nowelizacja

Nowelizacja ustawy o efektywności energetycznej

Aktualności, Energetyka, , , , Możliwość komentowania Nowelizacja ustawy o efektywności energetycznej została wyłączona

30 września 2025 r. w Rządowym Centrum Legislacji opublikowano projekt ustawy o zmianie ustawy o efektywności energetycznej oraz niektórych innych ustaw (UC77). Dokument został skierowany do konsultacji publicznych i opiniowania. Jest to istotny krok w procesie transpozycji prawa unijnego, ponieważ projekt ma na celu wdrożenie do polskiego porządku prawnego postanowień dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/1791/UE z dnia 13 września 2021 r. w sprawie efektywności energetycznej oraz zmieniającej rozporządzenie (UE) 2023/955.

Cel i zakres zmian

Nowelizacja ma stworzyć podstawy prawne do osiągnięcia nowych krajowych celów w zakresie oszczędności energii finalnej na koniec 2030 r., a także do kontynuacji poprawy efektywności energetycznej po tej dacie. W uzasadnieniu projektu wskazano, że obecnie w polskim systemie prawnym brakuje rozwiązań systemowych wspierających efektywność energetyczną, a dotychczasowe mechanizmy są niewystarczające.

Stąd konieczne jest wprowadzenie szeregu zmian, obejmujących m.in. zasadę „efektywność energetyczna przede wszystkim”, potrzeba nowego celu redukcji zużycia energii finalnej w sektorze publicznym, podwyższenie ogólnego celu oszczędności energii finalnej z uwzględnieniem ubóstwa energetycznego oraz usprawnienie funkcjonowania systemu świadectw efektywności energetycznej.

Nowe obowiązki i systemowe rozwiązania

Projekt przewiduje wprowadzenie dodatkowych obowiązków dla przedsiębiorstw, w tym rozszerzenie zakresu audytów energetycznych i wymogi dotyczące wdrażania systemów zarządzania energią w firmach o dużym zużyciu energii. Zakłada się również stworzenie systemu kwalifikacji, akredytacji i certyfikacji zawodów związanych z efektywnością energetyczną, co ma zapewnić odpowiedni poziom kompetencji na rynku i usprawnić funkcjonowanie systemu białych certyfikatów.

Wzorcowa rola sektora publicznego

Szczególny nacisk położono na rolę sektora publicznego, który zgodnie z wymogami dyrektywy ma pełnić funkcję wzorcową w zakresie oszczędności energii. Instytucje publiczne będą zobowiązane do zmniejszenia zużycia energii finalnej o 1,9% rocznie w porównaniu z poziomem z 2021 r. W praktyce oznacza to konieczność wdrożenia mechanizmów monitorowania, raportowania i planowania działań w obszarze poprawy efektywności energetycznej w administracji publicznej.

Kontekst gospodarczy

Projekt ustawy jest odpowiedzią na sytuację, w której Polska należy do najbardziej energochłonnych gospodarek Unii Europejskiej. W 2022 r. wskaźnik energochłonności w Polsce wynosił 189,71 kgoe/1000 EUR, podczas gdy średnia unijna to 107,42 kgoe/1000 EUR. Taka dysproporcja negatywnie wpływa na konkurencyjność polskich przedsiębiorstw zarówno na rynku krajowym, jak i międzynarodowym.

Perspektywa wdrożenia

Termin implementacji dyrektywy do polskiego prawa został wyznaczony na 11 października 2025 r. Oznacza to, że przyjęcie ustawy jest niezbędne zarówno z punktu widzenia zapewnienia zgodności z prawem Unii Europejskiej, jak i budowy stabilnych ram krajowej polityki energetycznej.

Autorzy: Dominika Frydryczak, r. pr. Tomasz Brzeziński, Wawrzynowicz i Wspólnicy sp. k.

Efektywność energetyczna w działaniach JST

Aktualności, Atom, Budownictwo, Ciepłownictwo, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Gaz, Klimat, Orzecznictwo, OZE, Samorządy, Środowisko, , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Efektywność energetyczna w działaniach JST została wyłączona

Ustawa z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 1047) (Ustawa, UEE) stanowi podstawowy akt prawny określający, jakie działania należy podejmować, aby zwiększyć oszczędność wykorzystywanej energii. Powinności w tym zakresie dotyczą zarówno sektora prywatnego, jak i publicznego. O ich wyzwaniach w zakresie efektywności energetycznej budynków pisaliśmy w artykule „Zmiany w charakterystyce energetycznej budynków – decyzja Parlamentu Europejskiego zapadła”.

Dzisiaj chcielibyśmy się jednak skupić na jednym z ciekawszych aspektów racjonalnego wykorzystania energii, mianowicie na obowiązkach jednostek samorządu terytorialnego (JST). Te, jako „władza najbliższa obywatelom”, odgrywają szczególną rolę, jeżeli chodzi o przekazywanie poprawnych postaw co do wykorzystania energii. W tym artykule postaramy się przybliżyć, jaką rolę odgrywają JST w sektorze energetyki oraz jakie są ich konkretne zadania i uprawnienia w kontekście efektywności energetycznej.

Pojęcia efektywności energetycznej i jednostek sektora publicznego

W pierwszej kolejności należy jednak wytłumaczyć czym jest efektywność energetyczna oraz wskazać dlaczego JST są objęte zakresem Ustawy.

Zgodnie z art. 2 pkt 3 UEE efektywność energetyczna to stosunek uzyskanej wielkości efektu użytkowego danego obiektu, urządzenia technicznego lub instalacji, w typowych warunkach ich użytkowania lub eksploatacji, do ilości zużycia energii przez ten obiekt, urządzenie techniczne lub instalację, albo w wyniku wykonanej usługi niezbędnej do uzyskania tego efektu. Efektem użytkownym, jak wynika z art. 2 pkt 3 UEE, jest natomiast efekt uzyskany w wyniku dostarczenia energii do danego obiektu, urządzenia technicznego lub instalacji, w szczególności wykonanie pracy mechanicznej, zapewnienie komfortu cieplnego lub oświetlenie.

Przepisy Ustawy są adresowane do różnych podmiotów. Kluczowy z perspektywy dzisiejszych rozważań jest przepis art. 6 ust. 1 UEE, który nakazuje jednostkom sektora publicznego realizować swoje zadania, stosując co najmniej jeden ze środków poprawy efektywności energetycznej. W art. 2 pkt 8 UEE zawierającym definicję terminu „jednostka sektora publicznego” zawarto odwołanie do art. 4 ustawy z dnia 11 września 2019 r. – Prawo zamówień publicznych (Dz. U. z 2023 r. poz. 1605 i 1720 )(PZP), a konkretniej podmiotów w nim wskazanych.

