prawo energetyczne

Fundusz Transformacji Energetyki

Aktualności, Energetyka, Klimat, Orzecznictwo, OZE, Środowisko, , , , , Możliwość komentowania Fundusz Transformacji Energetyki została wyłączona

W wykazie prac legislacyjnych i programowych Rady Ministrów opublikowane zostały plany dotyczące projektu ustawy o zmianie ustawy – Prawo ochrony środowiska oraz ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych. Przyjęcie projektu planuje się na IV kwartał 2021 r. Celem przygotowywanych zmian jest ustanowienie Funduszu Transformacji Energetyki oraz zasad jego funkcjonowania.

System handlu uprawnieniami do gazów cieplarnianych

Zgodnie z prawem unijnym, w każdym Państwie Członkowskim funkcjonuje system handlu uprawnieniami do gazów cieplarnianych. Ma on pozwalać na skuteczne ograniczenie emisji gazów cieplarnianych w Unii Europejskiej. Każde Państwo Członkowskie dysponuje zatem pulą uprawnień do emisji, która podlega sprzedaży w drodze aukcji. Uzyskane z niej środki stanowią dochód budżetu państwa, przy czym przynajmniej 50% z nich musi być przeznaczone na inwestycje związane z ochroną klimatu, realizujące m.in. następujące cele:

  • Redukcję emisji gazów cieplarnianych,
  • Rozwój energii ze źródeł odnawialnych,
  • Sprawiedliwe przejście na gospodarkę niskoemisyjną,
  • Poprawienie efektywności energetycznej.

Powołana w celu określenia optymalnego rozdysponowania środków międzyresortowa grupa przedłożyła Radzie Ministrów rekomendację, w której wyznaczono, że przychody ze sprzedaży 40% uprawnień (szacowane na ok. 268 mln) powinny być przeznaczone na modernizację sektora energetycznego zgodnie z planami zawartymi w Krajowym Planie na rzecz Energii i Klimatu na lata 2021-2030 oraz w Polityce Energetycznej Polski do 2040 r. Cel ten ma zostać zrealizowany przez utworzenie Funduszu Transformacji Energetyki (FTE).

Fundusz Transformacji Energetyki

Dysponentem Funduszu będzie minister właściwy do spraw energii – ma on zajmować się sporządzaniem planu kierunków wsparcia oraz jego aktualizacją. To do niego będzie należeć ostateczna decyzja w zakresie zatwierdzania programów i narzędzi tworzonych przez zarządzającego Funduszem.

Funkcja zarządzającego Funduszem zostanie zgodnie z projektem przydzielona Narodowemu Funduszowi Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Zarządzający będzie przygotowywał programy priorytetowe i inne narzędzia, w ramach których wydawane będą środki. Planuje się, że to Narodowy Fundusz otrzyma uprawnienia do udzielania form dofinansowania przewidzianych w ustawie z dnia 27 kwietnia 2001 r. – Prawo ochrony środowiska, m.in. pożyczek, dotacji, wejść kapitałowych czy gwarancji bankowych. W ramach programów priorytetowych będą funkcjonować dwa tryby finansowania: konkursowy i ciągły. Oprócz tego, Narodowy Fundusz będzie też odpowiedzialny za operacjonalizację programów priorytetowych oraz innych narzędzi FTE.

Dla wsparcia dysponenta Funduszu powołany zostanie też organ doradczy – Rada Konsultacyjna FTE. Jej zadaniem będzie zatwierdzanie planu kierunków wsparcia oraz opiniowanie rozwiązań finansowych przygotowanych przez Narodowy Fundusz. Do Rady Konsultacyjnej należeć będzie:

  • Minister właściwy do spraw aktywów państwowych,
  • Minister właściwy do spraw energii,
  • Minister właściwy do spraw finansów publicznych,
  • Minister właściwy do spraw klimatu,
  • Pełnomocnik Rządu do spraw Strategicznej Infrastruktury Energetycznej,
  • Prezes Rady Ministrów.

Finansowanie z FTE ma zbliżyć Polskę do realizacji ambitnych celów polityki klimatyczno-energetycznej  UE, wspierać zrównoważony rozwój, zapewnić zachowanie konkurencyjności krajowej gospodarki na arenie międzynarodowej oraz zmodernizować i zdywersyfikować polski sektor energetyczny.

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

Stanowisko ACER w sprawie sposobów transportowania wodoru

Aktualności, Energetyka, Klimat, Środowisko, , , , Możliwość komentowania Stanowisko ACER w sprawie sposobów transportowania wodoru została wyłączona

W przyjętej 8 lipca 2020 r. unijnej strategii wodorowej Komisja Europejska wskazała na potencjalną potrzebę transportowania wodoru na duże odległości w Europie. W tym zakresie rozpatrywane są dwie główne możliwości:

  • budowa nowych rurociągów do transportowania czystego wodoru lub
  • zmiana przeznaczenia istniejących rurociągów gazu ziemnego do transportowania czystego wodoru.

W lipcu br. Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) wydała stanowisko, w którym oceniła powyższe rozwiązania, w oparciu o szereg badań w zakresie technicznych i kosztowych aspektów przekształcenia istniejącej infrastruktury gazowej, celem dostosowania jej do transportowania czystego wodoru.

