prawo energetyczne

24. Kongres Energetyczno-Ciepłowniczy POWERPOL

Aktualności, Energetyka, Środowisko, , Możliwość komentowania 24. Kongres Energetyczno-Ciepłowniczy POWERPOL została wyłączona

XXIV Ogólnopolski Kongres Energetyczno-Ciepłowniczy POWERPOL 2024 odbędzie się w dniach 12-13 lutego 2024r. w Warszawie w Hotelu Sofitel Warsaw Victoria. Temat przewodni najbliższej edycji Kongresu brzmi: „Rok 2024: Aktualna polityka energetyczna Państwa wobec wyzwań surowcowych i legislacyjnych w Europie”
Rok 2024 będzie dla polskich wytwórców i dostawców energii czasem intensywnych wyzwań związanych zarówno z bezpieczeństwem surowcowym, otoczeniem legislacyjnym, zaostrzeniem europejskiej polityki surowcowej, zapewnieniem bezpieczeństwa operacyjnego spółek strategicznych, oraz przygotowaniem sektora do dużych inwestycji w OZE, offshore, energię jądrową i wodór.
Program najbliższej edycji Kongresu tradycyjnie obejmie zagadnienia, które staną się okazją do wymiany opinii i doświadczeń pomiędzy przedstawicielami: Rządu, największych w kraju przedsiębiorstw energetycznych i ciepłowniczych, najważniejszych organizacji branżowych, środowisk akademickich i przedstawicieli biznesu. W gronie ekspertów pragniemy omówić kwestie wpływu otoczenia geopolitycznego na polski sektor elektroenergetyczny oraz zakres działań zaradczych pozwalających na kontrolowane wyjście z impasu surowcowego wywołanego wojną w Ukrainie.
W ramach Kongresu ponownie zaplanowany został panel prezentacyjny podczas którego zaproszeni goście będą przedstawiać najciekawsze innowacyjne rozwiązania dla branży elektroenergetycznej.
Szczegółowe informacje na temat Kongresu będą sukcesywnie przedstawiane na stronie www.powerpol.pl.

Zadania Europejskiego Banku Wodoru w procesie budowy unijnej gospodarki wodorowej

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

W unijnej strategii wodorowej z lipca 2020 r. założono zainstalowanie na terytorium Unii Europejskiej do 2030 r. elektrolizerów zasilanych energią z OZE, które mogą wyprodukować nawet 10 milionów ton wodoru odnawialnego. W planie REPowerEU z maja 2022 r., podtrzymano cel produkcji wodoru odnawialnego na terenie UE oraz sformułowano dodatkowy cel obejmujący zapewnienie do 2030 r. importu na teren UE 10 mln ton wodoru odnawialnego.

W dniu 14 września 2022 r. przewodnicząca Komisji Europejskiej ogłosiła ustanowienie Europejskiego Banku Wodoru (EBW), którego głównym celem jest wspieranie produkcji wodoru odnawialnego w UE jak również jego importu na teren UE a tym samym przyczynianie się do budowy unijnej gospodarki wodorowej i realizacji celów określonych w polityce klimatycznej UE. W dniu 16 marca 2023 r. Komisja przedstawiła szczegółowy komunikat dotyczący EBW (COM(2023) 156 final).

Szacowany poziom wymaganych inwestycji w zakresie budowy rynku wodoru

W komunikacie ws. EBW zwrócono uwagę, że europejski rynek wodoru mierzy się z czterema wyzwaniami inwestycyjnymi: zwiększeniem zdolności produkcyjnych elektrolizerów, zwiększeniem nowych zdolności produkcyjnych wodoru, otwarciem nowych sektorów popytu na wodór odnawialny i niskoemisyjny oraz rozwojem specjalnej infrastruktury wodorowej. Całkowite potrzeby inwestycyjne w zakresie produkcji, transportu i zużycia 10 mln ton wodoru odnawialnego Komisja szacuje na ok. 335–471 mld EUR, przy czym na dodatkową produkcję energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych potrzebna jest kwota 200–300 mld EUR. Z kolei szacowane nakłady inwestycyjne dotyczące wybudowania infrastruktury wodorowej do 2030 r., mają wynieść od 50 do 75 mld EUR w przypadku elektrolizerów, od 28 do 38 mld EUR w przypadku wewnętrznych rurociągów UE oraz od 6 do 11 mld EUR w przypadku magazynowania. Zwiększenie zdolności produkcyjnych elektrolizerów będzie wymagało dodatkowych inwestycji szacowanych na maksymalną kwotę 1,2 mld EUR. W międzynarodowych łańcuchach wartości potrzebna będzie dodatkowa kwota 500 mld EUR inwestycji, aby umożliwić import 10 mln ton wodoru odnawialnego, w tym w formie jego pochodnych.

Źródła finansowania potrzeb inwestycyjnych

Komisja zakłada, że większość inwestycji w sektorze wodoru będzie musiała zostać pokryta z kapitału prywatnego, wspieranym przez odpowiednie instrumenty finansowe angażujące właściwe fundusze UE. Obok szerokich możliwości pozyskania finansowania dla projektów wodorowych ze środków unijnych określonych w komunikacie ws. EBW, Komisja zwróciła szczególną uwagę na potrzebę rozwiązania problemu sfinansowania tzw. premii ekologicznej odpowiadającej wyższym kosztom ponoszonym przez tych odbiorców, którzy są skłonni wybrać wodór zamiast paliw kopalnych. Wielkość premii ekologicznej szacuje się na około 90–115 mld EUR w odniesieniu do zsumowanych wielkości produkcji krajowej i importu wodoru odnawialnego zaplanowanych na poziomie 20 mln ton. W tym kontekście, strategia EBW koncentruje się zapewnieniu pokrycia a docelowo także zmniejszenia różnicy w kosztach pomiędzy wodorem odnawialnym a paliwami kopalnymi, które może on zastąpić.

