia 2015 r. ustanawiającej metody obliczania i wymogi w zakresie sprawozdawczości zgodnie z dyrektywą 98/70/WE Parlamentu Europejskiego i Rady odnoszącą się do jakości benzyny i olejów napędowych (Dz. Urz. UE L 107 z 25.04.2015, str. 26, z późn. zm.),
  • dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/94/UE z dnia 22 października 2014 r. w sprawie rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych (Dz. Urz. UE L 307 z 28.10.2014, str. 1, z późn. zm.).

Narodowy Cel Redukcyjny

Zgodnie z uzasadnieniem ustawy ma ona stanowić odpowiedź na postulaty podmiotów zobowiązanych do realizacji Narodowego Celu Redukcyjnego, kierowane do ministra właściwego ds. energii, zgodnie z którymi realizacja NCR w 2020 r. na wymaganym poziomie nie jest możliwa. Chodzi chociażby o zniesienie obowiązku wspólnej sprawozdawczości z realizacji NCR, wydłużenie terminu na składanie sprawozdań rocznych z realizacji NCR, doprecyzowanie przepisów dotyczących kar dla podmiotów wspólnie realizujących NCR.

W obowiązującym stanie prawnym NCR to minimalna wartość ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia paliw ciekłych, biopaliw ciekłych, gazu skroplonego (LPG), sprężonego gazu ziemnego (CNG), skroplonego gazu ziemnego (LNG) lub oleju do silników statków żeglugi śródlądowej stosowanych w transporcie oraz energii elektrycznej stosowanej w pojazdach samochodowych, w przeliczeniu na jednostkę energii. Przepisy ustawy dodają do powyższej definicji minimalną wartość ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia wodoru stosowanego w transporcie w przeliczeniu na jednostkę energii.

Nowelizacja wprowadza zmianę dotychczasowego sposobu określania wskaźnika emisji gazów cieplarnianych dla energii elektrycznej. Obecnie ma on wartość stałą. Nowela zakłada dodanie do zmienianej ustawy przepisu zobowiązującego ministra właściwego do spraw klimatu do określenia do 31 grudnia każdego roku wskaźnika emisji gazów cieplarnianych dla energii elektrycznej na następny rok kalendarzowy, uwzględniając dane zgromadzone przez Krajowy ośrodek bilansowania i zarządzania emisjami w Krajowej bazie o emisjach gazów cieplarnianych i innych substancji, jak również inne dostępne dane naukowe.

Istotną zmianą w omawianym zakresie jest także wprowadzenie możliwości realizacji NCR przy wykorzystaniu instrumentu w postaci opłaty zastępczej.

Wodór

Jednym z kluczowych elementów ustawy jest rozszerzenie dotychczasowej definicji paliwa o wodór, co w konsekwencji spowoduje, iż wszelkie zawarte w ustawie przepisy odnoszące się do paliw będą obejmować swym zakresem również wodór.

W nowelizacji zdefiniowano także pojęcie wodoru. Zgodnie z definicją wodór należy rozumieć jako wodór przeznaczony do napędu pojazdu wykorzystującego energię elektryczną wytworzoną z wodoru w zainstalowanych w nim ogniwach paliwowych.

Ustawodawca określił również obowiązki przedsiębiorcy wytwarzającego to paliwo, zobowiązując go m.in. do badania jakości wodoru w trakcie procesu jego wytwarzania, w sposób przepływowy (tj. bez potrzeby pobierania próbki wodoru i zatrzymywania procesu jego produkcji), co najmniej raz dziennie oraz dodatkowo co najmniej raz w miesiącu w akredytowanym laboratorium, przy czym laboratorium akredytowane nie musi spełniać wymogu niezależności od przedsiębiorcy.

Kolejny obowiązek przedsiębiorcy wytwarzającego wodór stanowić będzie posiadanie dokumentacji z obu ww. badań, na podstawie której przedsiębiorca wytwarzający wodór będzie zobowiązany do wystawienia certyfikatu jakości paliwa.

Nowelizacje przekazano Prezydentowi i Marszałkowi Senatu. Z wyjątkiem przepisów w niej wskazanych ustawa wchodzi w życie po upływie 14 dni od dnia jej ogłoszenia.

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

Fit for 55, czyli propozycje wdrożenia nowych celów redukcyjnych UE

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

Fit for 55

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

Wśród przyjętych założeń przewidziano, m.in.:

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

Infrastruktura paliw alternatywnych

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

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

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

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

System ETS

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

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

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

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

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

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

Wodór

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

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

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

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

Nowelizacja Prawa Energetycznego – część III: cofnięcie koncesji, zakaz zawierania umów sprzedaży paliw gazowych i energii elektrycznej poza lokalem przedsiębiorstwa, zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji oraz zamknięte systemy dystrybucyjne

Aktualności, Energetyka, , , , , , , Możliwość komentowania Nowelizacja Prawa Energetycznego – część III: cofnięcie koncesji, zakaz zawierania umów sprzedaży paliw gazowych i energii elektrycznej poza lokalem przedsiębiorstwa, zatwierdzanie instrukcji ruchu i eksploatacji oraz zamknięte systemy dystrybucyjne została wyłączona

W ostatnim odcinku dotyczącym nowelizacji Prawa Energetycznego [zmian w Prawie Energetycznym dotyczyły artykuły: Nowelizacja Prawa Energetycznego – część I oraz Nowelizacja Prawa Energetycznego – część II], pragniemy opisać zmiany mające wzmocnić pozycję konsumenta na rynku energetycznym w Polsce i podwyższyć poziom ochrony konkurencji. Przepisy te mają na celu zwalczanie powszechnych obecnie praktyk naruszających interesy konsumentów i aktywizację  odbiorcy końcowego na rynku energii.