Przyjęte w stanowisku wnioski

W wyniku analizowanych badań, ACER sformułował szereg konkluzji. W pierwszej kolejności Agencja wskazała, iż zmiana przeznaczenia infrastruktury gazowej, co do zasady, nie wiąże się z niemożliwymi do pokonania przeszkodami technicznymi, a ponadto jest tańsza niż budowanie od podstaw nowych sieci do transportowania wodoru. Zauważono także iż, transport czystego wodoru może odbywać się analogicznie do transportu gazu ziemnego – przy użyciu ciężarówek i statków, przy czym transport morski wodoru nie jest obecnie opłacalny.

W zakresie sieci czystego wodoru, w stanowisku powołano się na badania wskazujące na rozbieżne wizje zasięgu tych sieci. Przedstawiono propozycje zarówno wielkoskalowej, paneuropejskiej infrastruktury przesyłowej opartej głównie na zmienionych sieciach gazu ziemnego, jak i regionalnych, podobnych do klastrów systemów obsługujących podaż i popyt na wodór w bliższej odległości geograficznej. ACER przywołał również wyniki badań, w których stwierdzono, że w oparciu o założenia dotyczące zapotrzebowania na wodór w przemyśle, technologię i koszty, nie istnieją przesłanki, zgodnie z którymi utworzenie ogólnoeuropejskiej sieci wodorowej na dużą skalę byłoby uzasadnione.

Z analizowanych badań wynika również, iż wykorzystanie kawern solnych do przechowywania wodoru, jest możliwe, a dodatkowo, obiekty te są geograficznie skupione na wybranych obszarach w kilku państwach członkowskich UE.

Zmiana przeznaczenia infrastruktury gazowej

W odniesieniu do przekształcenia istniejących rurociągów gazu ziemnego do transportu czystego wodoru, ACER wskazał trzy następujące kwestie od których proces ten może być uzależniony:

  • obecność linii pętlowych (równoległych) w systemach gazociągów gazu ziemnego, tak aby przynajmniej jeden ciąg mógł być przerobiony na czysty wodór;
  • zapewnienie bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego do odbiorców w fazie konwersji na czysty wodór;
  • absorpcja rynku wodoru na obszarze obsługującym korytarz czystego wodoru.

Zgodnie z analizą, obecnie, nie można stwierdzić, kiedy, gdzie i czy powyższe warunki zostaną spełnione. Zmiana przeznaczenia gazociągów na transportowanie czystego wodoru, jest w znacznej mierze zależna od rozwoju rynku wodoru w danym regionie.

Problematyka podjęta w stanowisku podlegać będzie dalszym analizom, a w miarę pogłębiania wiedzy w przedmiotowym zakresie, także stosownej aktualizacji.

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

Projekt zmieniający rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło

Aktualności, Ciepłownictwo, , , , , , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Projekt zmieniający rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło została wyłączona

Z początkiem sierpnia Minister Klimatu i Środowiska przekazał do konsultacji publicznych projekt rozporządzenia zmieniającego rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło. Rozwiązania mają wspomóc ciepłownictwo sektorowe w przezwyciężeniu trudności na drodze ku neutralności klimatycznej.

WYZWANIA TRANSFORMACYJNE

W uzasadnieniu projektu wskazano, że propozycja zmian jest skutkiem wyzwań stojących przed ciepłownictwem systemowym, do których w szczególności należą:

  1. wzrastające koszty związane z polityką klimatyczną Polski oraz Unii Europejskiej, które wpływają zarówno na bieżącą działalność przedsiębiorstw ciepłowniczych, jak i na konieczność bardzo wysokich nakładów inwestycyjnych oraz
  2. zmniejszające się zapotrzebowanie na ciepło spowodowane ociepleniem klimatu, postępem technologicznym oraz wymogami zwiększania efektywności energetycznej, w tym dotyczącymi termomodernizacji budynków.

Zmiana rozporządzenia związana jest także z realizacją Polityki energetycznej Polski do 2040 r.. która zakłada zwiększenie wykorzystania ciepła systemowego. Przypomnijmy, że rozwój ciepłownictwa systemowego stanowi projekt strategiczny PEP2040. Jego realizacja ma następować przez poprawę efektywności ciepłownictwa, przede wszystkim budowę i przekształcenie istniejących systemów w efektywne energetycznie systemy ciepłownicze. Oznacza to w szczególności zwiększenie wykorzystania odnawialnych źródeł energii oraz pobudzenie lokalnego potencjału gospodarczego. W 2030 r. co najmniej 85% spośród systemów ciepłowniczych lub chłodniczych, w których moc zamówiona przekracza 5MW ma spełniać kryteria efektywnego energetycznie systemu ciepłowniczego. Wdrożenie tej wizji wiąże się z koniecznością opracowania całkowicie nowego modelu rynku ciepła, przy jednoczesnym uwzględnieniu akceptowalności cen przez odbiorców oraz umożliwieniu pokrycia kosztów uzasadnionych wraz ze zwrotem z zainwestowanego kapitału przedsiębiorstwom energetycznym.