Struktura i zadania EBW

Zgodnie z komunikatem ws. EBW wyznaczono cztery filary działań, na których opiera się EBW. Obejmują one dwa mechanizmy finansowania, wspierające produkcję wodoru odnawialnego w UE i na świecie. Pierwszym filarem działań EBW jest utworzenie rynku wewnętrznego wodoru UE (aukcje z premią ekologiczną wspierające produkcję wodoru w ramach funduszu innowacyjnego). Drugi filar obejmuje działania EBW wspierające import wodoru odnawialnego do UE (aukcje z premią ekologiczną wspierające przywóz wodoru odnawialnego).

Trzecim filarem są działania EBW w zakresie zapewnienia przejrzystości i koordynacji w obszarze gromadzenia, przepływu i dostępności danych dotyczących oceny popytu, potrzeb infrastrukturalnych, przepływów wodoru oraz gromadzenia danych dotyczących kosztów wodoru.

Czwartym filarem działań EBW jest obszar działań polegających na koordynowaniu przepływu danych i usprawnieniu funkcjonowania istniejących europejskich i międzynarodowych instrumentów finansowania projektów wodorowych (np. w ramach InvestEU, funduszy strukturalnych, Funduszu innowacyjnego, pożyczek preferencyjnych, gwarancji etc.). Jak podkreśla się w komunikacie ws. EBW poprawa międzysektorowej wymiany wiedzy na temat wodoru oraz świadomości na temat poszczególnych środków wsparcia w ramach różnych instrumentów wsparcia i finansowania UE i państw członkowskich jest jednym z obszarów badanych w ramach działalności Europejskiego Banku Wodoru. Może ona wspierać współpracę i koordynację w przypadkach, gdy wiedza o wodorze nie jest główną kompetencją ekspertów zaangażowanych w realizację i planowanie.

W treści komunikatu ws. EBW zakłada się uruchomienie wszystkich 4 filarów działania EBW do końca 2023 r. W dalszej części artykułu omówione zostaną mechanizmy aukcyjne opracowane przez Komisję.

Aukcje na produkcję wodoru odnawialnego w ramach funduszu innowacyjnego

Aktualnie Komisja Europejska prowadzi pierwszą pilotażową aukcję dotyczącą produkcji wodoru odnawialnego, w ramach Funduszu Innowacyjnego, którego dochody pochodzą z unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji.

Otwarcie pierwszej aukcji pilotażowej nastąpiło dnia 23 listopada 2023 r. W związku z tym wydarzeniem Europejska Agencja Wykonawcza ds. Klimatu, Infrastruktury i Środowiska (CINEA) oraz Komisja Europejska zorganizowały w dniu 30 listopada 2023 r. dzień informacyjny na temat aukcji. Pierwsza aukcja przeprowadzana jest w oparciu o procedurę przetargu konkurencyjnego pod względem ceny. Ma ona na celu wsparcie produkcji wodoru odnawialnego pochodzenia niebiologicznego (RFNBO) i przyznanie dotacji producentom wodoru w postaci stałej premii za kilogram wyprodukowanego wodoru odnawialnego. Wsparcie ma również na celu zniwelowanie różnicy w kosztach i zwiększenie stabilności przychodów oraz atrakcyjności finansowej projektów wodorowych.

Zgodnie z opublikowanym przez Komisję Regulaminem aukcji pilotażowej z dnia 29 sierpnia 2023 r. oraz dokumentem Komisji z 6 listopada 2023 r., zawierającym odpowiedzi na najczęściej zadawane pytania (FAQ), a także dokumentacją konkursu dostępną na stronie Komisji Europejskiej – finansowanie i przetargi, kluczowe elementy projektów ubiegających się o pozyskanie wsparcia w ramach aukcji pilotażowej są następujące:

  • oferty muszą odnosić się do projektów, których produkcja znajduje się w Europejskim Obszarze Gospodarczym,
  • instalacja dotyczy nowych mocy produkcyjnych, tj. dla których w momencie składania wniosku o dofinansowanie nie nastąpiło jeszcze rozpoczęcie prac,
  • towarem sprzedawanym na aukcji jest wodór RFNBO, zgodnie z definicjami i wymogami dyrektywy OZE i jej aktów delegowanych,
  • minimalna moc zainstalowana elektrolizera wynosi co najmniej 5 MWe,
  • cena maksymalna dla ofert (oznaczająca maksymalną wysokość proponowanej premii) wynosi 4,5 EUR/kg wyprodukowanego wodoru,
  • maksymalne ograniczenie budżetowe dla każdej oferty: jedna trzecia całkowitego dostępnego budżetu określonego dla tematu sprzedawanego na aukcji (tj. jedna trzecia kwoty 800 mln EUR lub 266,7 mln EUR),
  • maksymalny czas przystąpienia do eksploatacji projektu: pięć lat po podpisaniu umowy o udzielenie dotacji.

Wniosek należy złożyć za pośrednictwem portalu UE, a zainteresowane projekty mogą uczestniczyć i składać ofertę stałą premiową, wskazującą na proponowaną wysokość wsparcia (premii) wyrażonej jako EUR/kg wyprodukowanego wodoru odnawialnego. Oferta powinna również zawierać wskazanie planowanej mocy elektrolizera i przewidywanej rocznej wielkości produkcji wodoru RFNBO w kg/rok w 10-letnim okresie produkcji. Po kontrolach w zakresie kwalifikowalności i jakości, oferty zostaną uszeregowane od najniższej do najwyższej a następnie wsparcie przyznane zostanie stosownie do tej kolejności aż do wyczerpania budżetu aukcji (co oznacza, że wygrywają oferty z najniższą proponowaną wielkością wsparcia). Przewidywany koniec aukcji to 8 lutego 2024 r. godzina 17:00 czasu brukselskiego. Po zamknięciu możliwości składania wniosków nastąpi ich ocena, a informacje o wynikach mają zostać przekazane w kwietniu 2024 r.

Finansowanie będzie przyznawane jako stała premia w EUR/kg zweryfikowanego i certyfikowanego wodoru RFNBO, obok przychodów rynkowych, które deweloperzy mogą osiągnąć, i będzie gwarantowana przez okres do 10 lat eksploatacji projektu. Inwestorzy, których projekty okazały się zwycięskie, zawrą – najpóźniej do listopada 2024 r.  – umowę o dotację z CINEA, organem wdrażającym program.

