prawo energetyczne

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 [K1] 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 [K2] . 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.

Zaktualizowany projekt nowelizacji PE

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, Gaz, , , Możliwość komentowania Zaktualizowany projekt nowelizacji PE została wyłączona

Celem opublikowanego w styczniu projektu nowelizacji Prawa energetycznego jest przyczynienie się do dalszego rozwoju rynku energii elektrycznej i gazu ziemnego oraz skutecznego wykonywania uprawnień przez regulatora. Projekt ustawy z 2018 roku uległ aktualizacji w styczniu 2020 i uwzględnia postulaty zgłoszone w trakcie uzgodnień międzyresortowych.

Obszerna nowelizacja odnosi się do kilkunastu obszarów problemowych.

1. Umożliwia się wykonanie 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, w tym ogólne zasady głosowania w sprawie decyzji dotyczących wniosków przygotowywanych przez wyznaczonych operatorów rynku energii elektrycznej.

Projekt ustawy wprowadza przepisy niezbędne do prawidłowego i skutecznego stosowania przepisów w/w rozporządzenia („CACM”), które nakłada na regulatora obowiązek zapewnienia przestrzegania przez nominowanego operatora rynku energii („NEMO”) przepisów CACM oraz oceny spełniania przez NEMO kryteriów wyznaczenia na nominowanego operatora rynku energii określonych w art. 6 CACM.

W Projekcie zaproponowano wprowadzenie m. in. przepisu definiującego NEMO, nadano regulatorowi kompetencje do ustalania zasad podziału uprawnień do głosowania przez NEMO i podział tych uprawnień w rozumieniu art. 9 ust. 2 akapit 4 CACM oraz przyznano mu prawo do żądania od NEMO przedstawienia informacji lub dokumentów dotyczących wykonywanej działalności nominowanego operatora rynku energii elektrycznej.

2.   Stwarza się podstawę prawną dla rekuperacji energii elektrycznej zwróconej do sieci trakcyjnej w następstwie hamowania pojazdów oraz odbioru energii elektrycznej przez punkt ładowania z pojazdu elektrycznego.

Zaproponowane w Projekcie rozwiązania obejmą swoim zakresem podmiotowym pojazdy kolejowe (w tym metro), tramwaje i trolejbusy. Rozliczanie dostarczanej energii elektrycznej, w przypadku jej zwrotu do sieci trakcyjnej przyłączonej do sieci dystrybucyjnej OSD elektroenergetycznego, albo sieci dystrybucyjnej OSD elektroenergetycznego w następstwie hamowania pojazdu kolejowego, tramwaju oraz trolejbusa będzie następowało na podstawie różnicy ilości energii elektrycznej pobranej i zwróconej przez danego odbiorcę, ustalanej w oparciu o rzeczywiste wskazania urządzeń pomiarowo-rozliczeniowych.

3.  Wprowadza się obowiązek opracowywania przez operatora systemu magazynowania (OSM) oraz operatora systemu skraplania gazu ziemnego (OSGZ) instrukcji ruchu i eksploatacji instalacji magazynowej („Instrukcja”).

Celem wprowadzenia powyższego obowiązku jest zwiększenie nadzoru nad warunkami świadczenia usług magazynowania, skraplania i regazyfikacji oraz zwiększenia przejrzystości zasad funkcjonowania OSM i OSGZ.

OSM i OSGZ zobowiązany będzie do skonsultowania Instrukcji z użytkownikami systemu i przedłożenia jej do zatwierdzenia przez Prezesa URE na wzór funkcjonującego obowiązku sporządzenia IRiESD i IRiESP. W Projekcie przewidziano wykaz informacji, które powinny zostać zawarte w treści instrukcji.

OSGZ i OSM po raz pierwszy opracują odpowiednio projekt instrukcji ruchu i eksploatacji instalacji skroplonego gazu ziemnego lub projekt instrukcji ruchu i eksploatacji instalacji magazynowej i poinformują użytkowników systemu o publicznym dostępie do projektu instrukcji oraz o możliwości zgłaszania uwag, w terminie 3 miesięcy od dnia wejścia w życie niniejszej ustawy.

4.   Nabór na Prezesa URE będzie przeprowadzał zespół powołany przez Ministra wł. ds. energii, a Prezes URE będzie wykonywał swoje zadania przy pomocy dwóch Wiceprezesów URE, którzy będą wykonywać swoje zadania określone ściśle w ustawie, statucie URE oraz regulaminie organizacyjnym.

5.  Prezes URE będzie organem właściwym do uznawania kwalifikacji osób wykonujących prace przy urządzeniach, instalacjach i sieciach energetycznych nabytych w państwach członkowskich UE, Konfederacji Szwajcarskiej lub państwach członkowskich EFTA, a wszystkie świadectwa będą tracić ważność po upływie 5 lat od dnia ich wpisu w rejestrze świadectw kwalifikacyjnych – przepisy te mają znaleźć zastosowania zarówno do dużego jak i małego przedsiębiorcy.

6.  Prezes URE będzie mógł z urzędu lub na wniosek strony zobowiązać strony umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych lub energii elektrycznej zawartej pomiędzy sprzedawcą a operatorem systemu dystrybucyjnego lub operatorem systemu przesyłowego do jej zmiany, w celu umożliwienia sprzedawcy sprzedaży paliw gazowych lub energii elektrycznej lub świadczenia usługi kompleksowej odbiorcom przyłączonym do sieci tego operatora, w przypadkach uzasadnionych koniecznością zapewnienia ochrony interesów odbiorców końcowych, równoważenia interesów stron tej umowy lub przeciwdziałania praktykom ograniczającym konkurencję, w tym umożliwienia korzystania przez odbiorców końcowych z uprawnienia zmiany umowy.