Nowy akt prawny został ogłoszony 18 czerwca 2021 r. w Dzienniku Ustaw. Zmiany obecnie oczekują na wejście w życie, które, poza przewidzianymi w ustawie wyjątkami, nastąpi już 3 lipca tego roku.  

COFNIĘCIE KONCESJI

W zakresie ochrony konkurencji i konsumentów, ustawodawca zdecydował się przede wszystkim na rozszerzenie katalogu przypadków, w których Prezes Urzędu Regulacji Energetyki (Prezes URE) może cofnąć koncesję wydaną przedsiębiorcy energetycznemu. Jedną z przesłanek cofnięcia koncesji ma być wydanie przez Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów (Prezesa UOKiK) prawomocnej decyzji o uznaniu praktyki przedsiębiorstwa energetycznego za naruszającą zbiorowe interesy konsumentów w rozumieniu ustawy z dnia 16 lutego 2007 r. o ochronie konkurencji i konsumentów. Dotychczas najsurowszą sankcją za naruszanie zbiorowych interesów konsumentów przez przedsiębiorstwa energetyczne było nałożenie przez Prezesa UOKiK kary pieniężnej w wysokości 10% obrotu osiągniętego  przez przedsiębiorstwo w roku obrotowym poprzedzającym rok nałożenia kary. Rozwiązanie to nie było jak na razie sposobem na pełne zabezpieczenie interesów konsumenta, ponieważ przedsiębiorca po zaskarżeniu decyzji do sądu mógł nadal dopuszczać się naruszeń. Jako że Prezes UOKiK nakładał na przedsiębiorstwa energetyczne kary pieniężne w sprawach o naruszanie zbiorowych interesów konsumentów, dodanie nowej przesłanki cofnięcia koncesji dla przedsiębiorców energetycznych może mieć bardzo duży wpływ na ochronę konkurencji w tym zakresie. To znaczne rozszerzenie kompetencji Prezesa URE nie nakłada jednak na niego obowiązku cofnięcia koncesji w tych okolicznościach – zgodnie z art. 41 ust. 4 Prawa Energetycznego cofnięcie koncesji jest wtedy fakultatywne.

Warto zaznaczyć, że obowiązek przedsiębiorstw energetycznych prowadzących działalność gospodarczą w zakresie obrotu gazem i energią elektryczną przestrzegania chronionych prawem interesów odbiorców wynika z wprowadzonego przez Prezesa URE warunku koncesyjnego. Obejmuje on w szczególności udzielanie pełnych, rzetelnych i wyczerpujących informacji konsumentowi, a zamieszczany jest we wszystkich nowo udzielanych koncesjach dotyczących obrotu paliwami gazowymi i energią elektryczną.

ZAKAZ ZAWIERANIA UMÓW SPRZEDAŻY PALIW GAZOWYCH I ENERGII ELEKTRYCZNEJ POZA LOKALEM PRZEDSIĘBIORSTWA

Kolejną zmianą Prawa Energetycznego, mającą na celu wyeliminowanie lub zmniejszenie występowania nieuczciwych praktyk na rynku energetycznym, jest regulacja adresowana do sprzedawców paliw gazowych i energii elektrycznej. Nowy przepis stanowi reakcję na liczne nieprawidłowości, a nawet przestępstwa, których dopuszczają się sprzedawcy. W związku z tym zaproponowano zakaz zawierania umowy sprzedaży paliw gazowych i energii elektrycznej lub umowy kompleksowej dotyczącej dostarczania tych paliw czy energii z odbiorcą końcowym w gospodarstwie domowym poza lokalem przedsiębiorstwa, czyli sprzedaży przez kanał „door to door”. Zmiana ta była wzorowana na rozwiązaniach innych Państw Unii Europejskiej, które w odpowiedzi na nieuczciwe praktyki rynkowe stosowane przez sprzedawców, również wyeliminowały lub znacznie ograniczyły sprzedaż „door to door”.

Nowa regulacja w zakresie pojęcia „umowy zawartej poza lokalem przedsiębiorstwa” odsyła do definicji ustawowej zawartej w ustawie z dnia 30 maja 2014 r. o prawach konsumenta. Oznacza to, że na gruncie Prawa Energetycznego taka umowa będzie rozumiana bardzo szeroko. Przepis odnosi się nie tylko do umów zawartych fizycznie poza lokalem przedsiębiorcy, ale też do umów zawartych w lokalu danego przedsiębiorcy lub za pomocą środków porozumiewania się na odległość bezpośrednio po tym, jak nawiązano indywidualny i osobisty kontakt z konsumentem w miejscu, które nie jest lokalem przedsiębiorstwa danego przedsiębiorcy oraz do umów zawartych podczas wycieczki zorganizowanej przez przedsiębiorcę, której celem lub skutkiem jest promocja oraz zawieranie umów z konsumentami. Konsekwencją zawarcia w ten sposób umowy będzie jej nieważność. Ustawodawca podkreśla jednak, że nadal możliwe będzie zawarcie takiej umowy na odległość (np. telefonicznie) czy w punkcie sprzedawcy umiejscowionym np. w galerii handlowej. Celem zmiany ma być nie tylko ochrona konsumentów, ale też mobilizacja do podejmowania przez nich aktywnych działań na rynku paliw gazowych i energii elektrycznej. Dodanie odpowiedniej podstawy prawnej pozwala Prezesowi URE na wyciąganie konsekwencji za nieuczciwe zachowania sprzedawców – dotychczas organ ten nie był w żaden sposób upoważniony do właściwej interwencji.