W ramach zadań EBW dotyczących organizacji i przeprowadzania aukcji na wsparcie produkcji wodoru założono utworzenie unijnej platformy aukcyjnej, oferującej aukcje jako usługę dla państw członkowskich, korzystającej zarówno z Funduszu Innowacyjnego jak i zasobów państw członkowskich. Aby zapobiec fragmentacji rynku wodoru w Europie na wczesnym etapie jego tworzenia oraz ograniczyć koszty administracyjne związane z opracowaniem szeregu różnych systemów wsparcia dotyczących wodoru przez różne państwa członkowskie, Komisja proponuje możliwość zastosowania mechanizmu Auctions-as-a-Service. Ma to umożliwić pomoc projektom, które zgłosiły się do aukcji wodorowej ale jej nie wygrały. Państwa członkowskie wykorzystają zasoby własne do wsparcia realizacji projektów na ich terytorium, przy zastosowaniu unijnego mechanizmu aukcyjnego i unijnej platformy aukcyjnej.

Uruchomiona przez Komisję aukcja ma charakter pilotażowej, co ma pomóc w zdobyciu doświadczenia i wykorzystaniu go podczas organizacji kolejnej aukcji jaka planowana jest w 2024 r.

Aukcje z premią ekologiczną dotyczącą importu wodoru odnawialnego z państw trzecich

Równolegle do działań w zakresie wsparcia produkcji odnawialnego wodoru Komisja prowadzi badania nad optymalnym instrumentem wsparcia importu wodoru odnawialnego na teren UE. Celem jest pokrycie różnicy w kosztach między wodorem odnawialnym produkowanym w państwach trzecich i transportowanym do UE a paliwami kopalnymi, które może on zastąpić na terenie UE.

Komisja analizuje obecnie wykonalność wdrożenia systemu aukcji z premią ekologiczną, o którą mogą ubiegać się dostawcy wodoru odnawialnego z państw trzecich lub unijni odbiorcy zawierający umowy z producentami wodoru odnawialnego z państw trzecich. Funkcjonowanie i struktura instytucjonalna wsparcia dla importu wodoru odnawialnego mogłyby odzwierciedlać system aukcji wspierających produkcję wodoru odnawialnego w UE. Takie symetryczne podejście może zdaniem Komisji pozwolić na terminową i oszczędną realizację, która wykorzystywałaby synergie operacyjne i instytucjonalne oraz istniejące struktury takie jak CINEA.

Autorzy: r.pr. Tomasz Brzeziński, Aleksandra Walczak, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

GREEN GAS POLAND 2023

Aktualności, , , , , Możliwość komentowania GREEN GAS POLAND 2023 została wyłączona

Green Gas Poland to jedyna konferencja branżowa organizowana przez pracodawców branży biogazowo-biometanowej. Green Gas Poland 2023 przyniosło duży sukces merytoryczny poprzez podjęcie tematyki w dużej mierze niepowtarzalnej i nie spotykanej na innych konferencjach w tym zakresie. Zagadnienia branżowych centrów umiejętności, międzynarodowych projektów Erasmus+ czy zapobiegania ekoterroryzmowi były świetnymi wyróżnikami tegorocznej konferencji Unii Producentów i Pracodawców Przemysłu Biogazowego i Biometanowego (UPEBBI).

Green Gas Poland 2023 rozpoczęło się trzema prezentacjami legislacyjnymi, w których renomowani prawnicy przedstawiali poszczególne aspekty ustaw i rozporządzeń: Maciej Szambelańczyk mówił o nowelizacji Prawa energetycznego i ustawy o OZE, Michał Tarka o przepisach biometanowych uchwalonych i postulowanych, a Marcin Rokosz o specustawie o niektórych biogazowniach rolniczych.

Dopełnieniem prezentacji była debata liderów organizacji branżowych będąca V Forum Biogazu i Biometanu. W jego ramach Dariusz Bojsza (Inicjatywa dla Środowiska Energii i Ekomobilności), Mariusz Gołacki (Polskie Stowarzyszenie Producentów Biogazu Rolniczego), Przemysław Krawczyk (grupa robocza ds. biogazu i biometanu w Radzie OZE Konfederacji Lewiatan), Marcin Laskowski (Polska Izba Gospodarcza Energetyki Odnawialnej i Rozproszonej) i Artur Zawisza (UPEBBI) rozpatrywali wydarzenia branżowe roku mijającego i zgłaszali postulaty na rok nadchodzący. Dominowały nastroje krytyczne wobec polityki biogazowej Ministerstwa Klimatu i Środowiska, a na ich uzasadnienie przytaczany był wzrost mocy instalacji biogazowych w latach 2007-15 z 45 MW do 212 MW, zaś w latach 2015-22 z 212 MW tylko do 276 MW. Wynika z tego, że dobrej zmiany w biogazownictwie nie było, a w istocie nastąpił zastój inwestycyjny powodowany błędną polityką regulacyjną. 

Uwagę uczestników przyciągnęły nowe inicjatywy w środowisku biogazowo-biometanowym. Szczególnie cenne jest powstające branżowe centrum umiejętności (BCU) w dziedzinie bioenergetyki, które kształcić będzie kadry zawodowe dla branży. BCU finansowane jest w kwocie circa 12 milionów złotych przez Fundację Rozwoju Systemu Edukacji, a budowane jest w Centrum Kształcenia Rolniczego w Jabłoniu na Lubelszczyźnie. Partnerami merytorycznymi są UPEBBI (partner obowiązkowy) i Uniwersytet Przyrodniczy w Lublinie (partner dodatkowy). Kształt przyszłej edukacji uczniów, nauczycieli i innych osób dorosłych przedstawiała prof. Alina Kowalczyk-Juśko jako czołowy w kraju ekspert biogazowy i lider zespołu przygotowującego ścieżki edukacyjne w zakresie bioenergetyki.

