Prezes URE

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.

Projekty rozporządzeń zmieniających rozporządzenia dotyczące taryf dla paliw gazowych oraz ciepła – co ma się zmienić?

Aktualności, Ciepłownictwo, Energetyka, Gaz, , , , Możliwość komentowania Projekty rozporządzeń zmieniających rozporządzenia dotyczące taryf dla paliw gazowych oraz ciepła – co ma się zmienić? została wyłączona

Na początku roku w wykazie prac legislacyjnych Rządowego Centrum Legislacji ukazały się dwa projekty rozporządzeń zmieniających rozporządzenia określające zasady kształtowania i kalkulacji taryf, a dokładniej:

  • rozporządzenie Ministra Energii z dnia 15 marca 2018 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi oraz
  • rozporządzenie Ministra Klimatu z dnia 7 kwietnia 2020 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło.

Z uwagi na to, że są to kluczowe akty prawne dla sektorów gazownictwa i ciepłownictwa, konieczne jest przybliżenie propozycji legislacyjnych zaprezentowanych w wyniku prac prowadzonych w Ministerstwie Klimatu i Środowiska.

  1. Projekt rozporządzenia zmieniającego rozporządzenie w sprawie taryf gazowych

Ogólny zarys zmian

Proponowane zmiany w rozporządzeniu Ministra Energii z dnia 15 marca 2018 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi polegają na:

  • uzupełnieniu rozporządzenia o elementy doprecyzowujące zasady dokonywania rozliczeń przez przedsiębiorców energetycznych z odbiorcami paliw gazowych oraz ustalania stawek opłat przez przedsiębiorstwa energetyczne,
  • doprecyzowaniu treści rozporządzenia w celu ujednolicenia z przepisami rozporządzenia Komisji (UE) 2017/459 z dnia 16 marca 2017 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący mechanizmów alokacji zdolności w systemach przesyłowych gazu i uchylającego rozporządzenie (UE) nr 984/2013 (rozporządzenie NC CAM) oraz rozporządzenia Komisji (UE) 2017/460 z dnia 16 marca 2017 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący zharmonizowanych struktur taryf przesyłowych dla gazu (rozporządzenie NC TAR).

Ponadto propozycje przepisów obejmują wprowadzenie konta regulacyjnego dla działalności infrastrukturalnych w zakresie paliw gazowych, co ma na celu zapewnienie stabilnych warunków prowadzenia działalności dla operatorów (stanowiąc ochronę przed niepełnym odzyskiwaniem przez nich przychodów, które mają pokryć koszty uzasadnione), a z drugiej strony ochronę podmiotów zamawiających usługi infrastrukturalne przed ponoszeniem nieuzasadnionych kosztów w przypadku, gdy rzeczywisty przychód operatora przewyższa koszty uzasadnione prowadzenia działalności.

Najważniejsze zmiany

Jedną ze zmian jest uchylenie § 2 pkt 23 obecnie obowiązującego rozporządzenia – wynika ona z faktu, iż w dystrybucji paliw gazowych nie stosuje się systemu wejścia/wyjścia, a stawki są kalkulowane jako grupowe. Usługi dystrybucji paliw gazowych nie są związane z faktycznym kierunkiem przepływu gazu ziemnego w poszczególnych gazociągach (stawki są kalkulowane na wyjściach z systemu dystrybucyjnego). Wartość rynkowa usługi dystrybucji paliwa gazowego wiąże się z poziomem pewności realizacji takiej usługi, na co nie mają wpływu rzeczywiste rozpływy gazu w sieci (które w ciągu roku gazowego mogą się zmieniać), dlatego też operatorzy systemów dystrybucyjnych nie wykazują realizacji tego typu usług w ramach postępowań taryfowych.

Kolejną ze zmian jest dodanie do obecnie obowiązującego rozporządzenia ust. 4 w § 5. Zmiana ta ma na celu wprowadzenie przepisu mówiącego, iż w przypadku przedsiębiorstw energetycznych, które wykonują działalność gospodarczą w zakresie dystrybucji paliw gazowych, podział odbiorców na grupy taryfowe nie zależy od poziomu ciśnienia paliwa gazowego w miejscu dostarczania i odbioru paliw gazowych. Dzięki zastosowaniu takiego rozwiązania możliwe będzie zapobieżenie zróżnicowania stawek za świadczenie usług dystrybucji odbiorców o podobnej charakterystyce poboru.