Zatwierdzenie instrukcji będzie możliwe tylko wówczas, gdy spełni ona ustawowe wymagania przy jednoczesnym zapewnieniu równoważenia interesów użytkowników systemu i zachowaniu bezpieczeństwa rozwoju konkurencji na rynku energii elektrycznej i rynku gazu ziemnego. W innym wypadku, Prezes URE będzie uprawniony do wezwania OSP i OSD do zmiany instrukcji w oznaczonym zakresie. Co istotne, w przypadku niewykonania ww. zobowiązania przez operatora, uprawnienie do zmiany instrukcji zostanie scedowane na Prezesa URE.

7.  Prezes URE będzie mógł cofnąć koncesję w przypadku wydania przez Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów wobec przedsiębiorstwa energetycznego decyzji o uznaniu praktyki za naruszającą zbiorowe interesy konsumentów w rozumieniu art. 24 ustawy z dnia 16 lutego 2007 r. o ochronie konkurencji i konsumentów.

8.  Wprowadza się podstawy prawne dla funkcjonowania zamkniętych systemów dystrybucyjnych (ZSD).

Impulsem do podjęcia analiz w zakresie zasadności wprowadzenia instytucji ZSD do przepisów PE były sygnały zarówno po stronie OSD jak i przedsiębiorstw, których głównym przedmiotem działalności nie jest działalność energetyczna, natomiast warunki, w jakich funkcjonują niejako wymuszają uzyskanie przez nich statusu OSD.

Projekt określa, czym jest ZSD oraz reguluje jego status prawny. Wniosek o uznanie systemu dystrybucyjnego za ZSD składany przez OSD, ma dotyczyć systemu dystrybucyjnego zlokalizowanego na ograniczonym obszarze geograficznym, w tym w szczególności na obszarze zakładu przemysłowego oraz w jego najbliższym otoczeniu, na obszarze obiektu handlowego lub miejsca świadczenia usług wspólnych. Zgodnie z propozycją, za ZSD Prezes URE może uznać m. in.: zakłady przemysłowe, centra handlowe i centra usług wspólnych, jeżeli spełniają przesłanki wskazane w przepisach. Nowelizacja wyklucza natomiast możliwość przyznania statusu ZSD spółdzielniom mieszkaniowym i deweloperom.

9.   Wprowadza się kompleksowe rozwiązania dla funkcjonowania i rozwoju magazynów energii elektrycznej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE).

W Projekcie proponuje się wprowadzenie do przepisów PE jednolitych definicji, które będą wykorzystane we wszystkich innych aktach prawnych, m. in. definicji magazynowania energii elektrycznej oraz definicji magazynu energii elektrycznej (w przedstawionej propozycji magazynowanie energii elektrycznej jest procesem, w którym energia pobrana z sieci jest ponownie wprowadzania do sieci w okresie późniejszym).

W projekcie ustawy proponuje się, analogicznie jak ma to miejsce w sektorze gazu, objęcie magazynowania energii elektrycznej osobną koncesją, alternatywną wobec koncesji na wytwarzanie (określenie progu mocowego – magazyny energii elektrycznej o mocy większej niż 10 MW). Podobnie, obowiązkiem koncesyjnym objęta ma być działalność polegająca na skraplaniu gazu ziemnego.

Konieczne stało się również m. in. wprowadzenie przepisu rozszerzającego delegację do IRiESP i IRiESD w celu określenia wymagań technicznych określających funkcjonowanie odrębnie instalacji zarządzania popytem i magazynów energii elektrycznej. Projekt jednocześnie określa warunki na jakich magazyn energii elektrycznej może być uwzględniony w planie rozwoju jako substytut rozbudowy sieci i wyłącza magazynowanie energią elektryczną z obowiązku sporządzania taryf.

Wśród istotnych propozycji, dodatkowo postulowano przyjęcie w rozliczeniach za usługę przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej reguły salda, czyli przyjęcie jako podstawy do rozliczeń stawki sieciowej wyłącznie różnicy pomiędzy ilością energii elektrycznej pobranej przez magazyn energii elektrycznej i energii ponownie wprowadzonej do sieci z tego magazynu, co określa się jako stratę w procesie magazynowania energii elektrycznej. Podobny mechanizm ma mieć zastosowanie w przypadku składnika stałego opłaty sieciowej, obliczanego na jednostkę mocy umownej.

W Projekcie wprowadzono rozwiązanie, które przewiduje, że dla energii pobranej przez magazyn energii elektrycznej na potrzeby magazynowania oraz na potrzeby własne magazynu, nie będzie obowiązku przedstawiania do umorzenia świadectw pochodzenia z OZE jak również zwolnienie z obowiązku opłaty OZE.

10.  Dokonuje się zmian w zakresie przepisów regulujących politykę energetyczną państwa w sposób pozwalający na elastyczne kształtowanie formuły dokumentu.

11.  Doprecyzowuje się przepisy dotyczące stosowania taryfy dotychczasowej przez przedsiębiorstwo energetyczne oraz zmienia się miejsce publikacji taryf dla ciepła z dziennika wojewódzkiego na Biuletyn URE.

12.  Wprowadza się środki mające na celu przeciwdziałanie nieuczciwym praktykom niektórych sprzedawców wprowadzając zakaz zawierania umów sprzedaży paliw gazowych i energii elektrycznej poza lokalem przedsiębiorstwa.

13.  Umożliwia się prowadzenie postępowań w sprawie pozasądowego rozwiązywania sporów (ADR – alternative dispute resolution) osobom zajmującym się obsługą Koordynatora ds. negocjacji.

14.  Szczegółowo uregulowano kwestię zabezpieczenia majątkowego w celu zaspokojenia roszczeń osób trzecich, mogących powstać wskutek niewłaściwego prowadzenia działalności objętej koncesją.

Zaproponowano dodanie do obowiązującego art. 38 PE dodatkowych przepisów, mających na celu uregulowanie zasad dotyczących ustanawianych przez Prezesa URE zabezpieczeń majątkowych, które będą dotyczyć wszystkich rodzajów działalności koncesjonowanej oraz wprowadzenie minimalnego progu takiego zabezpieczenia i określenie przesłanek, umożliwiających Prezesowi URE zwolnienie koncesjonariusza z utrzymywania tego zabezpieczenia.