Międzynarodowy projekt „Kształcenie kadr dla europejskiego sektora biogazu” to wspólna inicjatywa UPEBBI oraz Česká bioplynová asociace (Czechy) i Latvijas Biogāzes asociācija (Łotwa). W ramach programu Erasmus+ trzy organizacje branżowe opracują europejskie standardy w kształceniu pracowników biogazowni i kurs zawodowy podnoszący kwalifikacje do podjęcia pracy w branży biogazowej oraz przeprowadzą pilotażowe wdrożenie kursu do działalności partnerów oraz instytucji stowarzyszonych – szkół zawodowych oraz przedsiębiorstw biogazowych.

Dużym osiągnięciem UPEBBI jest powołanie po raz pierwszy w ponad 10-letniej historii Rady Konsultacyjnej składającej się z kilkunastu profesorów i doktorów pracujących naukowo w szkołach wyższych i instytutach badawczych, a specjalizujących się w zagadnieniach biogazowych i im towarzyszącym. Podczas Green Gas Poland 2023 głos zabrali z referatami naukowymi prof. Krzysztof Biernat, prof. Grzegorz Wałowski, prof. Wirginia Tomczak i dr inż. Sławomir Żak.

Bardzo różnorodny był blok finansowy koncentrujący się na trzech różnych źródłach finansowania inwestycji biogazowych. Beata Matecka (prezes Grupy Kapitałowej „Business Consulting Group”) wraz ze swym zespołem referowała dofinansowania ze środków unijnych i krajowych w postaci grantów i pożyczek, dr inż. Zsuzsanna Iwanicka (główny inżynier ekolog BOŚ) definiowała bankowalność projektów ubiegających się o kredyty, a Piotr Gębala (prezes GPW Ventures) dokonał pierwszej publicznej prezentacji funduszu inwestycyjnego powołanego wspólnie przez Giełdę Papierów Wartościowych i Krajowy Ośrodek Wsparcia Rolnictwa, co jest absolutnym novum na rynku inwestycyjnym wokół obszarów wiejskich.

Głos zabrali prezesi trzech spółek nagrodzonych dorocznymi nagrodami branżowymi. Dostawcą Roku 2023 została Biogas System SA, a statuetkę odebrał prezes Marcin Białek. Jak argumentował prezes UPEBBI Artur Zawisza, „tegoroczny biogazowy dostawca roku dynamicznie wchodzi na rynek biogazowy, wykorzystując swoje wieloletnie doświadczenie inżynierskie, konstrukcyjne i wykonawcze”.  PGNiG BioEvolution sp. z o.o. z Grupy Kapitałowej Orlen otrzymała nagrodę Biogazownie Roku 2023 (ex aequo z Polską Grupą Biogazową SA), a statuetkę odebrał prezes Leszek Mańk. Jak mówił prezes UPEBBI Artur Zawisza, tym razem nie nagradzano pojedynczej biogazowni, ale spółkę prowadzącą sieć biogazowni, a jednocześnie realizującą potężny program inwestycyjny w ramach Strategii Grupy Orlen. Polska Grupa Biogazowa SA otrzymała nagrodę Biogazownie Roku 2023 (ex aequo z PGNiG BioEvolution sp. z o.o.), a statuetkę odebrał prezes PGB Serwis Tomasz Włodarczyk. Jak mówił prezes UPEBBI Artur Zawisza, tym razem nie nagradzano pojedynczej biogazowni, ale spółkę prowadzącą największą w kraju sieć biogazowni składającą się z 18 instalacji.   

Bardzo inspirujące było wystąpienie Anety Więckiej z Narodowego Centrum Badań i Rozwoju kierującej przedsięwzięciem „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym”, w ramach którego biogazownia położona w pobliżu Sokołowa Podlaskiego  ma zapewniać circa 40% zapotrzebowania na ciepło tego miasta powiatowego. Głosy towarzyszące padły ze strony Jakuba i Macieja Ufnalów jako prezesa i wiceprezesa spółki koordynującej prace konsorcjum pięciu firm budujących instalację biogazową. Równolegle i w nawiązaniu do tego przykładu UPEBBI podpisała list intencyjny ze spółką społecznej inicjatywy mieszkaniowej z województwa łódzkiego SIM KZN Reymontowski dotyczący prac nad realizacją analogicznych projektów grzewczych, w których energia cieplna z biogazowni ogrzewa budynki mieszkalne.

Wiele nowych wątków wniosły wystąpienia Franciszka Nowaka jako prezesa Polskiego Towarzystwa Rolniczego i inwestora biogazowego mówiącego o inwestycjach na terenach rolnictwa wielkoobszarowego, Mirosława Kreczmana jako brokera ubezpieczeniowego od lat specjalizującego się w branży biogazowej i Mieszko Mroza z firmy będącej dealerem aut KIA odnoszącego się do przyszłości aut elektrycznych w kontekście energii pozyskiwanej z biogazu.

Duża uwagę słuchaczy przykuło wystąpienie dra Grzegorza Chociana z ekoterroryzmem jako tematem wywoławczym. Mówca jako prezes Fundacji Konstruktywnej Ekologii Ecoprobono przeanalizował tematykę zagrożeń inwestycji ze względów środowiskowych, a jako prezes spółki Ekoton przedstawił profesjonalną ofertę dla rynku biogazowo-biometanowego w postaci wykonania analizy tzw. hipoteki środowiskowej na specjalne zamówienie inwestora.  

Podczas branżowej roboczej kolacji wręczono główną doroczną nagrodę, czyli tytuł Ambasadora Biogazu. Na ten tytuł bez wątpienia zasłużył pełnomocnik rządu ds. transformacji energetycznej obszarów wiejskich w osobie wiceministra rolnictwa i rozwoju wsi Janusza Kowalskiego. Ambasador Biogazu 2023 w szczególności zasłużył się przygotowaną w jego ministerialnym zespole tzw. specustawą o biogazowniach rolniczych, a przyjętą jednogłośnie w Sejmie i Senacie. Specustawa została przygotowana we współpracy z branżą reprezentowaną przez Porozumienie dla Biogazu i Biometanu oraz uwzględniała wiele z branżowych rekomendacji. Odbierający nagrodę Janusz Kowalski podziękował branży za kilkunastomiesięczną współpracę, wspieranie jego wysiłków na każdym etapie procesu legislacyjnego i wyrażone wobec niego podziękowanie za dynamikę działań. Zapowiedział także kontynuację swego zaangażowania w tematykę biogazowa i biometanową w przyszłej kadencji parlamentu poprzez powołanie zespołu parlamentarnego zainteresowanego bioenergetyką.