Podstawową kategorią jednostek sektora publicznego są jednostki sektora finansów publicznych w rozumieniu przepisów ustawy z dnia 27 sierpnia 2009 r. o finansach publicznych (Dz. U. z 2023 r. poz. 1270 i 1273), do których zalicza się m.in. organy władzy publicznej, w tym organy administracji rządowej, organy kontroli państwowej i ochrony prawa oraz sądy i trybunały czy też JST oraz ich związki.

Zadania JST w energetyce

Mimo że o kierunkach rozwoju energetyki decydują przede wszystkim organy władzy centralnej, JST mają do odegrania swoją rolę w kontekście zapewnienia obywatelom dostępu do podstawowych nośników energii. Art. 7 ust. 1 pkt 3 ustawy z dnia 8 marca 1990 r. o samorządzie gminnym (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 609 z późn. zm.) wskazuje wprost, że do zadań własnych gmin należą m.in. sprawy zaopatrzenia w energię elektryczną i cieplną oraz gaz. W stosunku do pozostałych JST brak podobnych przepisów.

Powyższe zadania gmin zostały uszczegółowione w art. 18 ust. 1 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (t.j. Dz. U. z 2024 r. poz. 266 z późn. zm.) (PE). W przepisie tym określono, że do zadań własnych gminy w zakresie zaopatrzenia w energię elektryczną, ciepło i paliw gazowe należy m.in. planowanie i organizacja zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe na obszarze gminy czy planowanie oświetlenia niektórych miejsc znajdujących się na terenie gminy (w stosunku do innych obowiązkiem gminy jest finansowanie takiego oświetlenia).

Warto przytoczyć stanowisko Sądu Apelacyjnego w Krakowie, który stwierdził, że nałożenie określonego zadania jako obowiązkowego powoduje, że na gminie ciąży obowiązek ich wykonania, od którego nie może ona odstąpić czy go w jakikolwiek sposób obowiązku tego ograniczyć. Przykładem, na który powołał się Sąd, był przepis art. 18 ust. 1 pkt 1 PE, zgodnie z którym na gminie spoczywa m.in. obowiązek planowania i organizacji zaopatrzenia w m.in. energię elektryczną, na jej obszarze. Norma ta nie jest po stronie gminy źródłem obowiązku dostarczania mieszkańcom energii tym, niemniej jest ona zobowiązana, na podstawie tego przepisu do planowania i organizowania zaopatrzenia wspólnoty w taką energię (wyrok Sądy Apelacyjnego w Krakowie z dnia 30 września 2016 r., sygn. akt I ACa 1195/15).

Planowanie energetyczne w gminach

Na czym polega planowanie energetyczne w gminach? Można powiedzieć, że działania w tym zakresie są dwuetapowe.

Zgodnie z przepisami art. 19 PE obowiązkowo w każdej gminie rada gminy przyjmuje założenia do planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe (Założenia). Projekt Założeń, przygotowywany przez organ wykonawczy gminy – wójta, burmistrza, prezydenta miasta – na okres 15 lat i aktualizowany co najmniej raz na 3 lata, określa:

  • ocenę stanu aktualnego i przewidywanych zmian zapotrzebowania na ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe,
  • przedsięwzięcia racjonalizujące użytkowanie ciepła, energii elektrycznej i paliw gazowych,
  • możliwości wykorzystania istniejących nadwyżek i lokalnych zasobów paliw i energii, z uwzględnieniem energii elektrycznej i ciepła wytwarzanych w instalacjach odnawialnego źródła energii (OZE), energii elektrycznej i ciepła użytkowego wytwarzanych w kogeneracji oraz zagospodarowania ciepła odpadowego z instalacji przemysłowych,
  • możliwości stosowania środków poprawy efektywności energetycznej w rozumieniu art. 6 ust 2 UEE,
  • zakres współpracy z innymi gminami.

Założenia są z jednej strony aktem diagnostycznym, który pozwala zapoznać się z aktualnym sytuacją energetyczną w gminie oraz działaniami tej JST na rzecz poprawienia tej sytuacji, a z drugiej stanowią swego rodzaju rozwiązanie awaryjne. Otóż Założenia są podstawę do przyjęcia przez radę gminy planu zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe (Plan), czyli aktu, który ma wytyczyć działania gminy, gdy plany przedsiębiorstw energetycznych nie sprostają wymogom Założeń. Szczegółowo kwestie przyjęcia Planu określają przepisy art. 20 PE.

Podobnie jak w przypadku Założeń, projekt Planu opracowuje organ wykonawczy gminy. Projekt ten powinien zawierać:

  • propozycje w zakresie rozwoju i modernizacji poszczególnych systemów zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe, wraz z uzasadnieniem ekonomicznym,
  • propozycje w zakresie wykorzystania OZE i wysokosprawnej kogeneracji,
  • propozycje stosowania środków poprawy efektywności energetycznej w rozumieniu art. 6 ust. 2 UEE,
  • harmonogram realizacji zadań,
  • przewidywane koszty realizacji proponowanych przedsięwzięć oraz źródło ich finansowania,
  • ocenę potencjału wytwarzania energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji oraz efektywnych energetycznie systemów ciepłowniczych lub chłodniczych na obszarze gminy.

W celu realizacji Planu gmina może zawierać umowy z przedsiębiorstwami energetycznymi. W przypadku gdy nie jest możliwa realizacja Planu na podstawie umów, rada gminy – dla zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i paliwa gazowe – może wskazać w drodze uchwały tę część Planu, z którą prowadzone na obszarze gminy działania muszą być zgodne.

Powinności JST na gruncie Ustawy

Ustawodawca jednoznacznie przesądził, że gminy mają szczególne obowiązki w zakresie efektywności energetycznej. Zgodnie z art. 18 ust. 1 pkt 4 PE do ich zadań własnych w zakresie zaopatrzenia w energię elektryczną, ciepło i paliwa gazowe należy także planowanie i organizacja działań mających na celu racjonalizację zużycia energii i promocję rozwiązań zmniejszających zużycie energii na obszarze gminy.

Jednak nie tylko gminy mają obowiązki dotyczące zwiększenia oszczędności energii. Ogólny obowiązek na wszystkie JST nakładają przepisy art. 6 ust. 1 i 2 UEE. Zgodnie z pierwszym z nich, JST realizują swoje zadania, stosując środki poprawy efektywności energetycznej. Te ostatnie konkretyzuje drugi ze wspomnianych przepisów. Należą do nich:

Informowanie społeczeństwa o wykorzystanych środkach jest ważnym elementem obowiązków JST, jak wynika bowiem z art. 6 ust. 3 UEE muszą one informować o nich na swoich stronach internetowych lub w inny sposób, jeśli taki jest przyjęty.