Co należy zaznaczyć, pierwotna wersja projektu nowelizacji Prawa Energetycznego zakładała przekazanie Prezesowi URE jeszcze szerszych kompetencji – zakaz miał dotyczyć również zmiany umowy z odbiorcą końcowym w gospodarstwie domowym poza lokalem przedsiębiorstwa. Z tego rozwiązania zrezygnowano, jednak tylko ze względów finansowych.

Oprócz wprowadzenia zakazu sprzedaży „door to door”, w ramach nowelizacji podjęto również inne środki mające na celu przeciwdziałanie nieuczciwym praktykom sprzedawców paliw gazowych i energii elektrycznej. Dotychczasowy obowiązek zapewnienia publicznego dostępu do zbioru praw konsumenta został skonkretyzowany – teraz sprzedawca jest zobowiązany do zamieszczenia zbioru praw konsumenta na swojej stronie internetowej wraz z informacją o aktualnym stanie prawnym. Poza tym według nowych przepisów sprzedawca ma aktualizować zbiór w oparciu o aktualny stan prawny.

ZATWIERDZANIE PRZEZ PREZESA URE INSTRUKCJI RUCHU I EKSPLOATACJI

Następna związana z ochroną konkurencji na rynku energii zmiana Prawa Energetycznego ma służyć przede wszystkim przełamaniu monopolu grup energetycznych na sprzedaż energii elektrycznej odbiorcom końcowym. Regulacja ta stanowi odpowiedź na legislację unijną, która kładzie coraz większy nacisk na prawo odbiorcy do wyboru sprzedawcy z poszanowaniem zasady ochrony interesów odbiorców końcowych oraz równoprawnego traktowania stron umowy. Do rozwoju konkurencji na rynku mają się przyczynić nowe przepisy dotyczące instrukcji ruchu i eksploatacji sieci lub instalacji. Jak na razie Prezes URE był upoważniony do zatwierdzania instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przemysłowej i sieci dystrybucyjnej. Z wejściem w życie nowelizacji Prawa Energetycznego zatwierdzane będą też nowo wprowadzone instrukcje – ruchu i eksploatacji instalacji magazynowej oraz instalacji skroplonego gazu. W nowych przepisach określa się kryteria zatwierdzenia instrukcji ruchu i eksploatacji przez Prezesa URE. Wynika z nich, że instrukcje muszą:

  • Spełniać wymagania określone w ustawie,
  • Równoważyć interesy użytkowników systemu,
  • Nie stanowić zagrożenia dla rozwoju konkurencji na rynku energii elektrycznej lub gazu ziemnego.

W ten sposób regulator będzie wyposażony w kompetencje zapobiegające hamowaniu rozwoju konkurencji na rynku energii. Jeśli instrukcje nie będą spełniały wymienionych wyżej wymagań, Prezes URE może wezwać operatora systemu przesyłowego, operatora systemu dystrybucyjnego, operatora systemu magazynowania lub operatora systemu skraplania gazu ziemnego do zmiany sporządzonej przez nich instrukcji w wyznaczonym terminie. W przypadku zaniechania zmiany instrukcji przez operatora, Prezes URE będzie mógł sam zmienić instrukcję w drodze decyzji, w zakresie określonym w wezwaniu.

ZAMKNIĘTE SYSTEMY DYSTRYBUCYJNE

Wprowadzenie do polskiego prawa energetycznego nowej instytucji – zamkniętych systemów dystrybucyjnych (ZSD) – ma służyć operatorom systemów dystrybucyjnych (OSD) i przedsiębiorstwom, których głównym przedmiotem działalności nie jest działalność energetyczna, a które są zmuszone uzyskać statut OSD. Skala ich działalności energetycznej jest mała, niewspółmierna do obowiązków administracyjnych nakładanych na OSD. Ustawodawca uznał, że Prawo Energetyczne wadliwie nie rozróżniało spółek zajmujących się dystrybucją energii elektrycznej ze względu zakres ich działalności. W uzasadnieniu nowelizacji przedstawia się dwa najbardziej reprezentatywne przykłady ZSD. Jednym z nich jest duży zakład przemysłowy, który ze względu na przeszłe uwarunkowania dostarczał energię elektryczną swoim oddziałom czy działom produkcyjnym i jednocześnie wszystkim innym podmiotom lub jednostkom zlokalizowanym na terenie przedsiębiorstwa. Zakłady te ulegały z czasem licznym przekształceniom na różnych poziomach, jednak konfiguracja i funkcjonowanie układu elektroenergetycznego nie zmieniło się. Kolejny przedstawiony w uzasadnieniu model ZSD obejmuje m.in. specjalne sfery ekonomiczne, kompleksy i centra handlowe (wielkopowierzchniowe), centra biurowe czy wydzielone osiedla mieszkaniowe. Podmioty prowadzące takie ośrodki, dostarczając energię elektryczną odbiorcom końcowym, również są obowiązane uzyskać status przedsiębiorstw energetycznych.

Ze statusem OSD łączy się wiele obowiązków, takich jak np. uzyskanie koncesji, zatwierdzanie taryfy czy przedkładanie różnego rodzaju sprawozdań. Te obciążenia mają na celu głównie zapewnienie ochrony użytkownikom sieci dystrybucyjnej, zachowanie jej w należytym stanie technicznym oraz jej rozbudowę. Podczas gdy u wymienionych wyżej podmiotów odbiorcy końcowi nie są zazwyczaj gospodarstwami domowymi, tak szeroka ochrona nie jest uzasadniona. Należy też wziąć uwagę to, że na realizację obowiązków OSD należy przeznaczyć znaczne środki finansowe, zasoby administracyjne i ludzkie. Dotychczasowe rozwiązanie nie było też korzystne finansowo dla państwa, ponieważ ilość spraw administracyjnych prowadzonych przez Prezesa URE w związku z OSD była nieproporcjonalna do przyznawanego na ten cel budżetu.