NISKA RENTOWNOŚĆ W OBLICZU POTRZEBNYCH INWESTYCJI

Wskazany plan, choć potrzebny, stanowi spore wyzwanie. W uzasadnieniu projektu przywołano obliczenia przedstawione w raporcie „Energetyka cieplna w liczbach” przygotowanym przez Prezesa URE na 2019 r., z którego wynika, że sytuacja finansowa ciepłownictwa systemowego systematycznie się pogarsza. Rentowność ogółem przedsiębiorstw wytwarzających ciepło bez kogeneracji i przedsiębiorstw wytwarzających ciepło w kogeneracji w 2019 r. osiągnęła ujemną wartość (-) 2,92, co stanowi spadek w stosunku do poprzedniego roku o 4,8 punktu procentowego. Jak wskazano w raporcie, istotny wpływ na tę okoliczność miało obniżenie wskaźnika rentowności w przedsiębiorstwach posiadających źródła ciepła, w których ciepło wytwarzane jest w kogeneracji z energią elektryczną. W tej grupie przedsiębiorstw wskaźnik rentowności obniżył się o 8,3 punktu procentowego w stosunku do 2018 r. przy spadku rentowności ogółem o 4,8 punktu procentowego. Przyczyn takiego stanu rzeczy należy szukać w tzw. uproszczonym modelu taryfowym dla kogeneracji, który z opóźnieniem przenosi na ceny ciepła zmiany następujące na rynku, w tym przypadku był to przede wszystkim szybki wzrost w latach 2018-2019 kosztów uprawnień do emisji.

Niepewna kondycja finansowa ciepłownictwa systemowego może utrudnić realizację wspomnianych inwestycji. W tym zakresie niewystarczające mogą okazać się nawet wsparcie pieniężne z Unii Europejskiej przekazane na cele modernizacji ciepłownictwa. Finansowanie projektów inwestycyjnych wymaga zarówno środków własnych, pochodzących ze zwiększenia kapitałów własnych przedsiębiorstw ciepłowniczych, jak i środków zewnętrznych w postaci dotacji i finansowania dłużnego. Bez zwiększenia środków własnych nie będzie możliwości pozyskania finansowania zewnętrznego. Zmiana rozporządzenia ma na celu zwiększenie zdolności pozyskiwania kapitału obcego przez przedsiębiorstwa sektora ciepłowniczego.

W uzasadnieniu do projektu wskazano, że „rozporządzenia ma na celu szybkie ustabilizowanie sytuacji finansowej przedsiębiorstw sektora ciepłowniczego w obszarze wytwarzania i przesyłania oraz dystrybucji ciepła, poprzez zmianę odpowiednich regulacji”. Modyfikacje mają poprawić płynność finansową w sektora oraz sprawić, że przedsiębiorstwa uzyskają większą zdolność kredytową, co będzie stanowiło solidną bazę kapitałową do dokonywania oczekiwanych inwestycji.

PROPONOWANE ZMIANY

Projekt zakłada kilka istotnych zmian. W pierwszej kolejności projektodawcy proponują dokonanie zmiany we wzorach określonych w rozporządzeniu, co ma przełożyć się na zwiększenie dynamiki wskaźnika wzrostu przychodów ze sprzedaży ciepła wytwarzanego w jednostkach kogeneracji, dla których stosuje się uproszczoną metodę kalkulacji cen. Zmiana ma polegać na zwiększeniu o 1 punkt procentowy możliwego wzrostu planowanych przychodów w taryfach uproszczonych dla ciepła wytworzonego w jednostkach kogeneracji. Jak wynika z Oceny Skutków Regulacji załączonej do projektu, przyjęcie zaproponowanych zmian pozwoli na zrównanie ceny ciepła określonej w taryfie z ceną benchmarkową po kilkunastu latach oraz ograniczenie negatywnych konsekwencji istotnego wzrostu cen uprawnień do emisji CO2, które nie będą jeszcze odzwierciedlone w cenach referencyjnych stanowiących podstawę kształtowana cen ciepła ze źródeł kogeneracyjnych.

Projekt ma zagwarantować minimalny wzrost (zmianę) planowanych przychodów w taryfach przedsiębiorstw energetycznych prowadzących działalność gospodarczą przesyłania i dystrybucji ciepła oraz tych prowadzących działalność gospodarczą wytwarzania ciepła, które stosują uproszczonego sposobu kształtowania taryf dla ciepła. Dalej, projektowane rozporządzenie ma wprowadzić rozwiązanie, zgodnie z którym przy kalkulacji zwrotu z kapitału zaangażowanego w działalność dostawy ciepła uwzględniana będzie zwiększona stopa zwrotu o 1 punkt procentowy za każdą redukcję emisji o 25%, która wynika z przeprowadzonych inwestycji w nowe lub znacząco zmodernizowane jednostki wytwórcze w źródłach ciepła, sieciach ciepłowniczych lub w infrastrukturę po stronie odbiorców końcowych.

Wreszcie planowana jest zmiana polegająca na powiązaniu możliwości stosowania przepisów gwarantujących w taryfach dla ciepła limit planowanych przychodów i ich zwiększenie w taryfach uproszczonych po dniu 31 grudnia 2025 r. wyłącznie dla przedsiębiorstw energetycznych funkcjonujących w systemie ciepłowniczym, dla którego spełnione są łącznie dwa warunki:

  1. system ciepłowniczy jest efektywny energetycznie w rozumieniu ustawy – Prawo energetyczne oraz
  2. wskaźnik nakładu nieodnawialnej energii pierwotnej dla danej sieci ciepłowniczej wchodzącej w skład rozpatrywanego systemu ciepłowniczego określony zgodnie z metodyką zawartą w przepisach wydanych na podstawie ustawy o efektywności energetycznej jest niższy od 0,65.