Umowa o poprawę efektywności energetycznej

Jednostkom sektora publicznego, w tym JST dano możliwość realizowania i finansowania przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej na podstawie umowy o poprawę efektywności energetycznej (ang. Energy Performance Contract) (Umowa EPC) (art. 7 ust. 1 UEE). Umowa EPC ma na celu uzyskanie najwyższego efektu energetycznego przez beneficjenta (np. JST), przy jednoczesnym atrakcyjnym systemie wynagradzania dostawcy usług służących poprawie efektywności energetycznej (J. Sakławski, Z. Szewczuk, Komentarz do art. 7. [w:] M. Porzeżyńska, J. Sakławski (red.), Ustawa o efektywności energetycznej. Komentarz, Warszawa 2021, Legalis/el.).

Podstawowe elementy treści Umowy EPC wskazuje art. 7 ust. 2 UEE. Zgodnie z nim konieczne jest określenie w niej możliwych do uzyskania oszczędności energii w wyniku realizacji przedsięwzięcia lub przedsięwzięć tego samego rodzaju służących poprawie efektywności energetycznej z zastosowaniem środka poprawy efektywności energetycznej oraz sposobu ustalania wynagrodzenia, którego wysokość jest uzależniona od oszczędności energii uzyskanej w wyniku realizacji przedsięwzięć, o których mowa wyżej.

Umowa EPC może być podstawą do realizacji w JST przedsięwzięć wymienionych w art. 19 ust. 1 UEE, tj.:

  • izolacji instalacji przemysłowych;
  • przebudowy lub remontu budynku wraz z instalacjami i urządzeniami technicznymi;
  • modernizacji lub wymiany:
    • oświetlenia,
    • urządzeń lub instalacji wykorzystywanych w procesach przemysłowych, energetycznych, telekomunikacyjnych lub informatycznych,
    • lokalnych sieci ciepłowniczych i lokalnych źródeł ciepła;
  • odzyskiwania energii, w tym odzyskiwania energii w procesach przemysłowych;
  • ograniczenia strat:
    • związanych z poborem energii biernej,
    • sieciowych związanych z przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, gazu ziemnego lub paliw ciekłych,
    • w sieciach ciepłowniczych,
    • związanych z magazynowaniem i przeładunkiem paliw ciekłych;
  • stosowania, do ogrzewania lub chłodzenia obiektów, energii wytwarzanej w instalacjach OZE, ciepła użytkowego w wysokosprawnej kogeneracji lub ciepła odpadowego z instalacji przemysłowych.

Jednakże szczegółowy wykaz przedsięwzięć służących poprawie efektowności energetycznej stworzony został przez Ministra Klimatu i Środowiska i opublikowany w Dzienniku Urzędowym Rzeczypospolitej Polskiej „Monitor Polski” (art. 19 ust. 2 UEEE).

Dopuszczalność realizacji w drodze EPC wskazanych wyżej przedsięwzięć jest istotna także z tego powodu, że tylko tego rodzaju działania mogą zostać wsparte w drodze systemu świadectw efektywności energetycznej (tzw. białych certyfikatów) zgodnie z art. 20 UEE.

W kontekście EPC warto wspomnieć jeszcze o dwóch kwestiach.

Po pierwsze, zgodnie za art. 7 ust. 3 UEE, zobowiązania wynikające z EPC nie wpływają na poziom państwowego długu publicznego oraz deficyt sektora finansów publicznych, w przypadku gdy dostawca usług związanych ze zużyciem energii ponosi większość ryzyka budowy i ryzyka uzyskania gwarantowanego poziomu średniorocznych oszczędności energii z uwzględnieniem wpływu na wymienione ryzyka czynników, takich jak gwarancje i finansowanie przez dostawcę usług związanych ze zużyciem energii oraz alokacja aktywów po zakończeniu trwania umowy.

Po drugie, w myśl art. 7 ust. 6 UEE, w sprawach nieregulowanych w Ustawie, do EPC, finansowanych w całości lub w części przez dostawcę usług związanych ze zużyciem energii, w tym trybu wyboru tego dostawcy, stosuje się przepisy z dnia 19 grudnia 2008 r. o partnerstwie publiczno-prywatnym (t.j. Dz. U. z 2023 r. poz. 1637), z wyłączeniem przepisów art. 3a, art. 3b ust. 2, art. 7 ust. 1 i 2 oraz art. 17-18a tej ustawy.

Więcej o Umowach EPC dla JST można dowiedzieć się na oficjalnej stronie Ministerstwa Klimatu i Środowiska.

Co przyniesie przyszłość?

Warto wskazać, że obowiązki JST w zakresie efektywności energetycznej będą się dalej mnożyć. Zgodnie z art. 5 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/1791 z dnia 13 września 2023 r. w sprawie efektywności energetycznej oraz zmieniająca rozporządzenie (UE) 2023/955 (wersja przekształcona) (Dz. U. UE. L. z 2023 r. Nr 231, str. 1) (EED) państwa członkowskie mają zapewnić, aby całkowite zużycie energii końcowej wszystkich instytucji publicznych – rozumianych jako m.in. władze regionalne lub lokalne – zmniejszało się o co najmniej 1,9 % rocznie w porównaniu z rokiem 2021. Obowiązek ten do dnia 31 grudnia 2026 r. nie obejmie zużycia energii przez instytucje publiczne w lokalnych jednostkach administracyjnych liczących mniej niż 50 000 mieszkańców, a do dnia 31 grudnia 2029 r. liczących mniej niż 5 000 mieszkańców.

Ponadto art. 6 EED przesądza o wzorcowej roli budynków instytucji publicznych, co oznacza, że o najmniej 3% całkowitej powierzchni ogrzewanych lub chłodzonych budynków, które są własnością instytucji publicznych, będą poddawane co roku renowacji w celu przekształcenia ich co najmniej w budynki o niemal zerowym zużyciu energii lub w budynki zeroemisyjne.

Już niedługo można spodziewać się pojawienia się projektu ustawy, który będzie miał na celu dostawanie Ustawy do EED. Zdecydowana większość przepisów tej ostatniej będzie musiała zostać implementowana do krajowego porządku prawnego do 11 października 2025 r.

Autorzy: r.pr. Kamil Iwicki, Aleksandra Walczak, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Ważne zmiany zasad ustalania taryf przez operatorów systemów gazowych

Aktualności, Gaz, , , , Możliwość komentowania Ważne zmiany zasad ustalania taryf przez operatorów systemów gazowych została wyłączona

Wprowadzenie instytucji konta regulacyjnego do procesu ustalania taryf przez operatorów systemów gazowych innych niż OSP – ważna nowelizacja rozporządzenia w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi.

W dniu 28 listopada 2023 r. w Dzienniku Ustaw Rzeczypospolitej Polskiej ogłoszone zostało Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 23 listopada 2023 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi (Dz. U. poz. 2582 – dalej jako: „Rozporządzenie zmieniające”), wprowadzające szereg zmian w przepisach Rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 15 marca 2018 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi (t.j. Dz. U. z 2021 r. poz. 280 z późn. zm. – dalej jako: „Rozporządzenie taryfowe”), w tym przepisy wprowadzające instytucję konta regulacyjnego dla regulowanych działalności infrastrukturalnych innych niż przesyłanie paliw gazowych tj. dla działalności w zakresie dystrybucji paliw gazowych, magazynowania paliw gazowych oraz skraplania gazu ziemnego lub regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego.