Jako rozwiązanie tych trudności ustawodawca postanowił wprowadzić zamknięte systemy dystrybucyjne. Zgodnie z nowymi przepisami, o ustanowienie ZSD może się ubiegać OSD, którego system dystrybucyjny jest umiejscowiony na ograniczonym geograficznie obszarze zakładu przemysłowego, obiektu handlowego lub miejsca świadczenia usług wspólnych, do którego sieci przyłączonych jest nie więcej niż 100 odbiorców paliw gazowych lub energii elektrycznej w gospodarstwach domowych. Aby stać się ZSD, system musi też spełnić warunki określne w przepisach. Ustawodawca wykluczył możliwość przyznania statusu ZSD spółdzielniom mieszkaniowym i deweloperom. Prezes URE wydaje decyzję przyznającą statut ZSD tylko na wniosek, po sprawdzeniu, czy obiekt spełnia przesłanki wskazane w przepisach. Co istotne, do złożenia wniosku w trybie nowych przepisów, uprawniony jest tylko OSD. Przed ubieganiem się o statut ZSD, podmiot musi zatem w pierwszej kolejności:

  • Uzyskać koncesję na dystrybucję energii elektrycznej,
  • Złożyć wniosek o przyznanie statusu OSD,
  • Przedłożyć Prezesowi URE pierwszą taryfę do zatwierdzenia.

Operator, po uzyskaniu pozytywnej decyzji Prezesa URE, jest ex lege zwolniony z obowiązku przedkładania do zatwierdzania taryf i sporządzania planu rozwoju operatora systemu. Jednak zwolnienie z obowiązku przedkładania taryf ma charakter ograniczony – obowiązuje warunkowo, przy spełnieniu dodatkowych wymogów określonych w nowych przepisach. Operator ZSD będzie nadal musiał prowadzić politykę księgowo-finansową zgodnie z art. 44 Prawa Energetycznego.

Omawiana zmiana ma być korzystna nie tylko dla OSD, ale i dla odbiorców końcowych. Dotychczas część podmiotów w celu uniknięcia uzyskania statutu OSD udostępniała odbiorcom media na zasadzie refaktury i obciążała ich kosztami dostarczania mediów. Z tego względu pododbiorcy nie mogą realizować swoich podstawowych praw konsumenta, w szczególności prawa do zmiany sprzedawcy energii elektrycznej. Oprócz tego odbiorcy ponoszą znacznie wyższe koszty niż te, które będą ich obciążać przy funkcjonowaniu w ramach danego obiektu ZSD. Z tego względu wprowadzenie nowej instytucji ma przyczynić się do rozwoju konkurencji na rynku energii elektrycznej.

Autorka: Julia Fischer, Kancelaria Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Nowelizacja Prawa Energetycznego – część II: instrukcja ruchu i eksploatacji instalacji magazynowej oraz rozwój magazynów energii elektrycznej w krajowym systemie energetycznym

Aktualności, Energetyka, energia elektryczna, Orzecznictwo, , , , , Możliwość komentowania Nowelizacja Prawa Energetycznego – część II: instrukcja ruchu i eksploatacji instalacji magazynowej oraz rozwój magazynów energii elektrycznej w krajowym systemie energetycznym została wyłączona

W dzisiejszym artykule chcielibyśmy przybliżyć kolejną część najważniejszych zmian przewidzianych w ustawie z dnia 20  maja  2021 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw podpisanej przez Prezydenta RP w dniu 1 czerwca 2021 r.

Ustawa nie została jeszcze opublikowana w Dzienniku Ustaw. W tym kontekście warto jednak wskazać, że zasadnicza część jej przepisów ma wejść w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia. Jednakże w przepisie końcowym przewidziano szereg wyjątków w tym zakresie. Przepisy w zakresie inteligentnego opomiarowania ze względu na konieczność dostosowania systemów teleinformatycznych, przygotowania rynku do nowych realiów oraz stworzenie w pełni funkcjonalnego centralnego repozytorium danych pomiarowych wejdą w życie w okresie późniejszym niż pozostała część ustawy. I tak np. przepisy odnoszące się do rozporządzenia w zakresie infrastruktury sieci domowej wejdą w życie po 12 miesiącach od dnia ogłoszenia.

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI INSTALACJI MAGAZYNOWEJ

Ustawa nakłada na operatora systemu magazynowania (OSM) obowiązek sporządzenia instrukcji ruchu i eksploatacji instalacji magazynowej. Tak jak dotychczas operator systemu przesyłowego i operator systemu dystrybucyjnego, OSM będzie zobowiązany do opracowania instrukcji, informowania użytkowników systemu o publicznym dostępie do projektu instrukcji lub jej zmian i o możliwości zgłaszania uwag oraz przedłożenia dokumentu do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki do zatwierdzenia. Warto też zaznaczyć, że do kręgu podmiotów zobowiązanych do sporządzenia instrukcji określonych w art. 9g ust. 1 Prawa Energetycznego, dołączono również operatora skraplania gazu ziemnego, który będzie miał obowiązek sporządzenia instrukcji ruchu i eksploatacji skroplonego gazu ziemnego.