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

CEER o Pakiecie Dekarbonizacji Rynków Wodoru i Gazu

Aktualności, Gaz, OZE, Środowisko, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania CEER o Pakiecie Dekarbonizacji Rynków Wodoru i Gazu została wyłączona

Jednym z narzędzi mających służyć realizacji założeń Europejskiego Zielonego Ładu jest projekt zmian legislacyjnych określany jako Pakiet Dekarbonizacji Rynków Wodoru i Gazu (PDRWG), zakładający  rewizję dwóch kluczowych dla sektora gazowniczego aktów, tj. dyrektywy PE i Rady 2009/73/WE z dnia
13 lipca 2009 r. dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego, uchylającej dyrektywę 2003/55/WE (dalej „dyrektywa gazowa”) oraz rozporządzenia PE i Rady (WE) nr 715/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego, uchylającego rozporządzenie (WE) nr 1775/2005 (dalej „rozporządzenie gazowe”).

Jako główne cele Pakietu Komisja Europejska wskazała:

  • zapewnienie warunków do powstawania infrastruktury wodorowej;
  • zapewnienie funkcjonowania konkurencyjnych rynków wodoru;
  • ułatwienie lokalnej i zdecentralizowanej produkcji gazów odnawialnych i niskowęglowych;
  • wzmocnienie praw konsumentów; oraz
  • zapewnienie przejrzystości i bezpieczeństwa dostaw.

Stanowisko Rady Europejskich Regulatorów Energetyki

Istotny głos w debacie nad PDRWG stanowi opinia Rady Europejskich Regulatorów Energetyki (CEER), przedstawiona, w ramach trwających do 18 czerwca 2021 r. konsultacji publicznych projektu.

W pierwszej kolejności, w opinii wskazano na kilka kwestii, które zdaniem CEER powinny być uznane za fundamentalne przy projektowaniu i zarządzaniu sektorem gazowym. Wśród szczególnie istotnych Rada wymienia m.in.:

  • przyjęcie stopniowego i elastycznego podejścia regulacyjnego do zmian zachodzących w sektorze wodorowym;
  • przyjęcie elastycznego i wspierającego rozwój sektora wodorowego ustawodawstwa;
  • kontynuację działań mających na celu poprawę funkcjonowania rynku gazu;
  • gwarancję praw konsumenckich bez względu na nośnik energii;
  • zwiększenie nadzoru krajowych organów regulacyjnych oraz Agencji Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki nad planowaniem zintegrowanej infrastruktury.

Odpowiadając na podstawowe pytanie Komisji Europejskiej, dotyczące rewizji dyrektywy gazowej oraz rozporządzenia gazowego CEER podkreśla, iż proces przejścia na nowy model energetyczny nie powinien zagrażać przystępności cenowej dla odbiorców taryf przesyłowych i dystrybucyjnych gazu ziemnego. Wskazano także, na potrzebę unikania subsydiowania skrośnego między użytkownikami sieci gazu ziemnego a innymi sektorami. Ponadto, odnosząc się do tzw. „zbędnych” zasobów gazu, ich zastosowanie do transportowania wodoru, w przypadku zidentyfikowania zapotrzebowania na infrastrukturę wodorową określono jako korzystne, zarówno dla odbiorców końcowych gazu, jak i wodoru.

W opinii poruszono także kwestię planowania zintegrowanej infrastruktury. Zdaniem CEER, zgodnie z postulowanym stopniowym i elastycznym podejściem regulacyjnym do rynku wodoru, harmonizacja tego sektora na poziomie unijnym, nie powinna wymagać opracowania oddzielnych Krajowych Planów Rozwoju, jednakże w przypadkach, w których jest to zasadne rozwój sektora wodorowego powinien być uwzględniony w Krajowych Planach Rozwoju dla gazu i energii elektrycznej. Mimo to, Rada wskazuje, iż istnieją wyraźne korzyści kompleksowego przeglądu infrastruktury projektów wodorowych, w szczególności, w kontekście projektów opracowywanych przez podmioty nieregulowane. Z kolei, w zakresie prawnych regulacji związanych z  odrębną infrastruktura i rynkiem wodoru Rada Europejskich Regulatorów Energetyki zaleca dostosowanie przyjmowanych rozwiązań do stopnia rozwoju sektora, uwzględniając poziom zapotrzebowania na transport wodoru, przy czym CEER zwraca uwagę na ryzyko związane z powstaniem naturalnego monopolu.

Kolejnym istotnym zagadnieniem poruszonym w stanowisku jest kwestia mieszania wodoru i innych odnawialnych, bądź niskoemisyjnych gazów w sieciach gazowych. CEER wskazuje na spodziewane korzyści, związane z tą metodą, lecz także na potencjalne zagrożenia wynikające z braku wiedzy na temat jej długofalowych konsekwencji zarówno technicznych, jak i ekonomicznych.

W ostatniej części stanowiska, CEER odnosi się do problemu uregulowania zagadnień związanych z cyberbezpieczeństwem, podnosząc, iż jest ono kluczowa dla funkcjonowania systemu dostaw UE, w konsekwencji uznając za potrzebne wprowadzenie unijnych kompleksowych ram legislacyjnych mających przeciwdziałać cyberzagrożeniom w sektorze energetycznym.