Po raz pierwszy UPEBBI przyznała nagrodę Portalu Biogazowego Roku, którą został wyróżniony portal ozeon.com.pl będący emanacją wysokojakościowego kwartalnika „OZEON”. Nagrodę dla Portalu Biogazowego 2023 odebrał jego redaktor naczelny Krzysztof Stawnicki i powiedział do zebranych: „wśród czytelników czasopisma mamy ponad 2000 odbiorców instytucjonalnych poznanych osobiście. Dodatkowo poprzez serwis internetowy docieramy do 50 000 odbiorców zainteresowanych ekologią. „OZEON” jest także patronem IX Międzynarodowego Kongresu Eko Forum, a w dniach 15 – 17 czerwca 2023 roku do Supraśla w województwie podlaskim przyjadą przedstawiciele rządu, biznesu, samorządów, ośrodków analitycznych i kół eksperckich”. 

Ważne zmiany zasad ustalania taryf przez operatorów systemów gazowych

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Jak wykorzystać ESG w tworzeniu smart city?

Aktualności, , , , Możliwość komentowania Jak wykorzystać ESG w tworzeniu smart city? została wyłączona

Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego i rozwój zdecentralizowanych, odnawialnych źródeł pozyskiwania energii to jedno z ważniejszych wyzwań stojących przed współczesnymi miastami. Idea inteligentnych i samowystarczalnych miast jest odpowiedzią nie tylko na konieczność odbudowy zniszczonego środowiska, ale stała się także jednym z głównych rozwiązań, które może zaktywizować do wspólnego działania włodarzy miasta i jego społeczność. Konferencja Smart City Forum, która odbędzie się w dniach 20 – 21 listopada 2023 roku w Warszawie, poświęcona będzie między innymi problematyce energetycznego rozwoju miast i przekształcania ich w miasta inteligentne.

  • Skuteczne zarządzanie energią w mieście, musi być oparte o optymalizację jej produkcję, konsumpcji i regulacji, promocję odnawialnych źródeł energii, edukację mieszkańców w kwestiach ekologicznych oraz dążenie do niezależności energetycznej i decentralizacji źródeł jej pozyskiwania
  • ESG, promując dbałość o środowisko, wpływ na lokalną społeczność i transparentność zarządzania, stanowi kluczowy element wspierający rozwój inteligentnych miast, optymalizując rozwiązania z zakresu zarządzania i przyczyniając się do zrównoważonego postępu w polskich gminach
  • Działania oparte na założeniach ESG prowadzą do likwidacji betonowych przestrzeni w miastach na rzecz zielonych oaz, promując zrównoważony rozwój, ochronę środowiska i poprawę jakości życia mieszkańców, co ma przekształcić polskie miasta w ekologiczne i samowystarczalne energetycznie „Green City”

W jaki sposób zarządzać energią w mieście?

Dynamiczne zmiany zachodzące we współczesnym świecie związane zarówno z postępem nauki i technologii, jak  i będące efektem pojawiających się zagrożeń, stworzyły konieczność zadbania o właściwe zarządzanie energią. Miasto pełni różne role w zakresie energii. Jest jej producentem, konsumentem oraz regulatorem. Działania władz muszą skupiać się na tym, aby optymalizować aktywność w każdym z obszarów. Planowanie poczynań powinno koncentrować się na uzyskaniu jak najwyższego stopnia efektywności energetycznej. Jako producent energii wskazane jest, aby miasto w coraz większym zakresie korzystało z lokalnych OZE i szukało nowych rozwiązań w tym zakresie. Zasilanie czystą energią mają być już nie tylko pojedyncze gospodarstwa, ale także bloki mieszkalne oraz budynki użyteczności publicznej. Jako konsument energii miasto musi zadbać o właściwą termomodernizację wszystkich obiektów, wprowadzić energooszczędne oświetlenia i odnowić flotę transportu miejskiego. Kolejną istotną kwestią jest skuteczne planowanie, zarządzanie i monitorowanie zużycia energii i jej pozyskiwania.

Podejmowane przez włodarzy miejskich działania powinny zmierzać w kierunku energetycznej regeneracji miast i gmin. Do tego konieczne jest przeprowadzenie audytów, które określą główne obszary marnotrawienia zasobów energii. Niezwykle istotnym elementem jest także przekonanie lokalnej społeczności do wprowadzanych zmian. Niestety proces przemian może wiązać się z utrudnieniami dla mieszkańców i prowadzić do próby zablokowania niektórych rozwiązań. Dlatego dużym wyzwaniem dla władz miasta będzie właściwe edukowanie w zakresie ekologii oraz uświadamianie mieszkańcom korzyści, jakie w przyszłości staną się ich udziałem. Lokalna społeczność musi mieć świadomość konieczności wzmacniania lokalnego bezpieczeństwa energetycznego, poprzez uzyskanie niezależności energetycznej i decentralizację źródeł jej pozyskiwania.

Jak ESG wspiera rozwój inteligentnych miast?

Idea Smart City już dawno przestała być wyidealizowanym planem z niewiadomym terminem wykonania. Zmiany związanie z wprowadzaniem nowoczesnych rozwiązań widać niemal w każdym polskim mieście. Sztandarowym przykładem są panele słoneczne, które jeszcze kilka lat temu były traktowane jako interesująca ciekawostka, a obecnie stały się standardem na wielu osiedlach domów jednorodzinnych. Dalszy postęp w inteligentnym rozwoju gmin wymaga między innymi wprowadzania działań zgodnych z wytycznymi ESG. Zadaniem ESG jest zaanektowanie nowych standardów do działalności różnego rodzaju organizacji i przedsiębiorstw. ESG powinno stać się również wyznacznikiem zmian w zakresie zarządzania przestrzenią publiczną.