Warto w tym miejscu przypomnieć, że obowiązek stosowania konta regulacyjnego przez operatora systemu przesyłowego w odniesieniu do działalności w zakresie przesyłania paliw gazowych został wprowadzony na podstawie przepisów Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/460 z dnia 16 marca 2017 r. ustanawiających kodeks sieci dotyczący zharmonizowanych struktur taryf przesyłowych dla gazu (Dz. U. UE. L. z 2017 r. Nr 72, str. 29) (NC TAR). 

Jak wynika z uzasadnienia projektu Rozporządzenia zmieniającego, celem wydania przepisów dotyczących konta regulacyjnego jest z jednej strony zapewnienie stabilnych warunków prowadzenia działalności podstawowej dla operatorów systemów gazowych (innych niż system przesyłowy) poprzez ochronę przed niepełnym odzyskiwaniem przez tych operatorów przychodów mających pokryć koszty uzasadnione prowadzonej działalności, a z drugiej strony celem nowych regulacji jest ochrona podmiotów zamawiających usługi infrastrukturalne przed ponoszeniem nieuzasadnionych kosztów, w przypadku gdy rzeczywisty przychód operatorów przewyższa koszty uzasadnione prowadzenia działalności infrastrukturalnej.

Ponadto, zgodnie z założeniami prawodawcy, Rozporządzenie zmieniające wprowadza większą przejrzystość przepisów dotyczących ustalania wysokości taryf, co ma korzystnie wpłynąć na stronę kosztową prowadzenia działalności gospodarczej. Ponadto, wprowadzana Rozporządzeniem zmieniającym instytucja konta regulacyjnego ma w założeniu stanowić przejrzysty i efektywny mechanizm ułatwiający prowadzenie inwestycji w zakresie rozbudowy sieci gazowej.

Przechodząc do omówienia nowych przepisów, należy wskazać, że Rozporządzenie zmieniające dodaje w § 2 Rozporządzenia taryfowego nową definicję legalną (nowy pkt 3a) „konta regulacyjnego dla innych operatorów”, które oznacza „rachunek służący zrekompensowaniu niewystarczająco lub nadmiernie odzyskiwanych przychodów ze świadczonych usług dystrybucji paliw gazowych, magazynowania paliw gazowych, skraplania gazu ziemnego lub regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego”.

Zgodnie z nowym § 10a Rozporządzenia taryfowego operator, planując określony poziom kosztów uzasadnionych i przychodów pokrywających te koszty w ramach kalkulacji taryfy magazynowej na rok n, będzie zobowiązany brać pod uwagę saldo konta regulacyjnego, stanowiące różnicę przychodu regulowanego zatwierdzonego w taryfie dla roku n-2 i przychodu regulowanego rzeczywiście osiągniętego w roku n-2.

W celu uniknięcia nadmiernych różnic pomiędzy wysokościami taryf w dwóch kolejnych następujących po sobie taryfach (tj. różnic między „starą” a „nową” taryfą), w § 10a ust. 3 wprowadzono możliwość rozliczenia salda konta regulacyjnego dla innych operatorów w częściach w kolejnych taryfach przedsiębiorstwa energetycznego (tj. możliwość rozliczenia nawet w więcej niż w dwóch kolejnych taryfach). 

Ponadto, zgodnie z nowym § 50b Rozporządzenia taryfowego salda konta regulacyjnego dla innych operatorów, o którym mowa w nowym § 10a Rozporządzenia taryfowego, po raz pierwszy zostanie uwzględnione przy ustalaniu przychodu pokrywającego koszty uzasadnione na rok 2025. Trzeba jednak odnotować, że 5 grudnia 2023 r. w wykazie Rządowego Centrum Legislacji został opublikowany projekt rozporządzenia, który ma przesunąć tę datę na rok 2026. W uzasadnieniu do proponowanych przepisów wyrażono obawę o to, że pierwotnie zakładany czasookres może okazać się za krótki. Wynika to z trzech okoliczności.

Pierwszą jest konieczność uzgodnienia przez wspomnianych operatorów z Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki zakresu danych, jakie powinny być przekazane organowi w związku z wprowadzeniem instytucji kontra regulacyjnego. Tego typu proces jest zazwyczaj czasochłonny. Drugą kwestią jest to, że wskazani wyżej operatorzy już na początku przyszłego roku będą musieli zacząć przygotowywać wniosek taryfowy na 2025 r. Uwzględnienie nowych rozwiązań w tak krótkim czasie stanowiłoby duże wyzwanie. Trudne do zrealizowania byłoby to także dla samego regulatora, biorąc pod uwagę to, że Rozporządzenie zmieniające, wprowadzające konto regulacyjne dla innych operatorów, ma wejść w życie w terminie 14 dni od dnia ogłoszenia, tj. z dniem 13 grudnia 2023 r. (trzecia okoliczność). Rozporządzenie będące konsekwencją inicjatywy grudniowej miałoby wejść w życie dzień po publikacji, jednak kluczowe znaczenie ma tu samo przesunięcie terminu o kolejny rok.

Autor: r.pr. Tomasz Brzeziński, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Nowelizacja Prawa energetycznego – część IV: Centralny System Informacji Rynku Energii oraz zmiany w modelu sprzedaży rezerwowej

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, Gaz, , , , Możliwość komentowania Nowelizacja Prawa energetycznego – część IV: Centralny System Informacji Rynku Energii oraz zmiany w modelu sprzedaży rezerwowej została wyłączona

Dziś zapraszamy na ostatnią część opracowania na temat ustawy z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Nowelizacja). Zakresem dzisiejszej publikacji objęliśmy zmiany związane z Centralnym Systemem Informacji Rynku Energii (CSIRE) oraz nowym modelem sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej.

Centralny System Informacji Rynku Energii

Ustawa z dnia 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw stworzyła ramy prawne do funkcjonowania CSIRE. Proponowane w Nowelizacji zmiany w tym zakresie mają przede wszystkim doprecyzować odpowiednie przepisy aby nie zaburzać funkcjonowania systemu.

Nowelizacja zmienia zakres art. 5 ust. 2 pkt 1  ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (t.j. Dz. U. z 2022 r. poz. 1385 z późn. zm.) (Prawo energetyczne), poprzez wykreślenie z postanowień umów na dostarczanie paliw gazowych i energii, zawieranych na podstawie umowy sprzedaży, obowiązków wskazania mocy umownej i warunków wprowadzania jej zmian, pozostawiając obowiązek ich określenia w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji.

Nowe przepisy uchylają pkt 1 i 2 w art. 5 ust. 2a Prawa energetycznego, określające dodatkowe obowiązki w zakresie danych zawartych w umowach o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, których stroną jest użytkownik systemu niebędący podmiotem odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe.

W instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej opracowanej przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, w wyodrębnionej części dotyczącej CSIRE, po Nowelizacji ma znaleźć się także wskazanie zakresu oraz sposobu przekazania informacji rynku energii niezbędnych do uruchomienia i funkcjonowania centralnego systemu informacji rynku energii (art. 9g ust. 5c pkt 5a).

W art. 11z ust. 1 Prawa energetycznego dodano, jako użytkownika systemu elektroenergetycznego, podmiot odpowiedzialny za bilansowanie, który również będzie wymieniać informacje o rynku energii za pośrednictwem CSIRE.

Natomiast całkowicie nowy art. 11zh ust. 1 pkt 7 Prawa energetycznego wskazuje ministrowi do spraw energii nowe zadanie w postaci określenia w drodze rozporządzenia zakresu informacji rynku energii udostępnianych odbiorcy końcowemu za pośrednictwem CSIRE.

Sprzedaż rezerwowa paliw gazowych

W aktualnym stanie prawnym definicja sprzedaży rezerwowej zawiera w sobie jednocześnie sprzedaż paliw gazowych i energii elektrycznej. W Nowelizacji natomiast wprowadzono oddzielne definicje sprzedawcy rezerwowego i sprzedaży rezerwowej dla energii elektrycznej oraz dla paliw gazowych.

Nowa definicja sprzedaży rezerwowej paliw gazowych zawarta została w art. 3 pkt 6b Prawa energetycznego i ma ona oznaczać sprzedaż paliw gazowych odbiorcy końcowemu przyłączonemu do sieci dystrybucyjnej gazowej lub do sieci przesyłowej gazowej, dokonywana przez sprzedawcę rezerwowego paliw gazowych w przypadku zaprzestania sprzedaży paliw gazowych przez dotychczasowego sprzedawcę, realizowana na podstawie umowy sprzedaży paliw gazowych lub umowy kompleksowej.

Nowelizacja wprowadziła także nowy okres wypowiedzenia przy rozwiązaniu umowy sprzedaży rezerwowej przez odbiorcę końcowego. Termin ten będzie wynosić 7 dni – a nie 30 jak obecnie – od dnia doręczenia sprzedawcy paliw gazowych oświadczenia odbiorcy końcowego, przy czym warto dodać, że odbiorca końcowy może wskazać także późniejszy termin jej rozwiązania (art. 5aa ust. 7 pkt 3 lit b).

Nowym terminem będzie też czas na przekazanie umowy kompleksowej odbiorcy przez sprzedawcę z urzędu wskazany w art. 5ab ust. 5 Prawa energetycznego. Po Nowelizacji sprzedawca z urzędu przekaże odbiorcy końcowemu jeden egzemplarz umowy kompleksowej wraz z informacją o prawie odbiorcy końcowego do wypowiedzenia tej umowy w terminie 14 dni od dnia otrzymania od operatora systemu dystrybucyjnego gazowego lub operatora systemu przesyłowego gazowego oświadczenia o przyjęciu jego oferty.

Sprzedaż rezerwowa energii elektrycznej

Jak wspomniano wyżej, Nowelizacja wprowadziła oddzielne definicje sprzedaży rezerwowej, w związku z czym powstał nowy art. 3 pkt 6c Prawa energetycznego, w którego treści zawarto definicję dotyczącą energii elektrycznej. Jest to sprzedaż energii elektrycznej odbiorcy końcowemu przyłączonemu do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej dokonywana przez sprzedawcę rezerwowego energii elektrycznej w przypadku nieprzekazania do CSIRE informacji o zawarciu umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej dla danego punktu poboru energii. W związku z tym nowy model sprzedaży rezerwowej dla odbiorców energii elektrycznej będzie uwzględniał zautomatyzowany obieg informacji rynku energii między użytkownikami CSIRE.

Nowelizacja wprowadza także art. 5ac ust. 1 Prawa energetycznego wskazujący, że w przypadku, w którym do CSIRE nie została przekazana informacja o zawarciu umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej dla danego punktu poboru energii odbiorcy przyłączonego do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej, operator informacji rynku energii niezwłocznie musi poinformować o tym sprzedawcę rezerwowego energii elektrycznej. Ma to na celu usprawnienie procesu uruchamiania sprzedaży rezerwowej. Ust. 4 ww. artykułu stanowi, że czas trwania umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej lub umowy kompleksowej zawierającej postanowienia umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej jest nieokreślony.

W Nowelizacji zaproponowano także art. 5ac ust. 6 Prawa energetycznego jako katalog, który określa kiedy nie mają zastosowania przepisy o sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej:

  • odbiorca pobiera energię elektryczną z wykorzystaniem przedpłatowej formy rozliczeń;
  • nastąpiło wstrzymanie dostaw energii elektrycznej z przyczyn, o których mowa w art. 6a ust. 3 oraz art. 6b ust. 1 i 2 Prawa energetycznego;
  • nastąpiło wygaśnięcie lub rozwiązanie umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, a odbiorca nie zawarł nowej umowy o świadczenie tych usług;
  • nastąpiło wygaśnięcie lub rozwiązanie umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej lub umowy kompleksowej zawierającej postanowienia umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej, a odbiorca nie zawarł nowej umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej po ich wygaśnięciu, chyba że zmiana sprzedawcy rezerwowego energii elektrycznej nastąpiła w wyniku zmiany sprzedawcy zobowiązanego wyznaczonego w trakcie obowiązywania umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej lub umowy kompleksowej zawierającej postanowienia umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej;
  • na dzień poprzedzający zawarcie umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej lub umowy kompleksowej zawierającej postanowienia umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej, odbiorca końcowy objęty już był sprzedażą rezerwową energii elektrycznej;
  • dla danego punktu poboru energii, na dzień poprzedzający weryfikację informacji w CSIRE o zawarciu umowy sprzedaży energii elektrycznej, nie była realizowana umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa kompleksowa.

Cena energii elektrycznej sprzedawanej w ramach sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej wynosić będzie, zgodnie z art. 5ac ust 8 Prawa energetycznego, nie więcej niż trzykrotność średniej ceny energii elektrycznej ogłoszonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki za poprzedni kwartał w roku kalendarzowym.

Nowelizacja nałożyła także na sprzedawcę rezerwowego energii elektrycznej szereg obowiązków
o charakterze informacyjnym w celu zapewnienia prawidłowego przepływu informacji. Sprzedawca rezerwowy energii elektrycznej będzie miał 5 dni na poinformowanie odbiorcy końcowego o zawarciu umowy, warunkach sprzedaży, prawie do wypowiedzenia umowy czy prawach i obowiązkach tego odbiorcy (art. 5ad ust. 1). Sprzedawca rezerwowy energii musi także do każdego rozliczenia dołączać informacje o prawie wyboru nowego sprzedawcy (art. 5ad ust. 2).