W nowych przepisach przedstawiono otwarty katalog zagadnień, których powinny dotyczyć postanowienia instrukcji ruchu eksploatacji instalacji magazynowej. Mają to być m.in.: procedura zawierania umów o świadczenie usług magazynowania, procedura udostępniania i przydzielania zdolności magazynowych czy procedura postępowania w przypadku awarii.

Zmiana ma przede wszystkim na celu zwiększenie nadzoru nad warunkami świadczenia usług magazynowych oraz przejrzystości zasad funkcjonowania OSM.

ROZWÓJ MAGAZYNÓW ENERGII ELEKTRYCZNEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE ENERGETYCZNYM

Jedną z podstawowych zmian w zakresie magazynowania energii elektrycznej jest modyfikacja występujących dotychczas w Prawie energetycznym definicji „magazynowania energii” oraz „magazynu energii”. Uznano, że obowiązująca obecnie definicja „magazynowania energii” jako „usługi” jest błędna, ponieważ nie obejmuje magazynowania energii elektrycznej we własnej instalacji. Pojęcie „magazynowania energii elektrycznej” rozszerzono o proces przetwarzania energii elektrycznej pobranej z sieci lub wytworzonej przez jednostkę wytwórczą przed jej przechowaniem oraz proces ponownego jej przetworzenia na energię elektryczną. Poza tym, jako że obecnie funkcjonują w systemie prawnym dwie rożne definicje „magazynu energii” –  jedna w Prawie Energetycznym, a druga w ustawie z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii – dla wyeliminowania trudności interpretacyjnych wprowadzono jednolitą definicję tego pojęcia.

Kolejna zmiana dotyczy definicji „odbiorcy końcowego”. Odbiorca końcowy dokonuje zakupu paliwa i energii na własny użytek, przy czym nowelizacja wyłącza z kategorii własnego użytku zakupywanie energii w celu jej magazynowania w ten sam sposób, jak obecnie wyłączona jest energia zakupiona w celu jej zużycia na potrzebę wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej. Takie rozwiązanie ma zapobiec nadmiernemu obciążaniu odbiorcy końcowego, który i tak poniesie koszty związane ze zużyciem energii wprowadzonej do sieci z magazynu energii elektrycznej. Zmiana definicji „odbiorcy końcowego” ma zatem duże konsekwencje w zakresie odciążania odbiorcy końcowego. Przykładowo, z tego względu w przypadku magazynowania energii elektrycznej nie będzie stosowana opłata przejściowa. Odbiorca końcowy nie będzie też zobowiązany do przedstawiania do umorzenia świadectw pochodzenia w odniesieniu do energii elektrycznej pobranej i zużytej przez magazyn energii elektrycznej na potrzeby magazynowania oraz na potrzeby własne magazynu. Magazynowanie energii elektrycznej  ma być również zwolnione z opłaty OZE – będzie ona poniesiona przez odbiorcę końcowego dopiero po zużyciu energii elektrycznej na własne potrzeby.

Kolejnym ułatwieniem dla odbiorcy końcowego jest przyjęcie w rozliczeniach za usługę przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej reguły salda. Podstawą do rozliczeń stawki sieciowej będzie strata w procesie magazynowania energii elektrycznej, czyli różnica między ilością energii elektrycznej pobranej przez magazyn i energii ponownie wprowadzonej do sieci z tego magazynu. Dzięki takiemu rozwiązaniu można uniknąć podwójnego obciążania odbiorcy, który i tak będzie zobowiązany do zapłaty opłaty sieciowej za zużytą energię elektryczną, wprowadzaną z magazynu do sieci. Dodatkowo nowe przepisy mają zachęcać do stosowania jak najefektywniejszych energetycznie rozwiązań, które będą po prostu bardziej opłacalne. Analogiczne regulacje proponuje się dla składnika stałego opłaty sieciowej, obliczanego na jednostkę mocy umownej czy dla opłaty jakościowej.

Niezwykle istotną zmianą jest również uznanie magazynowania energii elektrycznej za działalność koncesjonowaną. Obowiązkiem koncesyjnym będą objęte podmioty, które prowadzą działalność gospodarczą w zakresie magazynowania energii elektrycznej i wykorzystują magazyny o łącznej mocy zainstalowanej większej niż 10 MW. Podmiot, który wykonywał taką działalność dotychczas, będzie miał 6 miesięcy od wejścia w życie ustawy na złożenie wniosku o udzielenie koncesji do Prezesa URE. Z kolei pozostałe podmioty, które również prowadzą tego rodzaju działalność gospodarczą, a wykorzystują magazyny energii elektrycznej o łącznej mocy zainstalowanej większej niż 50 kW, są zobowiązane złożyć wniosek o wpis do rejestru magazynów energii elektrycznej do 30 czerwca 2021 r. W ten sposób magazynowanie energii elektrycznej będzie monitorowane w skali całego kraju. Natomiast w kontekście nałożenia na podmioty magazynujące energię elektryczną obowiązku sporządzania taryf, uznano, że byłoby to nieuzasadnione. W takim razie stosunki w zakresie ustalania cen będą kierowane zasadami wolnego rynku oraz zasadą swobody zawierania umów.