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

Projekt nowelizacji specustawy jądrowej oraz prawa atomowego

Aktualności, Atom, , , , , , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Projekt nowelizacji specustawy jądrowej oraz prawa atomowego została wyłączona

Zgodnie z aktualnymi planami, sprawiedliwa transformacja energetyczna i obranie kierunku zeroemisyjnego systemu energetycznego w Polsce ma odbyć się z wykorzystaniem energetyki jądrowej. Konkretne plany budowy oraz oddania do eksploatacji elektrowni jądrowych w Polsce zostały przedstawione zarówno w aktualizacji Programu polskiej energetyki jądrowej, jak i w Polityce energetycznej Polski do 2040 r. Według przyjętego przez Radę Ministrów harmonogramu budowa pierwszej polskiej elektrowni jądrowej rozpocznie się w 2026 r., w 2033 r. uruchomiony zostanie pierwszy blok elektrowni jądrowej o mocy około 1-1,6 GW, a kolejne bloki będą wdrażane co 2-3 lata, przy czym cały program jądrowy zakłada budowę 6 bloków jądrowych.

Z tego względu ustawodawca uznał, że należy skonstruować dogodne dla rozwoju energetyki jądrowej warunki prawne, które pozwolą na usprawnienie procesu inwestycyjnego związanego z budową obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących. Niedawno informowaliśmy o przekazaniu do konsultacji publicznych projektu Strategii i polityki w zakresie rozwoju bezpieczeństwa jądrowego i ochrony radiologicznej Rzeczypospolitej Polskiej. Równolegle w wykazie Rządowego Centrum Legislacji opublikowano projekt ustawy o zmianie ustawy o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących oraz niektórych innych ustaw (numer w wykazie: UD200). W ramach projektu planowane jest wprowadzenie zmian do szeregu ustaw, przede wszystkim do ustawy z dnia 29 czerwca 2011 r. o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących (specustawa jądrowa) oraz do ustawy z dnia 29 listopada 2000 r. – Prawo atomowe.

Zmiany w specustawie jądrowej

W specustawie jądrowej planuje się przede wszystkim zmienić definicję „inwestycji towarzyszącej”. Pojęcie to ma zostać poszerzone o inwestycje niezbędne do:

  • prowadzenia pomiarów, badań lub innych prac niezbędnych do sporządzenia wstępnego raportu lokalizacyjnego,
  • prowadzenia pomiarów, badań lub innych prac niezbędnych do sporządzenia wstępnego raportu bezpieczeństwa składowiska odpadów promieniotwórczych,
  • prowadzenia pomiarów, badań lub innych prac niezbędnych do sporządzenia dla obiektu energetyki jądrowej raportu lokalizacyjnego,
  • prowadzenia badań lub innych prac zmierzających do sporządzenia raportu o oddziaływaniu przedsięwzięcia na środowisko.

Dzięki takiej zmianie zakresu znaczeniowego „inwestycji towarzyszącej”, cały proces inwestycyjny, z uwzględnieniem wymienionych wyżej etapów, zostanie przyspieszony.

W celu przygotowania inwestycji w zakresie budowy obiektu energetyki jądrowej, inwestor musi złożyć wniosek o wydanie decyzji o ustaleniu lokalizacji inwestycji do właściwego miejscowo wojewody. W aktualnym stanie prawnym inwestor nie może uzyskać odpowiedniej decyzji, jeśli nie spełnia następujących kryteriów:

  • posiadanie siedziby w państwie członkowskim Unii Europejskiej lub państwie członkowskim Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) – będącym stroną umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym,
  • wykazanie, że sam inwestor lub podmiot powiązany z nim kapitałowo, w ciągu ostatnich 10 lat prowadził przynajmniej przez 1 rok eksploatację bloków energetycznych o łącznej mocy zainstalowanej wynoszącej co najmniej 1000 MWe, w tym przynajmniej jednego bloku energetycznego o mocy zainstalowanej wynoszącej co najmniej 200 MWe.

Biorąc pod uwagę znaczenie rozwoju energetyki jądrowej, projektodawca proponuje rozszerzyć krąg potencjalnych inwestorów i wyłączyć obowiązek spełniania wymienionych warunków.

Niezwykle istotnym etapem procesu licencjonowania elektrowni jądrowej jest wydanie decyzji zasadniczej. W tym akcie państwo wyraża aprobatę dla budowy konkretnej elektrowni jądrowej, przy uwzględnieniu bezpieczeństwa państwa czy spójności inicjatywy z polityką energetyczną. Mimo tak kluczowej roli decyzji zasadniczej, inwestor ubiega się o jej wydanie dopiero po uzyskaniu decyzji o ustaleniu lokalizacji inwestycji. Według projektodawcy jest to niekorzystne zarówno dla inwestora, który w ciągu całej procedury inwestycyjnej podejmuje duże ryzyko, jak i dla państwa. Zgodnie z zamiarem projektodawcy wydanie decyzji zasadniczej zostanie przesunięte na początkowy etap procesu – akt będzie załączany do wniosku o wydanie decyzji o ustaleniu lokalizacji inwestycji. Oprócz tego w zakresie przepisów dotyczących decyzji zasadniczej, planuje się inne zmiany, które mają na celu udoskonalenie procesu inwestycyjnego, m.in.:

  • uczynienie decyzji zasadniczej aktem o charakterze uznaniowym,
  • uchylenie szczególnych kryteriów, które musi spełniać inwestor, aby decyzja została wydana (analogicznie do decyzji o ustaleniu lokalizacji inwestycji),
  • określenie kryteriów, które organ bierze pod uwagę przy wydawaniu decyzji zasadniczej,
  • wymienienie obligatoryjnych elementów decyzji zasadniczej,
  • nadanie decyzji zasadniczej rygoru natychmiastowej wykonalności.