15.  Doprecyzowano definicję uczestnika rynku (włączając jednostki organizacyjne nieposiadające osobowości prawnej) oraz przepisy karne w zakresie rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1227/2011 z dnia 25 października 2011 r. w sprawie integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii (Dz.U.UE.L.2011.326.1) (REMIT).

16.  Sprzedawca paliw gazowych lub energii elektrycznej został zobowiązany do zapewnienia publicznego dostępu do aktualnego stanu prawnego związanego z prawami konsumenta energii.

17.  Wprowadza się przepis, zgodnie z którym 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.

18.  Wprowadza się zmiany w Ustawie z dnia 11 stycznia 2018 r. o elektromobilności i paliwach alternatywnych („Ustawa o elektromobilności”) w zakresie programu budowy stacji gazu ziemnego oraz przedsięwzięć w zakresie modernizacji, rozbudowy albo budowy sieci niezbędnych do przyłączenia tych stacji oraz obowiązku zapewnienia przez jednostki samorządu terytorialnego, aby odpowiednia liczba pojazdów napędzanych gazem ziemnym bądź energią elektryczną była wykorzystywana do realizacji zadań publicznych.

Propozycje zmian obejmują m. in. art. 39 Ustawy o Elektromobilności. Do treści przepisu dodano katalog zwolnień z zakazu wjazdu na teren stref czystego transportu pojazdów innych niż elektrycznych, napędzanych wodorem i gazem ziemnym. Zwolnienia dotyczą m. in. pojazdów policyjnych, używanych we flocie obsługującej Kancelarię Prezesa Rady Ministrów, zarządów dróg i realizujących zadania na rzecz zarządców dróg, Sił Zbrojnych Rzeczypospolitej Polskiej, specjalistycznych środków transportu sanitarnego, wykorzystywanych przez zespoły ratownictwa medycznego oraz zespoły transportu sanitarnego.

Zaproponowano ponadto wprowadzenie dodatkowego wyłączenia, który umożliwi wjazd pojazdów Pogotowia Energetycznego na teren strefy czystego transportu w celu usunięcia skutków ewentualnych awarii i powstałych w związku z nimi zagrożeń.

Jednocześnie Nowelizacja przewiduje m. in. zmianę terminu obowiązku wykonywania zadań publicznych przez jednostki samorządu terytorialnego, których liczba mieszkańców przekracza 50 000, lub zlecania wykonywania tych zadań podmiotom zewnętrznym, przy użyciu pojazdów elektrycznych lub pojazdów napędzanych gazem ziemnym na 1 stycznia 2021 r.

19.  Wprowadza się systemowe rozwiązania w zakresie systemu inteligentnego opomiarowania polegające na obowiązku instalacji do dnia 31 grudnia 2028 r. liczników zdalnego odczytu skomunikowanych z systemem zdalnego odczytu w punktach pomiarowych stanowiących co najmniej 80 % łącznej liczby punktów pomiarowych u odbiorców końcowych przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV należących do tego operatora, zgodnie z harmonogramem określonym w ustawie oraz na powołaniu Operatora Informacji Rynku Energii którego rolą będzie utworzenie i rozwój centralnego systemu informacji rynku energii. Przewiduje się, że licznik zdalnego odczytu będzie umożliwiał pomiary jakości dostarczanej energii elektrycznej, co umożliwi docelowo wprowadzenie automatycznego naliczania bonifikat za przerwy w jej dostarczaniu oraz inne naruszenia parametrów jakościowych energii elektrycznej.

20.  Wzmacnia się kompetencje nadzorcze Prezesa URE nad rynkiem paliw ciekłych w celu zapobiegania sygnalizowanym przez ten organ nieprawidłowościom. Prezes URE będzie uprawniony m. in. do merytorycznej oceny wniosku o wpis do rejestrów podmiotów przywożących, do wykreślenia z urzędu podmiotu z rejestru w przypadku ignorowania obowiązku składania sprawozdań. Jednocześnie wprowadzono podstawę prawną do odmowy udzielenia jak i cofnięcia koncesji w zakresie paliw ciekłych przez Prezesa URE wnioskodawcy, który nie daje rękojmi prawidłowego wykonywania tej działalności. Powyższe uprawnienie pozwoli nie dopuścić do działalności koncesjonowanej w zakresie paliw ciekłych podmiotów, co do których istnieją uzasadnione okoliczności, że nie będą prawidłowo wykonywać działalności gospodarczej objętej koncesją.

Co istotne, celem ograniczenia negatywnych skutków towarzyszących niekiedy praktyce sprzedaży udziałów lub akcji przedsiębiorstw koncesjonowanym, dodano art. 37a PE, który wprowadza dodatkowe obowiązki informacyjne w przypadku zmian w strukturze kapitału spółek prowadzących działalność w zakresie wytwarzania paliw ciekłych oraz obrotu paliwami ciekłymi z zagranicą. Wprowadzono również możliwość cofnięcia przez Prezesa URE koncesji na wytwarzanie paliw ciekłych lub koncesji na obrót paliwami ciekłymi z zagranicą w przypadku, gdy przedsiębiorstwo energetyczne, pomimo wezwania przez Prezesa URE, nie realizuje Narodowego Celu Wskaźnikowego.

Nowelizacja wprowadza również regulacje, zgodnie z którą koncesja na obrót paliwami ciekłymi z zagranicą wygasa, jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne, w zakresie udzielonej koncesji, nie dokona obrotu paliwami z zagranicą przez kolejne następujące po sobie 12 miesięcy. Zmiana ta ma na celu ograniczenie nieprawidłowości na rynku paliw ciekłych, które są niekiedy związane z tzw. martwymi koncesjami.

21. Projekt ponadto usuwa zidentyfikowane luki w prawie oraz doprecyzowuje przepisy wywołujące rozbieżności interpretacyjne.