Dla uzupełnienia regulacji dotyczących magazynowania energii elektrycznej, w nowelizacji wprowadzono przepisy regulujące warunki przyłączenia magazynu energii elektrycznej do sieci lub do urządzeń wytwórczych i instalacji odbiorcy końcowego obejmujących magazyn energii elektrycznej. W tym zakresie szczególnie istotne są przepisy dotyczące obniżenia opłaty za przyłączenie do sieci magazynów energii elektrycznej. Jej wysokość ma stanowić połowę rzeczywiście poniesionych kosztów na realizację przyłączenia. Ma to być jak na razie jedyna szczególna zachęta regulacyjna do magazynowania energii elektrycznej. Umowa o przyłączenie do sieci magazynu energii elektrycznej będzie musiała spełniać ogólne wymagania przyłączenia do sieci określone w art. 7 ust. 2 Prawa Energetycznego. Oprócz tego dokument ma też zawierać postanowienia określające parametry magazynu energii elektrycznej, takie jak łączna moc zainstalowana elektryczna magazynu energii elektrycznej wyrażona w kW, pojemność nominalna wyrażona w kWh i sprawność magazynu energii elektrycznej.

Oprócz tego ustawa wprowadza zasady współpracy magazynów energii elektrycznej z siecią elektroenergetyczną oraz z jednostkami wytwórczymi, w tym ze źródłami OZE. Przy tym warto wspomnieć, że energia elektryczna będzie mogła być pobierana z sieci przez magazyn stanowiący część instalacji odnawialnego źródła (w tym hybrydowego). Dzięki temu magazyn będzie mógł pełnić swoje funkcje niezależnie od warunków pogodowych. Ustawa rozszerza także otwarty katalog elementów planu rozwoju w zakresie zaspokojenia przyszłego i obecnego zapotrzebowania na paliwa gazowe lub energię o przedsięwzięcia w zakresie wykorzystywania magazynów energii elektrycznej. Przedsięwzięcia te muszą być obligatoryjnie uwzględnione, jeśli spełnione zostaną określone w przepisie techniczne i ekonomiczne warunki. Rozwiązanie to może być korzystne w sytuacji nagłego zwiększenia popytu na energię elektryczną przez użytkowników końcowych lub w związku z potrzebami przyłączeniowymi nowych użytkowników sieci.

Autorzy: Julia Fischer, Marcel Krzanowski, Adam Wawrzynowicz, Kancelaria Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Projekt liberalizujący ustawę o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych

Aktualności, Energetyka, Orzecznictwo, OZE, , , , Możliwość komentowania Projekt liberalizujący ustawę o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych została wyłączona

20 kwietnia 2021 r. w wykazie prac legislacyjnych i programowych Rady Ministrów pojawił się projekt ustawy o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw (UD207). Jego głównym celem jest ułatwienie realizacji inwestycji w zakresie lądowych elektrowni wiatrowych w gminach, które wyrażają wolę lokowania takiej infrastruktury, przy zachowaniu maksymalnego bezpieczeństwa eksploatacji oraz zapewnienia pełnej informacji o planowanej inwestycji dla mieszkańców okolicznych terenów.

Głównym założeniem projektu jest utrzymanie podstawowej zasady, stanowiącej, że nowa elektrownia wiatrowa może być lokowana wyłącznie na podstawie Miejscowego Planu Zagospodarowania Przestrzennego (MPZP). Obowiązek sporządzenia MPZP lub jego zmiany na potrzeby przedmiotowej inwestycji będzie jednak dotyczył obszaru prognozowanego oddziaływania elektrowni wiatrowej, a nie jak dotąd całego obszaru wyznaczonego zgodnie z tzw. „zasadą 10H” tj. dla obszaru w promieniu wyznaczonym przez dziesięciokrotność całkowitej wysokości projektowanej elektrowni wiatrowej (pierwsza zasada odległościowa).

Dalej, utrzymana ma zostać podstawowa minimalna odległość elektrowni wiatrowej od budynku mieszkalnego lub budynku o funkcji mieszanej, w skład której wchodzi funkcja mieszkaniowa – odległość nie może być mniejsza niż wyznaczona zgodnie z „zasadą 10H” (druga zasada odległościowa). Biorąc jednak pod uwagę ograniczenia pierwszej zasady odległościowej, bardziej efektywnym podejściem w tym zakresie jest uelastycznienie także drugiej zasady odległościowej i przyznanie poszczególnym gminom większego władztwa w zakresie wyznaczania lokalizacji elektrowni wiatrowych w ramach procedury zmiany MPZP w związku z nową elektrownią wiatrową. MPZP będzie mógł określać inną odległość elektrowni wiatrowej od budynku mieszkalnego, mając na uwadze zasięg oddziaływań elektrowni wiatrowej z uwzględnieniem określonej w projekcie nowelizacji bezwzględnej minimalnej odległości bezpieczeństwa. Podstawą dla określania wymaganej minimalnej odległości od zabudowań mieszkalnych mają być wyniki przeprowadzonej prognozy oddziaływania na środowisko (w ramach której analizuje się m.in. wpływ emisji hałasu na otoczenie i zdrowie mieszkańców) wykonywanej w ramach dedykowanego elektrowni wiatrowej MPZP lub jego zmiany. W MPZP sporządzanym dla terenu wokół przyszłej elektrowni wiatrowej przyjmowane odległości powinny uwzględniać faktyczne wymagania wynikające z ww. prognozy. Identyczna, minimalna bezwzględna odległość bezpieczeństwa będzie dotyczyć lokowania nowych budynków mieszkalnych w odniesieniu do istniejącej elektrowni wiatrowej. Odległość nowego budynku mieszkalnego od elektrowni wiatrowej nie może być analogicznie mniejsza niż minimalna odległość wskazana w ustawie.