Jako że według projektodawcy inwestorzy w zakresie budowy obiektu energetyki jądrowej ze względu na konieczność rozwoju energetyki jądrowej powinni być traktowani preferencyjnie, w projekcie planuje się nałożenie na organy administracji publicznej i inne podmioty nowych obowiązków względem inwestorów. Tym samym organy administracji publicznej, jednostki przez nie nadzorowane, spółki prawa handlowego będące państwowymi osobami prawnymi oraz podmioty gospodarujące nieruchomościami stanowiącymi własność Skarbu Państwa będą nieodpłatnie udostępniać inwestorom informacje i dane, które są konieczne dla wykonywania zadań związanych z realizacją inwestycji w zakresie obiektu energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących.

Według obecnie obowiązujących przepisów do gruntów, które są objęte decyzją o ustalenie lokalizacji inwestycji w zakresie budowy obiektu energetyki jądrowej, nie stosuje się przepisów ustawy z dnia 3 lutego 1995 r. o ochronie gruntów rolnych i leśnych. Biorąc jednak pod uwagę fakt, iż badania środowiskowe i lokalizacyjne oraz inwestycje towarzyszące są ściśle powiązane z procesem budowy elektrowni jądrowej, postanowiono, że do nieruchomości z nimi związanych również nie powinno stosować się rygorów z ustawy o ochronie gruntów rolnych i leśnych.

Zmiany w Prawie Atomowym

Proponowane w projekcie rozwiązanie dotyczą również ustawy Prawo Atomowe, w której reguluje się wykorzystanie energii atomowej. Przede wszystkim projektowane zmiany obejmują doprecyzowanie uregulowań związanych z etapami budowy i rozruchu obiektu jądrowego w celu usunięcia ewentualnych wątpliwości interpretacyjnych. Zaproponowano m.in. wymienienie rodzajów robót budowlanych dotyczących obiektów jądrowych, które nie wymagają zezwolenia Prezesa Państwowej Agencji Atomistyki czy uregulowanie kwestii związanych z przeprowadzeniem testów przedeksploatacyjnych systemów, elementów konstrukcji i wyposażenia obiektu jądrowego.

Projektodawca zwrócił też uwagę na to, że według obowiązujących obecnie przepisów blok elektrowni jądrowej po przeprowadzenia rozruchu jądrowego, nawet w przypadku pozytywnych wyników testów rozruchowych, jest wyłączony z użytkowania do momentu wydania pozwolenia na eksploatację. Aby temu zapobiec, do czasu określonego w zezwoleniu na rozruch obiektu, eksploatacja obiektu jądrowego będzie mogła być prowadzona na podstawie zezwolenia na rozruch oraz zatwierdzonego przez Prezesa PAA raportu z rozruchu obiektu jądrowego.

Kolejna istotna zmiana ma pozwolić na doprecyzowanie przepisów dotyczących obszaru ograniczonego użytkowania. Obszar ten obejmuje teren wokół obiektu jądrowego. Projektowane przepisy mają zapewnić adekwatność powierzchni tego obszaru do faktycznych potrzeb wynikających z eksploatacji danego obiektu jądrowego oraz uniknięcie wprowadzania nieuzasadnionych ograniczeń w użytkowaniu terenu dla okolicznej ludności lub podmiotów gospodarczych.

Autorka: Julia Fischer, 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.

Forum Ciepła i Gazu – 22-24 czerwca 2021 r.

Aktualności, Ciepłownictwo, , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Forum Ciepła i Gazu – 22-24 czerwca 2021 r. została wyłączona

Adam Wawrzynowicz, wspólnik zarządzający W&W przedstawi referat na Forum Ciepła i Gazu zorganizowanym przez Izbę Gospodarczą Ciepłownictwo Polskie. Głównym partnerem wydarzenia jest PGNiG S.A.

Konferencja poświęcona jest omówieniu wyzwań, jakie stoją przed sektorem ciepłowniczym z związku z „zieloną transformacją” oraz możliwości, jakie można wiązać w tym zakresie z paliwami gazowymi, w szczególności gazem ziemnym.

Serdecznie zapraszamy do zapoznania się z szczegółami wydarzenia na stronie: https://www.forumcieplaigazu.pl/

Nowelizacja Prawa energetycznego – część I: liczniki zdalnego odczytu, system inteligentnego opomiarowania, CSIRE oraz NEMO

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Orzecznictwo, , , , Możliwość komentowania Nowelizacja Prawa energetycznego – część I: liczniki zdalnego odczytu, system inteligentnego opomiarowania, CSIRE oraz NEMO została wyłączona

W dniu 15 kwietnia 2021 r. Sejm uchwalił ustawę o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (druk sejmowy nr 808). Nowelizacja wprowadza szereg zmian w różnych obszarach sektora energetycznego. Większość z nich ma na celu rozwój konkurencji na rynku energetycznym, przeciwdziałanie negatywnym skutkom monopolu oraz wzmocnienie pozycji odbiorców końcowych, a zwłaszcza odbiorców w gospodarstwach domowych. Wprowadzenie nowych przepisów ma służyć implementacji prawa unijnego, w tym dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r., która wyznacza wspólne zasady rynku wewnętrznego energii elektrycznej.