W związku z powyższym,zaproponowano rozszerzenie definicji przedsiębiorstwa energetycznego o działalność w zakresie przeładunku paliw ciekłych, oraz zmianę definicji sieci gazociągów kopalnianych, rozszerzając ją o gazociągi zbudowanych i eksploatowanych w ramach przedsięwzięcia polegającego na wydobywaniu ropy naftowej lub gazu ziemnego ze złóż.

autor: Joanna Nowak, Kamil Iwicki, Wawrzynowicz i Wspólnicy sp. k.

Rada Ministrów przyjęła nowelizację ustawy o OZE

Aktualności, Energetyka, OZE, , , , , , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Rada Ministrów przyjęła nowelizację ustawy o OZE została wyłączona

W dniu 25 czerwca 2019 r. została przyjęta przez Radę Ministrów nowelizacja ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (projekt z dnia 04.06.2019, dalej: „Nowelizacja”, „Projekt”), która została przygotowana przez Ministerstwo Energii. Nowelizacja zapewnienie stałego dostępu odbiorców końcowych do energii, przy jednoczesnym utrzymaniu się cen energii na możliwie niskim poziomie. Co istotne, Nowelizacja ma również docelowo umożliwić przeprowadzenie aukcji na zakup energii elektrycznej z OZE, która jest przedmiotem sprzedaży w aukcjach w 2019 r., poprzez wskazanie jej maksymalnych wartości i ilości w przepisach przejściowych.

Projekt jednocześnie umożliwia realizację celów Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych.

I.

W Projekcie dokonano ujednolicenia siatki pojęciowej wskazującej, jakie podmioty należy traktować jako prosumentów energii odnawialnej, którzy są odbiorcami końcowymi i jednocześnie wytwarzają energię elektryczną na własny użytek. Nowelizacja przewiduje poszerzenie katalogu odbiorców końcowych objętych ww. pojęciem, m. in.: o przedsiębiorców, dla których wytwarzanie energii elektrycznej jako prosumentów energii odnawialnej nie stanowi ich przeważającej działalności gospodarczej regulowanej przepisami wydanymi na podstawie art. 40 ust. 2 ustawy z dnia 29 czerwca 1995 r. o statystyce publicznej (Dz. U. z 2019 poz. 649 i 730).

II. Rozliczenia w ramach instrumentu „opustu”

Projekt przewiduje kontynuację realizacji podstawowego instrumentu wsparcia prosumentów energii odnawialnej oraz doprecyzowuje obciążenia regulacyjne oraz faktyczne, które wpływają negatywnie na wykorzystywanie ww. instrumentu. W Nowelizacji przewidziano, iż z instrumentu „opustów” będą mogli skorzystać przedsiębiorcy posiadający status prosumentów energii odnawialnej przy zachowaniu możliwości częściowego magazynowania wprowadzonych nadwyżek energii elektrycznej przy zastosowaniu określonego sposobu rozliczeń ze sprzedawcą energii.

Sprzedawca będzie mógł dokonać rozliczenia w dwojaki sposób w zależności od mocy zainstalowanej elektrycznej mikroinstalacji. I tak, rozliczenia ilości energii elektrycznej wprowadzanej do sieci wobec ilości energii elektrycznej pobranej z tej sieci w celu jej zużycia na potrzeby własne:

  • przez prosumenta energii odnawialnej wytwarzającego energię elektryczną w mikroinstalacji o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 10 kW, w stosunku ilościowym 1 do 0,7;
  • przez prosumenta energii odnawialnej wytwarzającego energię elektryczną w mikroinstalacji o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 10 kW, w stosunku ilościowym 1 do 0,8.

Nadwyżka, która pozostanie natomiast w dyspozycji sprzedawcy, ma stanowić pokrycie kosztów związanych z dokonywaniem rozliczeń. W Projekcie doprecyzowano również, że nadwyżka z danego okresu rozliczeniowego zgromadzona przez prosumenta przechodzi na kolejne okresy.

Ponadto, w celu realizacji rozliczenia w ramach tzw. „opustu”, do obowiązku stosowania umów kompleksowych wprowadzono dodatkowy wymóg zawarcia odpowiednich umów między OSD a wybranymi prosumentami energii z OZE.

III. Zasady sprzedaży energii elektrycznej niewykorzystanej w mikroinstalacjach

W Nowelizacji pozostawiono obowiązek dokonywania zakupu energii elektrycznej w mikroinstalacji przez sprzedawcę, jednak dodatkowo zaproponowano rozwiązanie, które umożliwi sprzedaż tej energii wybranemu przez wytwórcę podmiotowi, tj. innemu aniżeli ww. sprzedawca. Zgodnie z projektowanym art. 41 ust. 1a, sprzedaż energii elektrycznej w omawianym zakresie będzie się odbywać na zasadach rynkowych.

Projekt przewiduje również alternatywę aktualizująca obowiązek sprzedawcy zobowiązanego do zakupu energii elektrycznej z mikroinstalacji po rynkowych cenach od wytwórcy wówczas, gdy wybrany na podstawie projektowanego art. 41 nie zgodzi się na zakup po tych cenach.

Ponadto, w Nowelizacji dodano nowy zapis zobowiązujący OSD do zawarcia z wybranym przez wytwórcę sprzedawcą energii w celu realizacji przez tego sprzedawcę zakupu energii elektrycznej.

IV. Doprecyzowane zasady przyłączania do sieci elektroenergetycznej mikroinstalacji

Zmiany zaproponowano również w zakresie zasad przyłączania do sieci elektroenergetycznej. Propozycje te związane są z koniecznością wprowadzenia zamkniętego katalogu elementów wchodzących w skład zgłoszenia. Powołano również delegację ustawową do ustalenia w rozporządzeniu szczegółowych zasad przyłączania mikroinstalacji do sieci.