Z uwagi na konieczność zapewnienia stabilnych warunków prowadzenia działalności dla operatorów oraz ochrony podmiotów zamawiających usługi infrastrukturalne przed ponoszeniem nieuzasadnionych kosztów w przypadku gdy rzeczywisty przychód operatora przewyższa koszty uzasadnione prowadzenia działalności, proponowane jest także wprowadzenie kont regulacyjnych dla działalności infrastrukturalnych w zakresie paliw gazowych.

Postuluje się również zmianę sposobu wyznaczania wartości ciepła spalania ze średniej ważonej na średnią arytmetyczną, uzyskaną z pomiarów wykonanych w okresie rozliczeniowym. Biorąc pod uwagę względną stałość parametrów gazu (w tym ciepła spalania) dla gazu odbieranego w konkretnym punkcie odbioru, nie jest zasadnym wyznaczanie średnioważonej wartości ciepła dla danego odbiorcy. Jej wyznaczenie wiąże się z koniecznością pozyskania około trzydziestokrotnie większej liczby danych w okresie rozliczeniowym (dane dobowe), przy czym taki sposób rozliczenia nie wpływa znacząco na wartość rozliczeniową. Obecnie nie jest również możliwe pozyskanie dla wszystkich odbiorców danych dobowych dotyczących ilości odebranego gazu, które stanowiłyby wagi dla zmierzonych wartości ciepła spalania.

Zmiana brzmienia § 46 obecnie obowiązującego rozporządzenia dotyczy sytuacji, w której infrastruktura dotychczas eksploatowana jako gazociąg bezpośredni lub sieć gazociągów kopalnianych miałaby zostać włączona do sieci dystrybucyjnej. Taka kategoria infrastruktury nie była dotychczas objęta świadczeniem usług dystrybucji paliwa gazowego, ponieważ nie wchodziła w skład sieci dystrybucyjnych. W związku z tym, mając na uwadze dbałość o interes podmiotów aktywnych na infrastrukturze pozasystemowej (szczególnie odbiorców), proponowane jest wprowadzenie współczynników korekcyjnych w pierwszych latach po ewentualnym transferze infrastruktury pozasystemowej do sieci dystrybucyjnej. Takie rozwiązanie pozwoli na zachowanie płynności funkcjonowania infrastruktury i będzie korzystne dla zainteresowanych podmiotów.

Ponadto nowelizacja obejmuje także ujednolicenie definicji usługi wirtualnego przesyłania zwrotnego z przepisami unijnymi, uzupełnienie regulacji o sprzedaż rezerwową, wprowadzenie zasad zaokrąglania współczynnika konwersji oraz doprecyzowanie zasad ustalania stawek za krótkoterminowe usługi przesyłania paliwa gazowego i świadczenie usług przesyłania paliwa gazowego na zasadach przerywanych w punktach innych niż punkty połączeń międzysystemowych.

Przepisy przejściowe i wejście w życie rozporządzenia

Zgodnie z § 2 projektu rozporządzenie przepisy dotyczące salda konta regulacyjnego (§ 10a rozporządzenia) zostaną uwzględnione po raz pierwszy przy ustalaniu przychodu pokrywającego koszty uzasadnione na rok 2023.

Ponadto zgodnie z § 3 projekt rozporządzenia, przedsiębiorstwa energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie magazynowania paliw gazowych, dostosują stawki opłat za udostępnienie usług magazynowania paliw gazowych w okresie czterech lat od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia.

Projektowane rozporządzenie ma wejść w życie po upływie 30 dni od dnia ogłoszenia, z wyjątkiem przepisów art. 1 pkt 2 i 9 w zakresie dodawanych § 4 i § 14, które wchodzą w życie dnia 1 stycznia 2023 r.