Z uwagi na obszerność nowelizacji trudno jest przedstawić wszystkie najważniejsze zmiany w ramach jednej publikacji. Z tego względu postanowiliśmy je zaprezentować w kolejnych odcinkach.

LICZNIKI ZDALENGO ODCZYTU I SYSTEM INTELIGENTNEGO OPOMIAROWANIA

Najbardziej znaczącą zmianą w całej nowelizacji ma być wprowadzenie systemu inteligentnego opomiarowania w sektorze elektroenergetycznym w oparciu o rozwiązania dyrektyw unijnych. System ma polegać na zainstalowaniu u odbiorców liczników zdalnego odczytu energii, które mają mierzyć przepływ energii w punktach poboru. Urządzenia te mają przede wszystkim pozwolić odbiorcom końcowym na świadome kontrolowanie zużycia prądu. Działanie to ma być nie tylko postępem technologicznym i inwestycyjnym przedsiębiorstw sieciowych, ale ma także zwiększyć konkurencyjność rynku energii, z której skorzystają wszyscy użytkownicy systemu, a w szczególności, odbiorcy. Lepsze zarządzanie zużyciem energii elektrycznej przez odbiorców końcowych, ułatwienie zmiany sprzedawcy, możliwość korzystania z przedpłatowej formy rozliczeń, idące w parze z uzyskaniem oszczędności przez przedsiębiorstwa energetyczne dzięki redukcji strat handlowych i technicznych, kosztów odczytu oraz wsparcia finansowego w budowie i utrzymaniu źródeł szczytowych, a także stworzenie potencjału do rozwoju mikro-generacji – to wszystko ma spowodować, że inwestycja w liczniki zdalnego odczytu zwróci się z nadwyżką w niedługim horyzoncie czasowym.

Nowelizacja zakłada, że do końca 2023 r. liczniki zdalnego odczytu mają być zainstalowane w przynajmniej 15% punktów poboru energii u odbiorców końcowych, do końca 2025 r. – w przynajmniej 35 % punktów poboru, do końca 2027 r. – w przynajmniej 65% punktów poboru, a ostatecznie do 31 grudnia 2028 r. przynajmniej 80% odbiorców ma mieć zainstalowane zdalne liczniki. Z analizy kosztów i strat, do której sporządzenia zostało zobowiązane każde Państwo Członkowskie, wynika, że wprowadzenie systemu inteligentnego opomiarowania w Polsce może się okazać bardzo korzystne. Koszty zainstalowania liczników zdalnego odczytu u odbiorców końcowych przyłączonych do sieci danego operatora o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz liczników w stacjach SN/nN pokrywane będą przez właściwego OSD.

Niezależnie od przyjętego harmonogramu instalacji liczników zdalnego odczytu, odbiorcy powinni wiedzieć, że liczniki energii elektrycznej i tak podlegałyby wymianie w ramach tzw. legalizacji ponownej. Planowana wymiana na nowoczesne liczniki zdalnego odczytu pozwoli znacząco zmniejszyć koszty funkcjonowania całego systemu, np. poprzez zaprzestanie odwiedzania odbiorców energii elektrycznej przez inkasentów.

CSIRE

Z wprowadzeniem systemu inteligentnego pomiaru będzie łączyć się stworzenie centralnego przetwarzania informacji rynku energii (w Polsce Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii, w skrócie CSIRE). Za podmiot, który będzie odpowiedni do wykonywania zadań operatora informacji rynku energii (OIRE) ze względu na swoją niezależność od innych uczestników rynku, uznano OSP. OIRE ma gromadzić i przetwarzać uzyskane informacje rynku energii. Nowelizacja wprowadza definicję tego ostatniego pojęcia. Informacje rynku energii to informacje dotyczące punktu pomiarowego, dane pomiarowe, informacje o zdarzeniach rejestrowanych przez licznik zdalnego odczytu, polecenia odbierane przez licznik zdalnego odczytu oraz inne informacje niezbędne do dostarczania energii elektrycznej. Do innych zadań OIRE należy zaliczyć: wspieranie procesów rynku energii, opracowanie oraz aktualizację standardów wymiany informacji CSIRE i udostępnianie zgromadzonych informacji uprawnionym użytkownikom systemu.

Po wdrożeniu CSIRE wszelkie rozliczenia za energię elektryczną będą prowadzone wyłącznie na podstawie danych z tego systemu, z wyjątkiem sytuacji, w których w przypadku awarii tego systemu nie jest możliwe dokonywanie rozliczeń z jego pomocą. Uzasadnieniem obowiązku użytkowników systemu, w tym operatorów systemów dystrybucyjnych i operatora systemu przesyłowego oraz sprzedawców, dokonywania rozliczeń za energię elektryczną i usługi wyłącznie na podstawie informacji rynku energii zarejestrowanych w CSIRE jest potrzeba zapewnienia jednego spójnego źródła danych do rozliczeń realizowanych przez różne podmioty rynku energii, zapewniającego standardową postać tych informacji i łatwy dostęp do nich przez uprawnionych użytkowników.