V. Liberalizacja zasad budowy małych instalacji oraz mikroinstalacji oze

W Projekcie doprecyzowano zasady zwolnienia z obowiązku uzyskania pozwolenia na budowę robót budowlanych, które polegać będą na montażu urządzeń fotowoltaicznych o mocy zainstalowanej nie wyższej niż 50 kW. Ponadto, doprecyzowaniu uległy również zasady zagospodarowania przestrzennego. Obecnie obowiązująca zasada odnosząca się do planu zagospodarowania przestrzennego, umożliwiająca lokalizację budynków ma docelowo umożliwić również lokalizację mikroinstalacji wykorzystująca energię wiatru oraz fotowoltaikę.

W przepisach Nowelizacji zaproponowano również zaliczenie urządzeń wchodzących w skład instalacji OZE do kategorii urządzeń infrastruktury technicznej w rozumieniu art. 61 ust. 3 ustawy z dnia 27 marca 2003 r. o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym (Dz. U. z 2018 r. poz. 1945 t. j.).

Zgodnie z przewidywaniami Ministerstwa Energii, z uwagi na rosnące zainteresowanie społeczeństwa budową mikroinstalacji, w kolejnych latach rocznie będzie powstawać ok. 10 000 nowych mikroinstalacji, a łączna moc tych przyłączonych może wynieść ok. 250 MW.

VI. Zmiany w prawie budowlanym

Projekt przewiduje również zmiany w treści przepisów ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. – prawo budowlane (Dz. U. z 2019 r. poz. 1186 t.j.). W treści art. 5 dotyczącego m. in. zasad projektowania i użytkowania obiektów budowlanych zaproponowano zmianę ust. 2a. poprzez zalecenie stosowania nie tylko urządzeń wykorzystujących energię elektrycznych z OZE, ale również wytwarzających ją.

Zmianie uległ też art. 29 ww. ustawy poprzez wyłączenie z obowiązku uzgadniania projektu budowlanego instalacji fotowoltaicznej (PV) o mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 10 kW i nie większej niż 50 kW pod kątem ochrony przeciwpożarowej.

VII. Zmiany w prawie energetycznym

Nowelizacja poszerza kompetencje Prezesa URE w zakresie rozstrzygania kwestii spornych, które są związane z obowiązkiem przedsiębiorstw energetycznych, które wykonują działalność gospodarczą w zakresie przesyłania i dystrybucji energii w sytuacji, gdy odmówią one dostosowania terminu dostarczenia po raz pierwszy energii elektrycznej do sieci.

Proponowane zmiany dotyczą również zasad w zakresie koncesjonowania. Zgodnie z nowym zapisem (art. 32 ust. 1a ustawy), koncesje na prowadzenie działalności polegającej na wytwarzaniu energii przez instalację OZE będą wydawane po raz pierwszy dla danej instalacji wówczas, gdy urządzenia wchodzące w skład tej instalacji, które miałyby służyć do wytwarzania energii lub zamontowane w czasie modernizacji spełniają określone ustawowo przesłanki.

VIII.  Elektrownie wiatrowe

Kluczowa zmiana dotyczy również przepisów ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych (Dz. U. z 2019 r. poz. 654 t.j.). Uściślono, że zapis art. 13 o wydłużeniu okresu, na wybudowane i uzyskanie pozwolenia na użytkowanie do 5 lat, zachowuje moc wówczas, gdy w ciągu 5 lat od dnia wejścia w życie niniejszej ustawy wydana zostanie decyzja o pozwoleniu na użytkowanie.

***

Ustawa ma wejść w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia z wyjątkami przewidzianymi w projektowanym art. 20.

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

Przedsiębiorstwa energetyczne częścią krajowego systemu cyberbezpieczeństwa

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, Gaz, , , Możliwość komentowania Przedsiębiorstwa energetyczne częścią krajowego systemu cyberbezpieczeństwa została wyłączona

Zaledwie po 14 dniach od dnia ogłoszenia, czyli 28 sierpnia 2018 r., weszła w życie Ustawa o krajowym systemie cyberbezpieczeństwa. Celem regulacji jest zapewnienie niezakłóconego świadczenia usług kluczowych i usług cyfrowych przez osiągnięcie odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa systemów informacyjnych. Konsultacje publiczne projektu ustawy trwały około miesiąc, a swoje uwagi złożyło prawie 30 podmiotów. Szereg spostrzeżeń przedstawiły też w ramach opiniowania organy i instytucje państwowe.

Zakres podmiotowy

Krajowy system cyberbezpieczeństwa obejmuje między innymi operatorów usług kluczowych. Zgodnie z art. 5 ustawy są nimi podmioty wymienione w załączniku nr 1 do ustawy, posiadające jednostkę organizacyjną na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, wobec których organ właściwy do spraw cyberbezpieczeństwa wydał decyzję o uznaniu za operatora usługi kluczowej. Dla wydania takiej decyzji muszą zostać spełnione następujące przesłanki:

  • podmiot świadczy usługę kluczową;
  • świadczenie tej usługi zależy od systemów informacyjnych;
  • incydent miałby istotny skutek zakłócający dla świadczenia usługi kluczowej przez tego operatora.

To, czy skutek jest „istotny” będzie się oceniać na podstawie odpowiednich progów określonych w rozporządzeniu Rady Ministrów.