  1. Projekt rozporządzenia zmieniającego rozporządzenie w sprawie taryf ciepła

Ogólny zarys zmian

Z lektury uzasadnienia do projektu rozporządzenia wynika, że konieczność dokonania zmian w rozporządzeniu Ministra Klimatu z dnia 7 kwietnia 2020 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło stanowi następstwo kilku czynników. Projektodawcy uznają, że modyfikacja rozporządzenia jest niezbędna z uwagi na realizację Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. (o PEP2040 pisaliśmy w jednym z naszych wcześniejszych artykułów). Dokument ten zakłada bowiem zwiększenie wykorzystania ciepła systemowego, co z kolei powoduje konieczność opracowania nowego modelu rynku ciepła, z koniecznością uwzględnienia akceptowalności cen przez odbiorców, a równocześnie umożliwienia pokrycia kosztów uzasadnionych wraz ze zwrotem z zainwestowanego kapitału przedsiębiorstwom energetycznym eksploatującym źródła, w których ciepło jest wytwarzane w jednostkach kogeneracji, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność. PEP2040 zakłada m.in. wzrost o 1,5 mln liczby gospodarstw domowych przyłączonych do sieci ciepłowniczej w 2030 r., spełnienie przez 85% systemów ciepłowniczych lub chłodniczych o mocy powyżej 5 MW kryterium efektywnego energetycznie systemu ciepłowniczego oraz istotne zwiększanie udziału OZE w ciepłownictwie i chłodnictwie. Przy czym kluczowa jest techniczna modernizacja i rozbudowa ciepłownictwa systemowego, do czego powinien przyczynić się rozwój kogeneracji, zwiększenie wykorzystania OZE i odpadów w ciepłownictwie systemowym, modernizacja i rozbudowa systemów dystrybucji ciepła i chłodu oraz popularyzacja magazynów ciepła i inteligentnych sieci. O szczegółowych planach dotyczących ciepłownictwa mogą państwo przeczytać w artykule „Projekt Strategii dla ciepłownictwa do 2030 r. z perspektywą do 2040 r.”.

Osobnym czynnikiem są dynamicznie zmieniające się koszty emisji CO2, które istotnie wpływają na koszty działalności odzwierciedlane w średnich cenach ciepła stosowanych w metodzie uproszczonej kształtowania taryf dla ciepła wytworzonego w źródłach kogeneracyjnych. Zdaniem projektodawców należy to zminimalizować przez ogólne zapisy w przepisach prawa. Dodatkowo, należy także uwzględnić w fakt, iż nie wszystkie źródła przekazujące dane do obliczenia średnich cen sprzedaży ciepła są obciążone kosztami emisji, bowiem nie wszystkie z tych źródeł zawierają się w grupie źródeł wytwarzających ciepło i jednocześnie ponoszących konsekwencje ETS.

Szczegółowy opis zmian

Projekt rozporządzenia ma rozszerzyć katalog zawarty w § 11 rozporządzenia. Do wymienionych w tym przepisie czterech podstaw, w oparciu o które ustala się ceny i stawki opłat dla pierwszego roku stosowania taryfy planowanych na ten rok, czyli:

  1. uzasadnionych rocznych kosztów wykonywania działalności gospodarczej w zakresie zaopatrzenia w ciepło;
  2. uzasadnionych rocznych kosztów modernizacji i rozwoju oraz realizacji inwestycji z zakresu ochrony środowiska;
  3. uzasadnionego zwrotu z kapitału zaangażowanego w działalność gospodarczą, o której mowa w pkt 1, oraz w przedsięwzięcia, o których mowa w pkt 2;
  4. uzasadnionych kosztów realizacji obowiązku, o którym mowa w art. 10 ust. 1 ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej

ma zostać dodana podstawa piąta w brzmieniu:

„uzasadnionych rocznych kosztów zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla, ustalanych na podstawie ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla w kontraktach terminowych z dostawą w grudniu roku złożenia wniosku o zatwierdzenie taryfy dla ciepła, notowanych na rynkach terminowych, określonej na podstawie ostatniej przed dniem złożenia wniosku, opublikowanej sesji notowań na jednej z giełd towarowych działających na terytorium Unii Europejskiej [w zł/Mg CO2]; cenę tę przelicza się na złote według ogłoszonego przez Narodowy Bank Polski średniego kursu waluty, w której prowadzone były notowania, w dniu, w którym odbywała się sesja notowań, a jeżeli nie został ogłoszony średni kurs w tym dniu, stosuje się ogłoszony przez Narodowy Bank Polski kurs w najbliższym dniu poprzedzającym dzień sesji notowań”.