Environmental, Social, Governance – dbałość o środowisko, wpływ na lokalną społeczność, zachowanie ładu w zarządzaniu – są to elementy, według których powstają nowoczesne koncepcje sprzyjające tworzeniu inteligentnych miast i gmin. Strategia ESG jest szansą na rozwój poprzez ulepszanie i standaryzację działań urzędów i spółek publicznych. Instytucje lokalne postępujące zgodnie z zasadami ESG zyskują przychylność zewnętrznych inwestorów, banków oraz zwiększają swoje szanse na pozyskanie wysoko wykwalifikowanych pracowników. Zaanektowanie w instytucjach władzy lokalnej wytycznych ESG oznacza, że chcą one działać w sposób przejrzysty, prowadzić zrównoważony rozwój na zarządzanym terenie i wprowadzać rozwiązania korzystne dla środowiska.

Działania władz miejskich, które ambitnie dążą do zrealizowania celów odnośnie do zrównoważonego rozwoju, skupiają się obecnie na wprowadzeniu zmian, które mają wpłynąć na kluczowe obszary życia mieszkańców. Jednym z nadchodzących wyzwań jest zapewnienie energetycznego bezpieczeństwa na zarządzanym terenie. Wydarzenia na świecie pokazują, jak ważne jest dążenie do samowystarczalności i niezależności od zewnętrznych dostawców. Metodologia ESG pomaga miejskim urzędnikom także w zarządzaniu transportem miejskim, organizacji utylizacji odpadów, wprowadzaniu elektronicznej obsługi mieszkańców lub likwidacji barier dla osób niepełnosprawnych i zapobieganiu bezrobociu i wykluczeniu społecznemu. Inteligentne miasta mają służyć poprawie życia ich mieszkańców, a ESG poprzez optymalizację rozwiązań z zakresu zarządzania środowiskiem, społeczeństwem i gospodarką może istotnie przyczynić się do dalszego rozwoju polskich miast.

Czy obserwuje Pan wzrost świadomości w zakresie wdrażania standardów ESG w zarządzaniu przestrzenią publiczną w polskich miastach, a w szczególności w kontekście zapewnienia stabilności energetycznej?

Świadomość jednostek samorządu terytorialnego w zakresie wdrażania standardów ESG wzrasta, co potwierdzają realizowane inwestycje w wielu obszarach przestrzeni publicznej.

Lublin od lat podejmuje działania zgodne z ideą zrównoważonego rozwoju, czego przykładem jest zwiększanie udziału zeroemisyjnego systemu transportu publicznego wykorzystującego zieloną energię, czy dążenie do budowy inteligentnego systemu ciepłowniczego. Istotne znaczenie ma również wymiar społeczny. Lublin jako pierwsze miasto w Polsce wprowadził Zielony Budżet, konsekwentnie wykorzystuje również partycypacyjny model tworzenia dokumentów strategicznych w obszarze gminnej polityki energetycznej i planistycznej. Zagadnienia dotyczące standardów ESG są też poruszone w Studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego miasta.

Kluczowe jest zwiększenie odporności miasta na niespodziewane sytuacje, które mogą wpłynąć na zakłócenie integralności czy dostępności przesyłu energii, w czym istotną rolę odgrywa zróżnicowanie jej źródeł oraz energetyka rozproszona.- mówi Krzysztof Żuk, Prezydent Miasta Lublin.

ESG opiera się na założeniu, że możliwe jest współdziałanie w zakresie wielu obszarów, aby osiągnąć założony cel. Szczytne idee zawarte w ESG odnośnie do zoptymalizowania zużycia energii, pozyskiwania jej przede wszystkim ze źródeł odnawialnych i polepszenia warunków życia miejskiej społeczności, z całą pewnością będą miały ogromny wpływ na wszechobecną w wielu miastach betonozę. Plany w zakresie likwidacji betonowych obszarów w polskich miastach, wyznaczone zgodnie z czynnikami zawartymi w ESG, opierają się na połączeniu zrównoważonego rozwoju, ochrony środowiska i polepszeniu komfortu życia lokalnej społeczności. Taka postawa będzie sprzyjać podejmowaniu działań mających na celu wzrost gospodarki, przy jednoczesnej ochronie zasobów naturalnych i zadbaniu o dobrobyt mieszkańców. Obecnie proekologiczne inicjatywy polegają między innymi na likwidowaniu zabetonowanych placów i przekształcaniu ich w zielone oazy. W wielu miejscach asfaltowe podłoża zastępuje się nieutwardzoną, naturalną powierzchnię, w którą wsiąka woda i dzięki temu nie dochodzi do podtopień podczas ulewnych deszczów.

Dążenie do realizacji ekologicznych i społecznych założeń zawartych zgodnie z ESG przejawia się także w poszukiwaniu przyjaznych dla środowiska środków transportu miejskiego, ulepszaniu procesu recyklingu odpadów, inwestowaniu w odnawialne źródła energii. Likwidacji betonizacji będzie sprzyjać rozwój technologii i wykorzystywanie nowoczesnych urządzeń do monitorowania zużycia energii i wody lub kontrolowania na bieżąco zanieczyszczenia powietrza. Dzięki dobrze prowadzonej polityce wspierania idei smart city w Polsce mają szansę powstać prawdziwe Green City, które będą ekologiczne, samowystarczalne energetycznie oraz z dużą ilością terenów zielonych.

Sieci potrzebne od zaraz!

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

Już w dniach 8 i 9 listopada 2023 r. odbędzie się 38. Konferencja Energetyczna EuroPOWER & 8. OZE POWER. Celem wydarzenia od początku jego powstania jest mówienie o najbardziej aktualnych wyzwaniach i problemach dotyczących sektora energetycznego. Już w listopadzie ponownie spotkają się kluczowi  przedstawiciele branży, aby wspólnie przedyskutować najważniejsze aspekty funkcjonowania i rozwoju branży energetycznej.