W załączniku do ustawy w ramach sektora „Energia” wymienia się następujące podsektory: wydobywanie kopalin, energia elektryczna, ciepło, ropa naftowa, gaz, dostawy i usługi dla sektora energii oraz jednostki nadzorowane i podległe (jednostki organizacyjne podległe ministrowi właściwemu do spraw energii lub przez niego nadzorowane oraz jednostki organizacyjne podległe ministrowi właściwemu do spraw gospodarki złożami kopalin lub przez niego nadzorowane). Dokładniej, wśród rodzajów podmiotów mogących zostać uznanymi za operatora usługi kluczowej znajdują się między innymi:

  • przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesję na wykonywanie działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania, dystrybucji, przetwarzania albo magazynowania energii elektrycznej, a także obrotu energią elektryczną;
  • przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesję na wykonywanie działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania, dystrybucji ciepła, a także obrotu ciepłem;
  • przedsiębiorstwa energetyczne prowadzące działalność w zakresie wytwarzania paliw gazowych, posiadające koncesję na wykonywanie działalności gospodarczej w zakresie przesyłania paliw gazowych, na wykonywanie działalności gospodarczej w zakresie obrotu gazem ziemnym z zagranicą lub na wykonywanie działalności gospodarczej w zakresie obrotu paliwami gazowymi;
  • przedsiębiorstwa energetyczne będące wyznaczonym przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki operatorem systemu przesyłowego gazowego, operatorem systemu dystrybucyjnego gazowego, operatorem systemu magazynowania paliw gazowych albo operatorem systemu skraplania gazu ziemnego;
  • przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesję na wykonywanie działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania, przeładunku czy magazynowania paliw ciekłych, a także w zakresie obrotu paliwami ciekłymi lub w zakresie obrotu paliwami ciekłymi z zagranicą;
  • podmioty prowadzące działalność gospodarczą w zakresie magazynowania, przesyłania, przeładunku ropy naftowej czy wytwarzania paliw syntetycznych.

Obowiązki dla przedsiębiorstw z sektora energetycznego

Wśród obowiązków operatora usługi kluczowej należy wskazać:

  • wdrożenie systemu zarządzania bezpieczeństwem w systemie informacyjnym wykorzystywanym do świadczenia usługi kluczowej,
  • wyznaczenie osoby odpowiedzialnej za utrzymywanie kontaktów z podmiotami krajowego systemu cyberbezpieczeństwa,
  • zapewnienie użytkownikowi usługi kluczowej dostęp do wiedzy w zakresie zagrożeń cyberbezpieczeństwa,
  • opracowanie, wdrożenie i aktualizację dokumentacji cyberbezpieczeństwa systemu informacyjnego wykorzystywanego do świadczenia usługi kluczowej,
  • obsługę incydentów, zgłaszanie incydentów poważnych i współdziałanie przy obsłudze incydentu poważnego i incydentu krytycznego,
  • powołanie wewnętrznych struktur odpowiedzialnych za cyberbezpieczeństwo lub zawarcie umowy z podmiotem świadczącym usługi z zakresu cyberbezpieczeństwa,
  • zapewnienie przeprowadzenia, co najmniej raz na 2 lata, audytu bezpieczeństwa systemu informacyjnego wykorzystywanego do świadczenia usługi kluczowej, zwanego dalej “audytem”.

Dodatkowe koszty

Zgodnie z Oceną Skutków Regulacji w przypadku konieczności zatrudnienia osoby odpowiedzialnej za kwestie bezpieczeństwa teleinformatycznego, przedsiębiorcy będą musieli się liczyć z kosztem od 5.000 zł do 10.000 zł brutto. Wartość ta jest zależna od kwalifikacji i obowiązków pracownika oraz od wielkości przedsiębiorcy. Koszt został policzony dla zatrudnienia 6 pracowników. Do tego należy doliczyć wydatki związane z utworzeniem operacyjnego centrum bezpieczeństwa (SOC) – szacunkowo 1 mln zł oraz jego utrzymaniem – szacunkowo 2 mln zł, przy czym kwota ta może się zmienić w przypadku utworzenia sektorowego SOC albo skorzystania z komercyjnych usług podmiotu działającego na rynku.

Dodatkowe koszty wiążą się też z przeprowadzeniem audytu zewnętrznego. Szacuje się, że koszt jednostkowy jego wykonania wyniesie 50 tys. zł. Audyt po raz pierwszy będzie przeprowadzony w roku 2019, a następnie co 2 lata.

Cyberbezpieczeństwo w pozostałych krajach UE

Ustawa o krajowym systemie cyberbezpieczeństwa wpisuje się w cel 5 Krajowych Ram Polityki Cyberbezpieczeństwa Rzeczypospolitej Polskiej na lata 2017-2022 – Osiągnięcie zdolności do skoordynowanych w skali kraju działań służących zapobieganiu, wykrywaniu, zwalczaniu oraz minimalizacji skutków incydentów naruszających bezpieczeństwo systemów informacyjnych istotnych dla funkcjonowania państwa. Implementuje także Dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2016/1148 z dnia 6 lipca 2016 r. w sprawie środków na rzecz wysokiego wspólnego poziomu bezpieczeństwa sieci i systemów informatycznych na terytorium Unii (Dz. Urz. UE L 194 z 19.07.2016, str. 1). Dyrektywa 2016/1148 jest w trakcie transpozycji w innych państwach członkowskich UE, jednak w wielu z nich wprowadzono już różnorodne rozwiązania w zakresie zapewnienia cyberbezpieczeństwa. Jednym z pierwszych krajów, które podjęły tego typu działania jest Francja. Polityka w zakresie ochrony systemów teleinformatycznych jest prowadzona przez premiera za pośrednictwem Agencji Bezpieczeństwa Systemów Informacyjnych (Agence nationale de la sécurité des systèmes d’information “ANSSI”). W Niemczech zalecenia Dyrektywy zaimplementowano już w 2015 roku. Funkcję federalnego urzędu ds. bezpieczeństwa pełni tam BSI (Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik). Do jego zadań należy bieżąca analiza zagrożeń, przygotowywanie środków do ich zwalczania oraz zabezpieczanie przed nimi gospodarki. W ramach BSI funkcjonuje Cyber-Abwehrzentrum (Cyber-AZ), którego zadaniem jest koordynacja ochrony cyberprzestrzeni w Niemczech poprzez wczesne ostrzeganie, informację i prewencję. W Finlandii ochronę cyberprzestrzeni mają zapewnić poszczególne jednostki administracji w oparciu o przygotowane plany działania, które powstają na podstawie sporządzanych analiz ryzyka. Może je przeprowadzić narodowy regulator telekomunikacyjny (FICORA) albo akredytowane przez niego jednostki. W Holandii od 2012 roku funkcjonuje Narodowe Centrum Cyberbezpieczeństwa (NCSC), a w Wielkiej Brytanii organizacja o tej samej nazwie, ale od 2017 roku. NCSC, organizacyjnie, jest częścią brytyjskiej agencji wywiadu i bezpieczeństwa (Government Communications Headquarters – GCHQ).