Kolejna zmiana ma dotknąć przepisu § 13 ust. 1 rozporządzenia. W związku z tym, że brzmienie przepisu art. 47 ust. 2f ustawy Prawo energetyczne (PE) odnosi się do planowanych przychodów ze sprzedaży ciepła przyjmowanych do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfie dla ciepła dla jednostek kogeneracji, natomiast wspomniany przepis rozporządzenia Ministra Klimatu w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło stanowi o szerszym zakresie wykonywania działalności – dotyczy źródeł ciepła, w których ciepło jest wytwarzane w jednostkach kogeneracji – projektodawcy uznali za stosowne ujednolicenie tych ich treści przez dostosowanie tekstu rozporządzenia do aktu prawnego wyższej rangi. Jednocześnie zmodyfikowany przepis ma dać możliwość wyodrębnienia ze źródeł ciepła z jednostkami kogeneracji kotłów szczytowych lub awaryjnych, które nie stanowią jednostek kogeneracji. Sformułowanie dotyczące „jednostek kogeneracji”, a nie „źródeł, w których ciepło jest wytwarzane w jednostkach kogeneracji”, umożliwia kształtowanie taryf dla ciepła na podstawie wskaźnika referencyjnego i średnich cen sprzedaży ciepła tylko dla jednostki kogeneracji występującej w źródle i pozwoli na uelastycznienie dotychczasowego pojęcia „źródła w którym ciepło jest wytwarzane w jednostkach kogeneracji”, w sposób umożliwiający kosztowe zatwierdzenie taryfy dla jednostek wytwarzania ciepła, które w źródle występują, a nie stanowią jednostki kogeneracji.

Ponadto zdefiniowana ma zostać wielkość „k”, będąca elementem wzoru na obliczenie wskaźnika referencyjnego, żeby wielkości te mógł obliczać i publikować Prezes Urzędu Regulacji Energetyki (Prezes URE) w zależności od zmian warunków wykonywania działalności przez przedsiębiorstwa energetyczne obciążające wytwarzanie ciepła w kogeneracji – dla poszczególnych rodzajów paliw, o których mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. c PE. Określenie wielkości „k” umożliwi także uwzględnienie braku w średnich cenach sprzedaży ciepła publikowanych przez Prezesa URE pełnej próby źródeł będących w systemie ETS.

Zmienione przepisy prawa będą stanowić wymóg uwzględnienia możliwości zmian taryf dla ciepła z kogeneracji, nie tylko po ogłoszeniu nowych średnich cen sprzedaży ciepła przez Prezesa URE, ale  po ogłoszeniu wskaźnika referencyjnego. Projektowane rozszerzenie przepisu §28 ust. 3 rozporządzenia przez uwzględnienie zmiany wskaźnika referencyjnego da możliwość zmiany taryfy dla ciepła z kogeneracji w przypadku zmiany tego wskaźnika.

Wejście w życie rozporządzenia

Rozporządzenie ma wejść w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia.

***

Warto także wspomnieć, że z dniem 25 stycznia 2022 r. weszło w życie inne rozporządzenie zmieniające rozporządzenia w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło, a dokładniej rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 23 grudnia 2021 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło. O zmianach wprowadzonych przez ten akt mogą państwo przeczytać w artykule „Projekt zmieniający rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło”.

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

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

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

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

WYZWANIA TRANSFORMACYJNE

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

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

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

NISKA RENTOWNOŚĆ W OBLICZU POTRZEBNYCH INWESTYCJI

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

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

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

PROPONOWANE ZMIANY

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

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

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

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

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

Kolejny raport Prezesa URE dotyczący działalności w sektorze energetyki z propozycją zmian w obszarze energetyki

Aktualności, Energetyka, , , , , , , , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Kolejny raport Prezesa URE dotyczący działalności w sektorze energetyki z propozycją zmian w obszarze energetyki została wyłączona

Już po raz piąty na stronie URE opublikowano raport obejmujący tematykę sektora energetyki (dalej: Raport). Najnowsze wydanie zawiera w szczególności informacje o warunkach gospodarowania w zakresie działalności w dziedzinie energii elektrycznej i paliw gazowych oraz  ocenę planów rozwoju OSP i OSD w odniesieniu do przyszłego bezpieczeństwa zaspokojenia zapotrzebowania na energię elektryczną i paliwa gazowe. W Raporcie ponadto zasygnalizowano potrzebę wprowadzenia istotnych zmian w przepisach obejmujących sektor energetyki.