Finalna odległość od zabudowań mieszkalnych będzie weryfikowana i określana w ramach procedury wydawania przez Regionalnego Dyrektora Ochrony Środowiska (RDOŚ) w decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla danej inwestycji na podstawie szczegółowego raportu oddziaływania na środowisko przy zachowaniu nowej minimalnej bezpiecznej bezwzględnej odległości od zabudowań mieszkalnych. Zgodnie z projektem nowelizacji, będzie możliwość wydania dodatkowych szczegółowych przepisów dotyczących wytycznych dla RDOŚ oraz gmin dotyczących badania i określania oddziaływań elektrowni wiatrowych i ich maksymalnych poziomów.

Możliwość ww. uelastycznienia przez gminy minimalnej odległości będzie jednak powiązana z dodatkowymi prawami w zakresie konsultacji mieszkańców gmin (podczas dyskusji publicznych). W tym celu w przepisach dotyczących lokowania elektrowni wiatrowych wprowadza się obowiązek dla gminy zorganizowania dodatkowych dyskusji publicznych z udziałem zainteresowanych mieszkańców nad MPZP, w którym przewiduje się granice terenów pod budowę elektrowni wiatrowych oraz rozwiązania dotyczące lokalizacji planowanej elektrowni wiatrowej. Dodatkowe dyskusje publiczne będą także dotyczyć opracowanych projektów zmian w takim MPZP. Dodatkowo wydłużone zostaną terminy i doprecyzowane zasady dotyczące wyłożenia do publicznego wglądu i przyjmowania uwag do projektu MPZP i prognozy oddziaływania na środowisko.

Projekt ustawy przewiduje wprowadzenie dodatkowych obowiązków dotyczących czynności technicznych niezbędnych dla zapewnienia bezpieczeństwa eksploatacji kluczowych elementów technicznych elektrowni wiatrowych, które będą realizowane przez Urząd Dozoru Technicznego. Dlatego też w celu zapewnienia bezpiecznego funkcjonowania elektrowni wiatrowych przewiduje się wprowadzenie okresowej, cyklicznej certyfikacji firm dokonujących serwisu elementów technicznych elektrowni wiatrowych (biorąc pod uwagę m.in. posiadany personel, jego kompetencje i uprawnienia). Wprowadzenie certyfikacji ma za zadanie zniwelowanie ryzyka powstania wypadków spowodowanych niewłaściwą eksploatacją elementów technicznych elektrowni wiatrowej. Prowadzony będzie dedykowany rejestr podmiotów mogących świadczyć tego typu usługi. Weryfikowane ponadto będzie, czy eksploatujący elektrownię wiatrową korzysta z usług certyfikowanego serwisu.

Proponowane zmiany w ustawie mają znacznie poprawić sytuację w zakresie inwestowania w Polsce w lądowe elektrownie wiatrowe oraz rozwiążą problemy mieszkańców gmin w zakresie budownictwa mieszkaniowego w sąsiedztwie tych elektrowni, przy zagwarantowaniu odpowiednich możliwości udziału społeczności lokalnej w decydowaniu o warunkach ulokowania inwestycji na terenie danej gminy oraz zapewnieniu odpowiedniego poziomu bezpiecznej eksploatacji elektrowni. Wejście w życie nowelizacji ma pozwolić na wykorzystanie potencjału krajowej lądowej energetyki wiatrowej i doprowadzenie do zwiększenia produkcji energii ze źródeł odnawialnych, zgodnie z celami wyznaczanymi m.in. przez Politykę Energetyczną Państwa do 2040 r.

Autor: Marcel Krzanowski

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Trwają konsultacje publiczne nad projektem nowelizacji Ustawy o OZE

Aktualności, Energetyka, OZE, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Trwają konsultacje publiczne nad projektem nowelizacji Ustawy o OZE została wyłączona

Zmiany przedstawione w projekcie Ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw mają na celu, w pierwszej kolejności ograniczenie obowiązków koncesyjnych dla przedsiębiorców wykonujących działalność gospodarczą w zakresie małych instalacji.

Zgodnie z projektem ograniczenie miałoby nastąpić poprzez podniesienie progu łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej lub mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu dla małej instalacji odnawialnego źródła energii.  Zgodnie z postulowaną zmianą mała instalacja miałaby oznaczać  instalację odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 50 kW i nie większej niż 1 MW, przyłączoną do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV albo o mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu większej niż 150 kW i mniejszej niż 3 MW, w której łączna moc zainstalowana elektryczna jest większa niż 50 kW i nie większa niż 1 MW, podczas gdy obecnie górny próg łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej wynosi 500 kW, a mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu – 900 kW, w której moc zainstalowana elektryczna jest mniejsza niż 500kW.

Projekt nowelizacji obejmuje także zmiany potwierdzające dotychczasową praktykę dotyczącą sposobu określania łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej instalacji OZE, co jest związane z możliwą zmianą kwalifikacji obowiązku – z koncesyjnego na rejestrowy – dla wytwórców energii z OZE.

W związku z powyższym wprowadzone zostałoby ograniczenie obowiązków dla podmiotów chcących wytwarzać energię w małych instalacjach, co skutkowałoby również automatycznym przeniesieniem przedsiębiorców posiadających koncesję, których instalacje spełniają warunki określone dla małej instalacji, do rejestru wytwórców energii w małej instalacji.

Propozycja zmian dotyczy także przedłużenia do dnia 30 czerwca 2045 roku maksymalnego okresu:

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

Jak wynika z projektu nowelizacji, przedłużenie możliwości udzielenia pomocy publicznej  w ramach mechanizmów określonych powyżej w pkt 3 i 4 liczy się nie maksymalnym terminem realizacji zawartego w nim obowiązku, a maksymalnym terminem udzielenia pomocy publicznej, który zgodnie z projektowaną zmianą przedłużono do 30 czerwca 2026 r. (z 30 czerwca 2021 r.), czyli o 5 lat. Warunkiem możliwości zastosowania ww. przepisów jest uzyskanie pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w tych przepisach z rynkiem wewnętrznym albo uznania przez Komisję Europejską, że zmiany w tych przepisach nie stanowią nowej pomocy publicznej. W związku z powyższym projekt przewiduje w przepisach przejściowych tzw. klauzulę typu standstill, tj. regulację zawieszającą stosowanie ww. zmienianych przepisów.