Znaczenie

Cyberprzestrzeń stanowi niezmiernie istotny obszar nowoczesnej gospodarki i wpływa bezpośrednio na bezpieczeństwo obywateli oraz przedsiębiorców. Dlatego też konieczność stanowiło przyjęcie regulacji prawnych pozwalających na budowanie oraz rozwój polityki ochrony cyberprzestrzeni. Z pewnością jednak utrudnienie dla wdrożenia przepisów Ustawy stanowi fakt, że weszła ona w życie zaledwie po 14 dniach od dnia publikacji.

Autor: Agata Szafrańska, Kancelaria Wawrzynowicz & Wspólnicy Sp.k.

Zmiany w Prawie energetycznym przewidziane w projekcie ustawy o elektromobilności

Aktualności, Energetyka, Klimat, , , , , Możliwość komentowania Zmiany w Prawie energetycznym przewidziane w projekcie ustawy o elektromobilności została wyłączona

Niniejszy artykuł jest jednym z serii publikacji dotyczących ustawy o elektromobilności. Z pozostałymi można zapoznać się na Portalu Zamówienia.org.pl.

Projekt ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych z dnia 13 października 2017 r. przewiduje wprowadzenie szeregu zmian do ustawy – Prawo energetyczne.

Przede wszystkim zmieni się definicja odbiorcy końcowego, w ramach której ustawodawca precyzuje pojęcie energii zakupionej na użytek własny. Na podstawie art. 52 pkt. 1 lit. e projektu ustawy o elektromobilności, zmieniony ma zostać art. 3 pkt. 13a ustawy – Prawo energetyczne w taki sposób, że znacząco zawężone zostanie pojęcie zakupu energii na potrzeby własne. Zmiana ta uniemożliwi uznawanie za zakupione do własnego użytku paliw gazowych zakupionych w celu ich zużycia na potrzeby przesyłania, dystrybucji, magazynowania paliw gazowych, skraplania gazu ziemnego lub regazyfikacji gazu ziemnego.

Wyżej opisana zmiana będzie miała wpływ na wykonanie obowiązku z art. 49b ustawy – Prawo energetyczne dotyczącego sprzedaży gazu ziemnego wysokometanowego na giełdzie towarowej lub rynku regulowanym. Zgodnie z ust. 2 tego artykułu, z obliga giełdowego wyłączony jest
gaz ziemny wykorzystywany na potrzeby własne. Niemożliwość uznania, że paliwa gazowe zakupione w celu ich zużycia na potrzeby przesyłania, dystrybucji, magazynowania paliw gazowych, skraplania gazu ziemnego lub regazyfikacji gazu ziemnego są zakupione przez przedsiębiorstwo energetyczne na własny użytek spowoduje, iż zwiększy się wolumen gazu ziemnego, które przedsiębiorstwo zobowiązane będzie sprzedać na giełdzie towarowej lub rynku regulowanym.

Oprócz powyższych zmian, projekt ustawy o elektromobilności przewiduje także modyfikację definicji dystrybucji – za dystrybucję  nie będzie uznawane sprężanie gazu w stacji gazu ziemnego i dostarczanie energii elektrycznej w punkcie ładowania w rozumieniu ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych dostawcom usług ładowania prowadzonej odpowiednio przez operatora stacji gazu ziemnego lub operatora ładowania (art. 52 pkt. 1 lit. a projektu ustawy o elektromobilności). Zmianie ulegnie także definicja sprzedaży, z której wyłączone zostanie tankowanie pojazdów sprężonym gazem ziemnym na stacjach gazu ziemnego i ładowania energią elektryczną pojazdów elektrycznych w punktach ładowania (art. 52 pkt. 1 lit. b projektu ustawy o elektromobilności).

Ponadto projekt ustawy przewiduje także dodanie do ustawy – Prawo energetyczne m.in. definicji magazynu energii oraz magazynowania energii, a także stacji gazu ziemnego, ogólnodostępnej stacji ładowania, infrastruktury ładowania drogowego transportu publicznego oraz infrastruktury zarządzania popytem.

W projekcie ustawy o elektromobilności wskazano także, iż koszty rozmieszczenia stacji gazu ziemnego lub ogólnodostępnych stacji ładowania i punktów ładowania wykorzystywanych do ładowania pojazdów transportu publicznego uwzględnia się w kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych (art. 52 pkt 8 lit. b projektu ustawy o elektromobilności). Przychody z ogólnodostępnych stacji ładowania lub stacji gazu ziemnego powinny być uwzględnione w taryfach przedsiębiorstw energetycznych zgodnie z art. 52 pkt. 8 lit. e projektu ustawy o elektromobilności.

Autor: radca prawny Maciej Grabek, Dagmara Dragan, Wawrzynowicz i Wspólnicy Sp.k.

Czasopismo Portal Zamówienia.org.pl ISSN 2544-1825

 

Detaryfikacja na rynku gazu

Aktualności, Energetyka, Gaz, , , , Możliwość komentowania Detaryfikacja na rynku gazu została wyłączona

Ustawa z dnia 30 listopada 2016 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw wprowadziła nowe regulacje w zakresie obowiązku przedkładania Prezesowi URE taryf do zatwierdzenia przez przedsiębiorstwa energetyczne obracające gazem ziemnym. Nowelizacja przewiduje stopniową detaryfikację na rynku gazowym.