Przypadki ustania sprzedaży rezerwowej przewidziane zostały w nowo utworzonym art. 5ae ust. 1 Prawa energetycznego. Są to przypadki m. in. rozpoczęcia realizacji sprzedaży energii elektrycznej na podstawie umowy z nowym sprzedawcą dla danego punktu poboru energii oraz wygaśnięcia lub rozwiązania umowy sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej dla danego punktu poboru energii.

Należy dodać, że przepisy w zakresie sprzedaży rezerwowej energii elektrycznej będą miały zastosowanie nie tylko wobec odbiorcy końcowego, ale również do przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo, a także do wytwórcy, który jest zaopatrywany w energię elektryczną na podstawie umowy sprzedaży albo umowy kompleksowej na co wskazuje art. 5ag Prawa energetycznego.

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

Nowelizacja Prawa energetycznego – część III : agregacja oraz nowe przepisy dotyczące operatorów systemowych

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, Gaz, , , , , Możliwość komentowania Nowelizacja Prawa energetycznego – część III : agregacja oraz nowe przepisy dotyczące operatorów systemowych została wyłączona

Zapraszamy do lektury kolejnej z części publikacji na temat ustawy z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Nowelizacja). Dzisiejszy artykuł skupia się przede wszystkim nowo powstałej usłudze agregacji oraz zmianach związanych z działalnością operatorów systemowych.

Agregatorzy na rynku energii elektrycznej

Agregacja, według definicji z dodanego w ramach Nowelizacji art. 3 pkt 6e ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (t.j. Dz. U. z 2022 r. poz. 1385 z późn. zm.) (Prawo energetyczne), to działalność polegającą na łączeniu wielkości mocy lub energii elektrycznej oferowanej przez odbiorców, wytwórców energii elektrycznej lub posiadaczy magazynów energii elektrycznej, z uwzględnieniem zdolności technicznych sieci, do której są przyłączeni, w celu sprzedaży energii elektrycznej, świadczenia usług systemowych lub usług elastyczności na rynkach energii elektrycznej.

Natomiast agregator jest uczestnikiem rynku energii elektrycznej zajmującym się agregacją (art. 3 pkt 6f). Warto dodać, że Nowelizacja przewidziała także instytucję niezależnego agregatora, czyli agregatora, który nie jest powiązany ze sprzedawcą odbiorcy oraz nie zalicza się do grupy kapitałowej, do której zalicza się ten sprzedawca (art. 3 pkt 3g). Wskazany wyżej podział ma celu wyraźne rozdzielenie podmiotów świadczących usługi agregacji na te, które zajmują się tylko świadczeniem tych usług oraz podmioty, u których usługi te należą do jednego z przedmiotów prowadzonej przez nie działalności gospodarczej.

Nowo powstały art. 5a1 Prawa energetycznego poświęcony został umowie agregacji. Umowa ta zawierana jest pomiędzy agregatorem a odbiorcą końcowym energii elektrycznej, wytwórcą energii elektrycznej lub posiadaczem magazynu energii elektrycznej i nie wymaga zgody sprzedawcy energii elektrycznej lub przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się przesyłaniem lub dystrybucją energii. Minimalna treść umowy określona została przez ust. 3 tego artykułu. Ustawodawca przewidział możliwość zawarcia umowy wyłącznie z jednym agregatorem dla każdego punktu poboru energii (art. 5a1  ust. 8). Warto dodać, że wspomniana w I części cyklu naszych artykułów poświęconych Nowelizacji techniczna zmiana sprzedawcy odnosić się będzie również do zmiany agregatora w terminie 24 godzin od momentu poinformowania operatora systemu o podpisaniu umowy z nowym agregatorem (art. 5a1 ust. 9).

Należy wspomnieć, że agregator może zacząć swoją działalność dopiero po złożeniu wniosku i uzyskaniu wpisu do wykazu agregatorów prowadzonego przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, co regulują przepisy art. 5b2 – 5b4 Prawa energetycznego. Ustawodawca przewidział także możliwość wykreślenia podmiotu z tego wykazu, do czego może dojść na skutek chociażby niepodjęcia agregacji w terminie 6 miesięcy od wpisu do wykazu.

Usługi systemowe i usługi elastyczności

Kolejną zmianą jest wprowadzenie definicji nowych pojęć prawnych takich jak pojęcie usługi elastyczności w art. 3 pkt 11k czy pojęcie usługi systemowej w art. 3 pkt 23f Prawa energetycznego.

Usługami elastyczności są usługi świadczone na rzecz operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego przez agregatora lub przez użytkowników systemu będących odbiorcami aktywnymi, wytwórcami, posiadaczami magazynów energii elektrycznej, których sieci, instalacje lub urządzenia są przyłączone do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej, z wyłączeniem koordynowanej sieci 110 kV, w celu zapewnienia bezpieczeństwa i zwiększenia efektywności rozwoju systemu dystrybucyjnego, w tym zarządzania ograniczeniami sieciowymi w sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej, z wyłączeniem koordynowanej sieci 110 kV.

Usługi systemowe natomiast to usługi świadczone na rzecz operatora systemu elektroenergetycznego niezbędne do funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, w tym usługi bilansujące i usługi systemowe niedotyczące częstotliwości, z wyłączeniem usług świadczonych w ramach zarządzania ograniczeniami sieciowymi aktywowanych poza zintegrowanym procesem grafikowania w rozumieniu art. 2 pkt 19 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 z dnia 23 listopada 2017 r. ustanawiającym wytyczne dotyczące bilansowania (Dz. U. UE. L. z 2017 r. Nr 312, str. 6 z późn. zm.) (rozporządzenie 2017/2195).

W związku z powstaniem usług elastyczności i usług systemowych obowiązki operatorów systemów zostały rozszerzone o art. 9c ust. 3 pkt 5a, 8a i 8b Prawa energetycznego tj. zakup i wykorzystanie usług elastyczności czy usług systemowych niezbędnych do prawidłowego funkcjonowania systemu dystrybucyjnego oraz współpracę z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego przy opracowywaniu zasad wykorzystywania usług elastyczności.

Bilansowanie

Nowelizacja wprowadziła także modyfikacje w m.in. pojęciach bilansowania systemu oraz bilansowania handlowego. Zgodnie ze zmienionym art. 3 pkt 23a Prawa energetycznego bilansowaniem systemu jest działalność gospodarcza wykonywana przez operatora systemu:

  • przesyłowego elektroenergetycznego w ramach świadczonych usług przesyłania, polegająca na równoważeniu zapotrzebowania na energię elektryczną z dostawami tej energii, w tym bilansowanie w rozumieniu art. 2 pkt 10 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (Dz. U. UE. L. z 2019 r. Nr 158, str. 54 z późn. zm.),
  • przesyłowego lub dystrybucyjnego gazowego w ramach świadczonych usług przesyłania lub dystrybucji, polegająca na równoważeniu zapotrzebowania na paliwa gazowe z dostawami tych paliw, w tym działanie bilansujące w rozumieniu art. 3 pkt 2 rozporządzenia Komisji (UE) nr 312/2014 z dnia 26 marca 2014 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący bilansowania gazu w sieciach przesyłowych (Dz. Urz. UE L 91 z 27.03.2014, str. 15).