W projekcie Ustawy zaproponowano długoterminowy harmonogram udzielania wsparcia wytwórcom OZE obejmujący cztery kolejne lata. Osiągnięcie powyższego celu miałoby nastąpić dzięki wprowadzeniu delegacji ustawowej do wydania rozporządzenia określającego, nie mogące ulec zmniejszeniu ilości i wartości energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, które będą mogły zostać sprzedane w drodze aukcji w latach kalendarzowych 2022–2026. Zgodnie z oceną skutków regulacji przedmiotowego projektu harmonogram stworzyłby przewidywalne ramy rozwoju sektora OZE w następnych latach i ma na celu zapewnienie stabilnej perspektywy inwestycyjnej.

W zakresie zmian w Ustawie Prawo energetyczne projekt przewiduje przede wszystkim wyłączenie obowiązku koncesyjnego dla biogazowni rolniczych, w tym pracujących w kogeneracji.

Nowelizacja miałaby obejmować również zmiany dotyczące przepisów Ustawy o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym, przewidujących ustalanie w studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gmin zagospodarowania obszarów, na których rozmieszczane będą urządzenia wytwarzające energię z odnawialnych źródeł energii o mocy przekraczającej 100 kW oraz ich strefy ochronne. Zdaniem autorów projektu powyższa regulacja poprzez uniemożliwianie rozmieszczenia powyższych urządzeń bez odpowiedniego uwzględnienia w studium danej gminy, a co za tym idzie w miejscowych planach zagospodarowania przestrzennego, wykazuje ograniczający wpływ na rozwój inwestycji w OZE. Projekt zawiera propozycje podniesienia przedmiotowej granicy 100 kW do 500 kW dla wybranych instalacji wykorzystujących odnawialne źródła energii. Propozycja wyłącza ww. ograniczenie dla wolnostojących urządzeń fotowoltaicznych, o mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 1000 kW oraz urządzeń fotowoltaicznych innych niż wolnostojące (np. montowanych na dachach).

Zdaniem autorów projektu zaproponowane zmiany mogłyby dodatnio wpłynąć na gospodarkę, stanowiąc tym samym jeden z elementów walki z kryzysem gospodarczym, związanym z pandemią COVID-19.

autorzy: Tomasz Brzeziński, Daria Pajdowska, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Do Senatu przekazano projekt nowelizacji ustawy o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym.

Aktualności, Energetyka, , , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Do Senatu przekazano projekt nowelizacji ustawy o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym. została wyłączona

Projekt nowelizacji ustawy o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym został przekazany do Senatu 23 lipca 2019 r.

Zgodnie z treścią uzasadnienia do projektu, w związku ze wzrostem legalnego obrotu paliwami oraz stosunkowo niskimi notowaniami ropy naftowej i produktów naftowych pojawiają się problemy z uzyskaniem usługi magazynowej na rok 2019 i następne lata. Zgłaszają je nie tylko Agencja Rezerw Materiałowych, ale i spółki sektora naftowego. Projekt ma na celu wprowadzenie rozwiązań zapobiegającym sytuacji niedoboru pojemności magazynowych dla podmiotów prowadzących działalność na rynku naftowym, co miałoby nastąpić m.in. poprzez rozbudowę powierzchni magazynowych w ramach wdrażania odpowiednich, znowelizowanych przepisów.

Zgodnie z projektem, Prezes Agencji Rezerw Materiałowych wyposażony ma zostać w kompetencję  do czasowego lokowania zapasów agencyjnych w pojemnościach niespełniających wymagań w zakresie dostępności w przeciągu 90 dni. Jednocześnie  nałożono na niego obowiązek sporządzania i aktualizacji prognozy krajowego zapotrzebowania na pojemność magazynową dla zapasów interwencyjnych oraz obrotowych paliw i ropy naftowej, która ma zagwarantować skuteczną ocenę działania krajowego systemu zapasów i możliwości zapewnienia odpowiednich pojemności magazynowych. Nadto, w projektowanym art. 3 ust. 13 wydłużony ma zostać termin, do którego parametry techniczne magazynów powinny odpowiadać wymaganiom w zakresie dostępności fizycznej w okresie 90 dni – w przypadku bezzbiornikowego magazynowania ropy naftowej. W okresie od 1 stycznia 2024 r. do 31 grudnia 2028 r. ma obowiązywać wymóg dostępności w okresie 150 dni.
W przypadku paliw wymagania dostępności w okresie 90 dni mają obowiązywać od 1 stycznia 2024 r.

Jak podaje CIR – zmiany w ustawie są konieczne, aby Agencja Rezerw Materiałowych zobowiązana do utrzymywania części zapasów interwencyjnych (tzw. zapasów agencyjnych) oraz inni uczestnicy rynku paliwowego (utrzymujący tzw. zapasy obowiązkowe) mogli wypełnić swoje zobowiązania ustawowe związane z tworzeniem i utrzymywaniem zapasów ropy naftowej i paliw.

***

Znowelizowana ustawa ma wejść w życie z dniem następującym po dacie ogłoszenia w Dzienniku Ustaw.

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

Wydłużone terminy ważności białych certyfikatów

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

***

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

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