Przed wejściem w życie omawianej nowelizacji przedsiębiorstwo energetyczne zobowiązane było do przedkładania Prezesowi URE do zatwierdzenia taryf dla paliw gazowych. Na podstawie art. 49 ustawy – Prawo energetyczne (dalej: PE) istniała jednak możliwość uzyskania indywidualnego zwolnienia od tego obowiązku, jeżeli przedsiębiorstwo działało w warunkach konkurencji (przesłanki działalności w warunkach konkurencji zostały pośrednio zdefiniowane w ustawie poprzez wskazanie cech rynku takich jak: liczba uczestników i wielkości ich udziałów w rynku, przejrzystość struktury i zasad funkcjonowania rynku, istnienie barier dostępu do rynku, równoprawne traktowanie uczestników rynku, dostęp do informacji rynkowej, skuteczność kontroli i zabezpieczeń przed wykorzystywaniem pozycji ograniczającej konkurencję, dostępność do wysoko wydajnych technologii). O zwolnieniu decydował każdorazowo Prezes URE, który w razie ustania warunków uzasadniających zwolnienie mógł cofnąć wydaną decyzję.  W stanie prawnym sprzed nowelizacji obowiązek zatwierdzenia taryf stanowił więc regułę, a możliwość uzyskania zwolnienia okoliczność o charakterze wyjątkowym.

W latach 2009-2013 r. Komisja Europejska prowadziła przeciwko Polsce postępowanie w sprawie regulowanych cen gazu ziemnego. KE oceniła istniejący obowiązek taryfikacyjny jako przeszkodę dla wprowadzenia konkurencyjnego rynku gazu ziemnego. Stwierdzenie to stało się podstawą do skierowania sprawy do Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej. W wyroku z dnia 10 września 2015 r. (C-36/14) TSUE orzekł, że utrzymywanie nieograniczonego w czasie ustawowego obowiązku zatwierdzania taryf dla obrotu gazem ziemnym dla wszystkich odbiorców stanowi naruszenie prawa unijnego. Rozstrzygnięcie Trybunału stało się podstawą do wprowadzenia zmian w obowiązującym porządku prawnym i stworzenia mniej restrykcyjnej regulacji prawnej dla działalności przedsiębiorstw energetycznych obracających gazem ziemnym.

Ustawa z dnia 30 listopada 2016 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw weszła w życie dnia 1 stycznia 2017 r. Na mocy nowelizacji dodano do art. 47 PE ust. 1a stanowiący, iż taryfy ustalane przed przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesję na obrót paliwami gazowymi lub na obrót gazem ziemnym z zagranicą w zakresie określonym w tej koncesji nie podlegają zatwierdzeniu przez Prezesa URE. Ustawa zmieniająca wprowadziła więc zwolnienie z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia dla dwóch typów przedsiębiorstw energetycznych:

  • posiadających koncesję na obrót paliwami gazowymi,
  • posiadających koncesję na obrót gazem ziemnym z zagranicą.

Podmioty te, wskazane przez ustawodawcę w sposób generalny, zwolnione są z obowiązku przedkładania Prezesowi URE taryf do zatwierdzenia. Nowe przepisy wprowadzają zatem całkowitą rezygnację z regulowania cen gazu ziemnego. Wprowadzając do ustawy ogólną regułę postępowania, ustawodawca wskazuje również na wyjątki, a więc przypadki, w których konieczne będzie zatwierdzenie taryfy przez Prezesa URE. Stanowi o tym dodany do ustawy art. 62b PE. Zgodnie z nim obowiązkowi zatwierdzenia podlegają taryfy ustalane:

  • dla odbiorców końcowych, z wyjątkiem odbiorców, którzy dokonują zakupu paliw gazowych a) w punkcie wirtualnym,
  1. b) w postaci skroplonego gazu ziemnego lub sprężonego gazu ziemnego,
  2. c) w trybie przetargów, aukcji lub zamówień publicznych
  • dla odbiorców paliw gazowych w gospodarstwach domowych.

Utrzymanie obowiązku ma jednak charakter wyłącznie czasowy – w pierwszym przypadku datą graniczną wyznaczoną przez ustawodawcę jest 30 września 2017 r., w drugim 3 grudnia 2023 r. Po upływie wskazanych wyżej terminów przedsiębiorstwa obrotowe nie będą musiały zwracać się do Prezesa URE o zatwierdzenie taryfy.

                Nowelizacja nakłada na przedsiębiorstwa obowiązek podjęcia starań w celu dostosowania wiążących je z odbiorcami umów sprzedaży i umów kompleksowych, jeżeli nie określają one ceny paliw gazowych lub sposobu jej ustalania. W takim przypadku przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się sprzedażą paliw gazowych powinno przesłać odbiorcy projekt zmiany umowy w zakresie proponowanych cen paliw gazowych lub sposobu ich ustalania. Termin na dokonanie tej czynności określany jest w odniesieniu do terminów czasowego utrzymania obowiązku przedłożenia taryf do zatwierdzenia. Przesłanie odbiorcy projektu zmian ma nastąpić  przed upływem terminów, o których mowa w art. 62b ust. 1 PE, nie później jednak niż na 2 miesiące przed upływem tych terminów. A contrario, jeżeli umowy zawierają już postanowienia dot. ceny lub sposobu jej ustalenia, przedsiębiorstwo nie jest zobowiązane do złożenia odbiorcy propozycji zmiany.

Dodatkowo, wraz z projektem zmiany umowy przedsiębiorstwo energetyczne powinno przesłać odbiorcy pisemną informację o prawie do wypowiedzenia umowy. Odbiorca może wypowiedzieć umowę bez ponoszenia kosztów, składając do przedsiębiorstwa energetycznego pisemne oświadczenie. Umowa ta ulega rozwiązaniu z ostatnim dniem miesiąca następującego po miesiącu, w którym oświadczenie o wypowiedzeniu umowy dotarło do przedsiębiorstwa energetycznego. Odbiorca może wskazać późniejszy termin rozwiązania tej umowy.

Autor: radca prawny Tomasz Brzeziński, radca prawny Kamil Iwicki, Kancelaria Wawrzynowicz & Wspólnicy Sp.k.