Agenda i zapisy na wydarzenie znajdują się na stronie: https://konferencjaeuropower.pl/lp/lpm/.

Poniżej prezentujemy skrót najważniejszych tematów ze świata energetyki, które w rozszerzonej formie zostaną zaprezentowane podczas konferencji, na którą już dzisiaj serdecznie zapraszamy!

Rozwój sieci jako warunek niezbędny dla upowszechniania OZE – wsparcie planowania rozwoju sieci oraz ich modernizacji

Rozwój sieci energetycznych jest kluczowy dla upowszechniania Odnawialnych Źródeł Energii (OZE). Inwestycje w sieci są niezbędne nie tylko dla integracji OZE, a także dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii. W ostatnich latach odmowy wydawania warunków przyłączenia nowych mocy stały się normą, co utrudnia rozwój OZE. Operatorzy sieci dystrybucyjnych uzasadniają decyzje złym stanem technicznym sieci elektroenergetycznych i potrzebą zaangażowania ogromnych środków finansowych na ich modernizację. W raporcie Forum Energii proponowane są działania, które pozwolą zoptymalizować procesy administracyjne oraz zwiększyć techniczne możliwości przyłączania do sieci nowych projektów OZE. Wśród nich znajdują się m.in. aktualizacja Polityki energetycznej Polski i Krajowego planu na rzecz energii i klimatu, zobligowanie operatorów sieci dystrybucyjnych do transparentnego przygotowania planów rozwoju sieci oraz umożliwienie współdzielenia przyłączenia sieciowego przez różne instalacje OZE.

Jak zbudować powszechny, rozproszony system magazynowania energii?

Aby zbudować powszechny, rozproszony system magazynowania energii, niezbędne jest zrozumienie i zastosowanie elastyczności w systemie elektroenergetycznym. Elastyczność w tym kontekście rozumiana jest jako zdolność do szybkiego reagowania na wahające się zapotrzebowanie na energię elektryczną w warunkach zmiennej podaży. Polski system elektroenergetyczny obecnie jest niedostatecznie elastyczny. Zatem wzrost roli operatora i sięgnięcie przez niego po zasoby elastyczności przyłączone do sieci dystrybucyjnej jest niezbędne. Zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii (OZE) wymaga efektywnej integracji tych technologii. Prace źródeł konwencjonalnych i odnawialnych mogą się wzajemnie uzupełniać, co podkreśla potrzebę zmian w całym łańcuchu dostaw energii. Wprowadzenie kompleksowych mechanizmów rynkowych, które dostarczą bodźców ekonomicznych podmiotom oferującym elastyczność pracy, jest również niezwykle ważne.
Do osiągnięcia pełnej elastyczności systemu konieczna jest rozbudowa sieci przesyłowych i dystrybucyjnych oraz stosowanie nowoczesnych metod oceny zdolności przesyłowej.

Magazynowanie energii: technologie i rozwiązania dla sektora OZE

Magazynowanie energii odgrywa główną rolę w kontekście rosnącego udziału odnawialnych źródeł energii (OZE) w globalnym miksie energetycznym. Zmieniający się klimat i potrzeba osiągnięcia neutralności klimatycznej wymuszają odejście od paliw kopalnych na rzecz OZE. W związku z tym, pojawia się wyzwanie związane z bilansowaniem sieci elektroenergetycznych, zwłaszcza że OZE mają niestabilny charakter. Technologie magazynowania energii, takie jak elektrownie wodne szczytowo-pompowe, magazyny energii sprężonego powietrza czy magazyny energii ciekłego powietrza, stają się kluczowe. Elektrownie wodne szczytowo-pompowe, jedna z najbardziej znanych metod, polegają na przepompowywaniu wody między dwoma zbiornikami na różnych wysokościach, osiągając sprawność na poziomie ok. 85%. Magazyny energii sprężonego powietrza wykorzystują energię z OZE do sprężania powietrza, które następnie jest przechowywane w pojemnych zbiornikach. W chwili potrzeby, sprężone powietrze jest wykorzystywane do generacji energii elektrycznej. W ostatnim czasie popularne są również technologie bazujące na przemianach elektromechanicznych, takie jak akumulatory litowo-jonowe. Wszystkie te technologie mają swoje zalety i wady, ale ich rozwój jest kluczowy dla przyszłości zrównoważonej energetyki.

Rozwój cable poolingu w Polsce. Łączenie źródeł OZE

Cable pooling to połączenie różnych źródeł wytwórczych OZE (oraz magazynów energii i elektrolizerów) w tym samym węźle przyłączenia o sumarycznej mocy większej niż moc przyłączeniowa. Dzięki temu, wykorzystując jedno przyłącze, można łączyć na przykład farmy wiatrowe i elektrownie słoneczne, które są blisko siebie. Taki sposób łączenia źródeł z powodzeniem funkcjonuje chociażby w Holandii. W Polsce, aby umożliwić powszechne stosowanie cable pooling, konieczne są zmiany w prawie. Dotychczasowa moc przyłączeniowa była wykorzystywana w niewielkim stopniu, ale dzięki cable pooling infrastruktura sieciowa może być wykorzystywana w sposób optymalny. Wprowadzenie tej technologii pozwoli na rozwój kolejnych 25 gigawatów mocy w źródłach odnawialnych, co przekłada się na oszczędność około 40 miliardów złotych. Wprowadzenie cable pooling może znacząco przyspieszyć rozwój OZE w Polsce, ograniczając jednocześnie koszty związane z rozbudową sieci i zwiększając bezpieczeństwo energetyczne kraju.