Dostęp do systemu będzie nieodpłatny. Dzięki możliwości korzystania z CSIRE ułatwieniu i skróceniu mają ulec liczne procesy rynku energii jak np. zmiana sprzedawcy. Ponadto ma on pozwolić weryfikować indywidualny pobór oraz oddanie energii elektrycznej do sieci oraz umożliwić udostępnianie własnych informacji rynku energii, w tym danych pomiarowych, wybranym przez siebie podmiotom np. w celu otrzymania lepszych ofert lub usług.

Wprowadzenie systemu inteligentnego opomiarowania stanowi duże wyzwanie w kontekście zapewnienia bezpieczeństwa i ochrony danych osobowych, ponieważ gromadzone dane pozwalają np. na określenie godzin, w czasie których odbiorcy znajdują się w domu. Jako zaletę systemu wskazuje się m.in. możliwość korzystania przez OSP, OSD i odbiorców z jednego źródła i łatwiejszy dostęp do danych historycznych.

WYKONANIE PRZEPISÓW ROZPORZĄDZENIA CACM

W kontekście innych zmian prawodawczych na poziomie unijnym, ustawa ma na celu dostosowanie polskich regulacji do przepisów rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (rozporządzenia CACM). Rozporządzenie to jest w wielu aspektach przełomowe. Przede wszystkim za jego sprawą doszło do harmonizacji zasady wyznaczania dostępnych zdolności przesyłowych pomiędzy obszarami rynkowymi na rynku dnia następnego i rynku dnia bieżącego, które dotychczas następowało najczęściej w oparciu o metodykę CNTC (Coordinated Net Transmission Capacity) oraz w ramach aukcji typu explicit. Wyznaczanie dostępnych zdolności przesyłowych opiera się obecnie o metodykę flow-based i aukcje typu implicit. Rozporządzenie CACM dotyka jeszcze kilku obszarów krajowych rynków energii elektrycznej, jednak w kontekście rozpatrywanej nowelizacji zmianą, która zasługuje na szczególną uwagę jest uregulowanie statusu wyznaczonych operatorów rynku energii elektrycznej (NEMO – Nominated Electricity Market Operator).

Zgodnie z art. 2 pkt 23 rozporządzenia CACM NEMO to podmiot wyznaczony przez właściwy organ do wykonywania zadań związanych z jednolitym łączeniem rynków dnia następnego lub dnia bieżącego. Jak wynika z art. 4 ust. 1 rozporządzenia CACM każde państwo członkowskie połączone siecią energetyczną z obszarem rynkowym innego państwa członkowskiego zapewnia wyznaczenie w terminie czterech miesięcy od daty wejścia w życie aktu co najmniej jednego NEMO do przeprowadzania jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub dnia bieżącego. W tym celu krajowi i zewnętrzni operatorzy rynku mogą zostać wezwani do ubiegania się o wyznaczenie na NEMO. W Polsce wyznaczonymi operatorami rynku energii elektrycznej są EPEX SPOT, Nord Pool i Towarowa Giełda Energii (TGE).

Rozporządzenie CACM zawiera przepisy, które przyznają kompetencje monitorująco-kontrolne regulatorowi, zarówno w odniesieniu do NEMO wyznaczonych przez siebie, jak i wyznaczonych w innych państwach członkowskich ale działających na terytorium RP. Mają one jednak charakter ogólny i wymagają doprecyzowania w przepisach krajowych, w celu zapewnienia pełnej skuteczności rozwiązaniom zawartym w rozporządzeniu CACM.

W tym zakresie można wskazać kilka kluczowych zmian. Po pierwsze, NEMO zyska definicję legalną na gruncie polskim. Ustawodawca będzie posługiwał się pojęciem „wyznaczonego operatora rynku energii elektrycznej”, a sama definicja w dużej mierze będzie odnosić się do wspomnianego art. 2 pkt 23 rozporządzenia CACM. Po drugie, ustawa przyznaje regulatorowi kompetencje do ustalania zasad podziału uprawnień do głosowania przez NEMO i podziału tych uprawnień w rozumieniu rozporządzenia CACM. Zaproponowano model, zgodnie z którym NEMO przysługuje liczba głosów równa ułamkowi wyrażającemu udział obrotu energią elektryczną dokonanego przez tego operatora na terytorium RP w ogólnej wielkości obrotu energią elektryczną na terytorium RP w poprzednim roku budżetowym. Po trzecie, regulator otrzyma prawo do żądania od NEMO przedstawienia informacji lub dokumentów dotyczących wykonywanej działalności wyznaczonego operatora rynku energii elektrycznej. W ustawie określono również sankcje dla NEMO za nieprzestrzeganie obowiązków wynikających z przepisów Rozporządzenia CACM, nieprzekazywanie ACERowi lub Prezesowi URE informacji, w tym przekazywanie informacji nieprawdziwych lub niepełnych. W ustawie określono również ogólne zasady głosowania w sprawie decyzji dotyczących wniosków przygotowywanych przez NEMO, które zostały opisane w art. 9 ust. 2 Rozporządzenia CACM.

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

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.