Dokument został podzielony na 3 części.

Pierwsza część zawiera informacje dotyczące gromadzenia i przekazywania do Komisji Europejskiej informacji o projektach inwestycyjnych firm krajowych sektora energetyki oraz monitorowania funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i gazowego.

W części drugiej, dokonano oceny warunków podejmowania i wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej i paliw gazowych.

Trzecia część stanowi natomiast zestawienie propozycji zmian legislacyjnych. W Raporcie zasygnalizowano bowiem potrzebę wprowadzenia zmian legislacyjnych, które objęłyby poszczególne gałęzie sektora energetycznego.

Postulowane zmiany dotyczą m. in. usunięcia kompetencji Prezesa URE do badania planów inwestycyjnych wytwórców energii elektrycznej, o których mowa w art. 16 ust. 20 i 21 Ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawa energetycznego (Dz. U. z 2019 r. poz. 755 t.j., dalej: Prawo energetyczne, PE). Obecnie, Prezes URE przy realizacji zadań w zakresie monitorowania bezpieczeństwa dostarczania energii elektrycznej, co dwa lata przeprowadza badanie planów inwestycyjnych wytwórców energii elektrycznej, którzy wypełniają obowiązek sporządzania i przedkładania 15-letnich prognoz, zgodnie z dyspozycją art. 16 Prawa energetycznego.

URE trafnie dostrzegł, że faktycznie obowiązek składania informacji o zamierzeniach inwestycyjnych składa Prezesowi URE jedynie 5% koncesjonowanych przedsiębiorstw energetycznych w obszarze wytwarzania energii elektrycznej, co w konsekwencji daje jedynie częściową wiedzę o sytuacji na rynku energetycznym. Tym samym, dokonywana analiza danych i informacji, jak również wnioski końcowe są opierane na informacjach, które nie dają pełnego obrazu rzeczywistości i mogą prowadzić do istotnych rozbieżności wobec stanu faktycznego i potrzeb inwestycyjnych w sektorze energii elektrycznej.

Postulowane zmiany obejmują również przepisy dotyczące rozliczania prosumentów i dotyczą zasadniczo dwóch obszarów.

Pierwszy obszar zmian obejmuje zasady rozliczeń prosumentów korzystających z instalacji trójfazowej. W Raporcie zasygnalizowano, że obecnie przedsiębiorstwa energetyczne stosują różne rozwiązania układowe, które doprowadzają finalnie do odmiennych efektów finansowych i rodzą liczne skargi ze strony prosumentów.

Drugi obszar proponowanych zmian obejmuje zasady rozliczania prosumentów, którzy korzystają z wielostrefowych grup taryfowych, w szczególności G12. Podobnie jak w pierwszym przypadku, powodem niezadowolenia prosumentów jest różnorodność w zakresie sposobu rozliczeń przez przedsiębiorstwa energetyczne, w szczególności w zakresie sposobu pomiaru i bilansowania energii wytwarzanej i pobieranej z sieci.

Kolejnym punktem objętym propozycją zmian URE jest krajowy plan ograniczeń. Zdaniem Prezesa URE, krajowy plan ograniczeń powinien zostać doprecyzowany i usystematyzowany. W szczególności dostrzegalna jest potrzeba doprecyzowania definicji, ustalenia wartości mocy bezpiecznej oraz terminów realizacji. Zmiany powinny również objąć kwestie odpowiedzialności za poszczególne czynności. W Raporcie zasygnalizowano również potrzebę zmian w przepisach rozporządzenia w sprawie szczegółowych zasad i trybu wprowadzania ograniczeń w sprzedaży paliw stałych oraz w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej lub ciepła z uwagi na liczne luki i niespójności w obecnie obowiązujących przepisach.

Prezes URE sygnalizuje również konieczność zmiany przepisów dotyczących niezastosowania się odbiorców do ograniczeń, które nakładają na nich przepisy Prawa energetycznego. Zgodnie z brzmieniem art. 56 ust. 1 pkt 3a PE, na odbiorców, którzy nie dostosowali się do wprowadzonych ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, wprowadzonych przez PSE S. A. nakładane są kary pieniężne. Celem potencjalnych zmian jest uniknięcie dodatkowego ryzyka związanego z niestosowanie się odbiorców do ograniczeń, na wypadek ich wprowadzenia w przyszłości, z uwagi na liczne rozbieżności w judykaturze.