Integracja sektorów (sector coupling) – zniesienie tradycyjnego podziału pomiędzy sektorami energochłonnymi i wprowadzenie modelu holistycznego

Integracja sektorów (sector coupling) jest obecnie coraz częściej dyskutowanym tematem w europejskich przedsiębiorstwach energetycznych. Polega ona na elektryfikacji transportu, ciepłownictwa, chłodnictwa, zużycia energii w przemyśle oraz innych sektorów gospodarki, które dotychczas nie były zelektryfikowane. Głównym celem integracji sektorów jest głęboka dekarbonizacja gospodarki poprzez maksymalne wykorzystanie energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych. Dąży się do stworzenia „społeczeństwa całkowicie elektrycznego”, gdzie elastyczność wytwarzania i zużywania energii elektrycznej jest kluczowa, a technologie magazynowania energii w różnych formach odgrywają ważną rolę. Współczesne odnawialne źródła energii są w stanie pokrywać coraz większą część światowego zapotrzebowania na energię elektryczną, jednak sektory takie jak transport, ciepłownictwo, rolnictwo i przemysł ciężki wciąż są energochłonne i wysokoemisyjne. Integracja sektorów, bazująca głównie na energii elektrycznej z OZE, ma na celu osiągnięcie zerowej emisji CO2 netto. Kluczową rolę w tym procesie odgrywają technologie typu Power-to-X, takie jak power-to-gas (PtG) czy power-to-heat (PtH), które choć istnieją, są często w fazie eksperymentalnej lub nie są jeszcze wykorzystywane na szeroką skalę.

Zmiany prawne umożliwiające realną partycypację inwestorów w finansowaniu przebudowy sieci

Zmiany prawne odgrywają kluczową rolę w umożliwieniu realnej partycypacji inwestorów w finansowaniu przebudowy sieci elektroenergetycznych. Aby zrealizować założenia aktualizacji Polityki Energetycznej Państwa do 2040 r., konieczne jest znaczące zwiększenie inwestycji w sieci elektroenergetyczne. Jednym z głównych wyzwań jest pozyskanie odpowiednich środków finansowych. Chociaż projekt aktualizacji PEP2040 zakłada nakłady rzędu 500 mld zł do 2040 r., źródła finansowania nie są jasno określone. Domyślnie zakłada się, że głównym źródłem finansowania będą klienci końcowi poprzez koszty uwzględnione w taryfach. Jednakże, nawet jeśli środki zostaną pozyskane, istnieją inne wyzwania, takie jak akceptacja społeczna dla projektów sieciowych czy pozyskanie gruntów pod inwestycje. Specustawy, które ułatwiają proces wywłaszczenia nieruchomości i wypłaty odszkodowań, mogą pomóc w przezwyciężeniu niektórych z tych wyzwań. W kontekście tych zmian, kluczowe jest również budowanie silnych relacji pomiędzy inwestorami a wykonawcami oraz dostawcami, aby zapewnić skuteczne i terminowe realizowanie projektów.

Jakie działania regulacyjne i rynkowe należałoby podjąć, aby zwiększyć inwestycje w magazyny energii oraz w udrożnienie systemu w kwestii zwiększenia dostępności mocy przyłączania?

Zwiększenie inwestycji w magazyny energii oraz udrożnienie systemu w kwestii dostępności mocy przyłączania wymaga skoordynowanego podejścia zarówno na poziomie regulacyjnym, jak i rynkowym.

Działania, jakie należałoby podjąć to m.in.:

  • Wsparcie finansowe – dla przykładu Program „Mój Prąd 4.0” udziela wyższych dotacji na montaż domowych magazynów energii. Zwiększenie dotacji do domowego magazynu energii z 7,5 tys. zł do 16 tys. zł ma na celu zwiększenie opłacalności takich inwestycji. Wprowadzenie wyższych dotacji przyczyniło się do zwiększenia zainteresowania magazynami energii, co jest kluczem do zwiększenia inwestycji w tej dziedzinie,
  • Edukacja i świadomość: ważne jest również zwiększenie świadomości konsumentów na temat korzyści związanych z magazynowaniem energii. Chociaż opłacalność inwestycji w magazyny energii jest oczywista dla ekspertów branżowych, wielu konsumentów indywidualnych wciąż nie rozumie pełni korzyści z takiej inwestycji,
  • Zmiany w systemie rozliczeń: wprowadzenie systemu net-billing zamiast net-metering wpłynęło na sposób, w jaki energia jest rozliczana i sprzedawana, co z kolei wpłynęło na opłacalność inwestycji w magazyny energii. Wprowadzenie nowych systemów rozliczeń, które są bardziej korzystne dla prosumentów, może przyczynić się do zwiększenia inwestycji w magazyny energii,
  • Innowacje technologiczne: wspieranie badań i rozwoju w dziedzinie technologii magazynowania energii może prowadzić do powstania bardziej wydajnych i opłacalnych rozwiązań, które z kolei przyciągną więcej inwestorów,
  • Elastyczność taryf: aby zwiększyć efektywność inwestycji w magazyny energii, konieczne jest wprowadzenie bardziej elastycznych i dynamicznych taryf, które lepiej odzwierciedlają realia obecnego rynku energii.

Podsumowując, zwiększenie inwestycji w magazyny energii i udrożnienie systemu w kwestii dostępności mocy przyłączania wymaga połączenia wsparcia finansowego, edukacji, innowacji technologicznych oraz elastyczności w systemie rozliczeń. Współpraca między różnymi podmiotami, takimi jak rząd, branża energetyczna i konsumenci, jest kluczem do osiągnięcia tych celów.

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

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

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

Centralny System Informacji Rynku Energii

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

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

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

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

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

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

Sprzedaż rezerwowa paliw gazowych

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

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

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

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

Sprzedaż rezerwowa energii elektrycznej

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Agregatorzy na rynku energii elektrycznej

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

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

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

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

Usługi systemowe i usługi elastyczności

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

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

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

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

Bilansowanie

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

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

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

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

Znak towarowy operatora systemu dystrybucyjnego

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

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

Nowelizacja Prawa energetycznego – część II: nowe zadania Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki

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

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

Rozszerzenie zakresu działań Prezesa URE

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

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

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

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

Regionalne centrum koordynacyjne

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

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

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

„Piaskownica regulacyjna”

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

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

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

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

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

Wydawanie koncesji a rękojmia prawidłowego wykonywania działalności

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

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

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

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

Zmiana w zakresie regulacji dot. linii bezpośrednich

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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