Bilansowanie handlowe natomiast, zdefiniowane w art. 3 pkt 40 Prawa energetycznego, jest rozumiane jako zgłaszanie operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego przez podmiot odpowiedzialny za bilansowanie do realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej zawartych przez użytkowników systemu i prowadzenie rozliczania finansowego mającego na celu pobieranie opłat od podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie z tytułu ich niezbilansowań lub dokonywanie opłat na ich rzecz z tego tytułu dla każdego okresu rozliczania niezbilansowania. W tym miejscu trzeba wspomnieć, że ustawodawca wprowadził do Prawa energetycznego także prawne pojęcie niezbilansowania, które za rozporządzeniem 2017/2195 jest rozumiane jako wolumen energii obliczony dla podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie oraz odpowiadający różnicy między przydzielonym wolumenem przypisanym do tego podmiotu a końcową pozycją bilansową tego podmiotu, uwzględniając wszelkie korekty niezbilansowania zastosowane w przypadku tego podmiotu w danym okresie rozliczania niezbilansowania.

Tytułem uzupełnienia tej części, rynek bilansujący energii elektrycznej, którego pojęcie określa nowy przepis art. 3 pkt 40a Prawa energetycznego, to rynek bilansujący, w ramach którego operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego nabywa usługi bilansujące, prowadzi zintegrowany proces grafikowania, prowadzi bilansowanie systemu oraz zarządza ograniczeniami systemowymi, a także prowadzi mechanizm bilansowania handlowego.

Znak towarowy operatora systemu dystrybucyjnego

Wśród nowych przepisów wprowadzonych Nowelizacją znaleźć można także regulację dotyczącą znaku towarowego operatora systemu dystrybucyjnego (OSD). Zgodnie ze wskazaniami z art. 9c ust. 4c Prawa energetycznego znak towarowy OSD będącego częścią przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo nie będzie mógł wprowadzać w błąd co do odrębnej tożsamości sprzedawcy będącego częścią tego samego przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo, w sposób prowadzący do ograniczenia konkurencji. Aby znak towarowy nie wprowadzał w błąd musi zawierać co najmniej jeden element odróżniający np. dodatkowe oznaczenie nazwy, godła, czy skrótu literowego (art. 9c ust. 4d).

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

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.

„Prawo energetyczne – zmiany wyczekiwane przez przemysł” – artykuł radcy prawnego Adama Wawrzynowicza w internetowym wydaniu portalu „Rzeczpospolita”

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Klimat, Środowisko, , , , , , Możliwość komentowania „Prawo energetyczne – zmiany wyczekiwane przez przemysł” – artykuł radcy prawnego Adama Wawrzynowicza w internetowym wydaniu portalu „Rzeczpospolita” została wyłączona

W parlamencie trwają prace nad bardzo ważną nowelizacją Prawa energetycznego, dotyczącą m.in. zmian w funkcjonowaniu tzw. linii bezpośrednich. Niektóre z senackich poprawek do ustawy nowelizującej Prawo energetyczne są bardzo potrzebne. Zmiana definicji linii bezpośredniej, pozwalająca na wykorzystanie tej instytucji nie tylko przez wydzielonego odbiorcę, ale również przez inne spółki z jednej grupy kapitałowej pozwoliłaby na pełniejszą implementację Dyrektywy rynkowej i przybliżyłaby Polskę do realizacji jednego z kamieni milowych KPO. W dzisiejszym internetowym wydaniu „Rzeczypospolitej” ukazał się artykuł redaktora naczelnego Portalu Energia, Adama Wawrzynowicza pt. „Prawo energetyczne – zmiany wyczekiwane przez przemysł”, opisujący planowane zmiany.

Głosowanie w Sejmie nad poprawkami senackimi zaplanowane jest na 28 lipca.

Zapraszamy do zapoznania się z artykułem: https://www.rp.pl/opinie-prawne/art38866931-adam-wawrzynowicz-prawo-energetyczne-zmiany-wyczekiwane-przez-przemysl

Czekają nas zmiany w rozporządzeniu w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego

Aktualności, Budownictwo, Gaz, , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Czekają nas zmiany w rozporządzeniu w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego została wyłączona

15 czerwca 2023 r. w wykazie Rządowego Centrum Legislacji opublikowano projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska zmieniającego rozporządzenie w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego. Bazując na lekturze uzasadnienia opracowania rzeczonego projektu, można wskazać dwa podstawowe cele wprowadzanych zmian:

  1. dostosowanie przepisów rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2010 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego (t.j. Dz. U. z 2018 r. poz. 1158 z późn. zm.) do przepisów ustawy z dnia 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2021 r., poz. 1093) (Rozporządzenie systemowe), która przewiduje, że infrastruktura niespełniająca wymogów pozwalających uznać ją odpowiednio za gazociąg bezpośredni lub sieć gazociągów kopalnianych jest udostępniana przez właściciela operatorowi systemu dystrybucyjnego gazowego w ciągu 36 miesięcy od dnia wejścia w życie tej ustawy;
  2. „uelastycznienie” procesu przyłączania instalacji wytwarzających biometan do sieci dystrybucyjnej gazowej.

Zmiany dostosowujące

W części związanej z włączeniem do sieci dystrybucyjnej infrastruktury, eksploatowanej dotychczas jako pozasystemowa, istotnym dla proponowanych zmian jest to, że objęta projektowaną regulacją infrastruktura stanowi gazociągi dostarczające gaz ziemny do odbiorców bezpośrednio z kopalni. Zgodnie z art. 28 ust. 2 ustawy z dnia 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw właściciel infrastruktury niespełniającej wymogów pozwalających uznać ją odpowiednio za gazociąg bezpośredni lub sieć gazociągów kopalnianych udostępnia ją operatorowi systemu dystrybucyjnego, co wiąże się z koniecznością włączenia tych gazociągów do funkcjonującej sieci. Jednocześnie jednak konieczne jest uwzględnienie charakterystyki technicznej tej infrastruktury, zależnej od źródeł jej zasilania gazem ziemnym. Projektowane zmiany w § 16, § 38 oraz w nowym punkcie 1.5 załącznika do Rozporządzenia systemowego czynią zadość tej specyfice i uwzględniają możliwość wystąpienia braku możliwości zapewnienia m.in.:

  • ciągłości dostaw w przypadku infrastruktury podłączonej do kopalni ropy naftowej, w których gaz ziemny jest produktem ubocznym wydobycia i jego podaż nie może zostać zapewniona (z uwagi na związanie planem ruchu zakładu górniczego),
  • określonej jakości gazu ziemnego wydobywanego w kopalni.

W projektowanym punkcie 1.5 załącznika do Rozporządzenia systemowego określono, że wszelkie wymagania techniczne dotyczące urządzeń, instalacji lub sieci bezpośrednio przyłączanych do sieci dystrybucyjnej stanowiącej infrastrukturę, o której mowa w art. 28 ustawy z dnia 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw lub do zamkniętego systemu dystrybucyjnego, o którym mowa w art. 9da ustawy – Prawo energetyczne określa przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją paliw gazowych w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci.

Z kolei modyfikacja w § 16 Rozporządzenia systemowego wprowadza warunki świadczenia usług dystrybucyjnych z wykorzystaniem gazociągów lub sieci gazociągów, które zostały włączone do sieci dystrybucyjnej na podstawie art. 28 ust. 1ustawy z dnia 20 maja 2021 r. i są zasilane wyłącznie z kopalni, której charakterystyka pracy nie gwarantuje ciągłości dostaw, a przyłączenie do alternatywnego źródła zasilania zapewniającego ciągłość dostaw nie jest technicznie lub ekonomicznie uzasadnione. Świadczenie usług dystrybucyjnych w takich warunkach będzie odbywać się na zasadach przerywanych, z zapewnieniem parametrów jakościowych określonych w nowym § 38 ust. 5a Rozporządzenia systemowego.

Projektowany § 38 ust. 5a Rozporządzenia systemowego, odwołując się do zmienionego § 16 ust. 2, umożliwia przedsiębiorcy energetycznemu dostarczanie paliw gazowych o innych parametrach jakościowych niż te standardowe, określone w § 38 ust. 1 Rozporządzenia systemowego. Dodatkowo możliwość dostaw takich paliw została uwarunkowana po pierwsze tym, iż nie spowoduje to zakłóceń pracy w systemie gazowym, po drugie odbiorca nie skorzysta z uprawnienia do wypowiedzenia umowy kompleksowej, którą otrzyma od operatora systemu dystrybucyjnego w chwili przejęcia przez niego operatorstwa nad infrastrukturą gazową przykopalnianą. Wypowiedzenie tej umowy jest równoznaczne z brakiem akceptacji warunków świadczenia usług dostarczania paliwa gazowego, w tym jakości tego paliwa, do odbiorcy.

Celem projektowanych zmian jest ograniczenie możliwości wyłączenia ogólnych standardów, którym podlegają sieci dystrybucyjne, jedynie do sieci gazowych spełniających łącznie następujące warunki:

  • sieci, które zostaną przekwalifikowane na mocy art. 28 ustawy z dnia 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw – oznacza to wyłącznie sieci już istniejące (brak możliwości powstawania nowych sieci tego typu w przyszłości), oraz
  • nie istnieją techniczne bądź ekonomicznie uzasadnione możliwości doprowadzenia tej infrastruktury do zgodności z parametrami przewidzianymi rozporządzeniem systemowym.

Biometan w sieci

Zmiany w zakresie przyłączania biometanowni do systemu gazowego obejmują zmianę w § 40 Rozporządzenia systemowego, która stanowi uzupełnienie ostatniej z nowelizacji Rozporządzenia systemowego, w której dostosowano przepis § 38 ust. 1 Rozporządzenia systemowego poprzez uzupełnienie go o minimalne wymagania jakościowe w zakresie substancji, które mogą powstawać w procesie produkcji biometanu. Pamiętać trzeba, że biometan może być transportowany za pośrednictwem gazowych sieci przesyłowych i dystrybucyjnych oraz mieszany z gazem ziemnym pod warunkiem, że zostaną zachowane odpowiednie parametry jakościowe zapewniające bezpieczną eksploatację infrastruktury gazowej oraz przyłączonych do niej odbiorców.

W Rozdziale 8 Rozporządzenia systemowego, który reguluje kwestię parametrów jakościowych paliw gazowych przesyłanych sieciami przesyłowymi i dystrybucyjnymi gazowymi, planuje się dodać w § 40 ust. 3a, który ma regulować możliwość wyboru przez przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją paliw gazowych, w przypadku wprowadzania biometanu do sieci w określonym obszarze rozliczeniowym, przyjęcia takiej metodologii określania ciepła spalania paliw gazowych dla takiego obszaru, aby wyznaczona średnia wartość ciepła spalania paliw gazowych dla danej doby nie różniła się więcej niż o ±4% od wartości ciepła spalania paliw gazowych określonej w którymkolwiek punkcie tego obszaru.

Wprowadzenie tej zmiany ma na celu zapewnienie odpowiedniego wsparcia regulacyjnego dla procesu zatłaczania i dostarczania biometanu do odbiorców. Istotne jest tu wyjaśnienie, że wartość ciepła spalania biometanu jest przeciętnie niższa od tego uzyskiwanego przez gaz ziemny wysokometanowy grupy E, jednakże w wyniku koniecznych procesów oczyszczania uzyskuje poziom w granicach 38 MJ/m3 . W celu umożliwienia wprowadzenia do sieci biometanu o minimalnej wartości ciepła spalania na poziomie 38 MJ/m3 i wprowadzenia tego paliwa do sieci w ramach obszaru rozliczeniowego ciepła spalania, na którym średnia wartość ciepła spalania, co do zasady, jest wyższa i może osiągać nawet 43,2 MJ/m3, w projekcie podniesiono zakres różnic między uzyskiwanymi średni w ciągu doby wartościami średniego ciepła spalania z ± 3% do ± 4%. Zakres ten został dostosowany do rzeczywiście osiąganych maksymalnych średnich parametrów ciepła spalania odnotowywany w sieci dystrybucyjnej we wszystkich obszarach rozliczeniowych ciepła spalania. Istotne jest również to, że projektowany, poszerzony zakres zmienności będzie obowiązywał tylko w tych obszarach, gdzie będzie przyłączone źródło dostarczające biometan do sieci. Proponowane podejście wydaje się być optymalne z punktu widzenia obecnego poziomu rozwoju sektora biometanu w Polsce, który ma charakter lokalny. Takie rozwiązanie jest również przejawem elastycznego podejścia administracji do spełnienia wymogów jakościowych określonych prawem i w założeniu ma wspierać producentów biometanu oraz zapewnić dynamiczny rozwój tego segmentu rynku.

***

Modyfikacje przepisów zaproponowane w projekcie wpłyną korzystnie na działalność mikro, małych oraz średnich przedsiębiorców. Jak wskazano w uzasadnieniu projektu, przewidywane zmiany usprawnią proces przyłączenia biometanu do sieci, a to stworzy korzystniejsze warunki dla powstawania biometanowni w Polsce.

Zwracamy uwagę, że zaproponowane zmiany znajdują się wciąż na etapie projektowania, z związku z czym istnieje możliwość, iż poszczególne przepisy ulec mogą zmianie.

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

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: r.pr. Adam Wawrzynowicz, Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.