Propozycja zmian obejmuje również sektor gazownictwa, gdzie – zgodnie z opinią Prezesa URE wyrażoną w Raporcie – powinno się dążyć do stworzenia płynnego rynku w obszarze bilansowania gazu zaazotowanego, odnośnie które powinien zostać wprowadzony obowiązek sprzedaży na giełdzie towarowej. URE zwraca uwagę również na potrzebę wprowadzenia przepisów, które przyznawałyby Prezesowi URE kompetencję do zatwierdzania instrukcji i regulaminów dla operatora systemu magazynowania i operatora systemu skraplania paliw gazowych. W Raporcie podkreślono, iż wprowadzenie ww. obowiązku umożliwi wpływanie na realizację ze strony operatorów zasady niedyskryminacyjnego dostępu stron trzecich, zasad przyłączania do instrukcji oraz zarządzania ograniczeniami systemowymi. Co istotne, obowiązki te ułatwią proces monitorowania przez organy URE wypełniania przez poszczególnych operatorów obowiązków, które wynikają z przepisów rozporządzenia PE i Rady (UE) nr 715/2009z 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1775/2005 (Dz. U. UE L 2009.211.36 z późn. zm.).

Konieczność zmian URE dostrzega również w zakresie sankcji karnych w obszarze gazownictwa, a dokładniej w zakresie odpowiedzialności za naruszenie rozporządzeń regulujących funkcjonowanie runku gazu ziemnego.

Propozycje zmian obejmują również przepisy dotyczące operatorów systemów gazowych – OSP i OSD, a dokładniej procedury ich wyznaczania. Zasygnalizowano potrzebę ułatwienia uzyskania statusu OSP bądź OSD w przypadku uzyskania odpowiedniej koncesji. Obecnie, procedura uzyskania statusu jednego z ww. podmiotów przebiega dwuetapowo – konieczne jest uzyskanie odrębnej decyzji administracyjnej w zakresie samej koncesji oraz w zakresie statusu operatora systemu. W celu zoptymalizowania procedury administracyjnej, zaproponowano połączenie dwóch ww. czynności i wprowadzenie możliwości uzyskania pełnych uprawnień do świadczenia usług dystrybucji lub przesyłu w ramach jednego postępowania kończącego się wydaniem jednej decyzji administracyjnej. Powyższe jest zasadne ze względu na fakt, iż już uzyskanie określonej koncesji powinno być warunkowane również spełnieniem przez wnioskodawcę kryteriów, które umożliwiałyby wyznaczenie go jako operatora dane systemu gazowego.

Raport zawiera również informację o potrzebnie wprowadzenia zmian Prawa energetycznego w zakresie obowiązków poszczególnych operatorów obszaru gazownictwa. Wskazuje się, że obecne uregulowanie obowiązków operatorów na gruncie jednego przepisu (art. 9c PE) jest niewystarczające i niepraktyczne. Prezes URE postuluje również rozszerzyć obowiązki operatorów gazowych o te, które na gruncie art. 9c ust. 3 pkt 9a lit. f) PE dotyczą operatorów elektroenergetycznych w zakresie publikacji na stronie internetowej oraz udostępniania do publicznego wglądu w siedzibach listy sprzedawców, informacji o sprzedawcy z urzędu działającego na terenie danego OSD oraz wzorców umów zawieranych z użytkownikami systemu.

Regulator postuluje ponownie o dokonanie zmian w zakresie przepisów ustawy o odnawialnych źródłach energii. Zaproponowano dokonanie wyraźnego rozdzielenia zasad dotyczących przyłączania odbiorców od zasad dotyczących przyłączania jednostek wytwórczych, w tym również OZE do sieci.

W szczególności, zasygnalizowano potrzebę zmiany art. 7 ust. 5 Ustawy o OZE, który określa publicznoprawny obowiązek finansowania przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej realizacji i finansowania budowy i rozbudowy sieci, w tym na potrzeby przyłączania podmiotów ubiegających się o przyłączenie, m. in. na warunkach i zasadach określonych w założenia i planach gminnych. Zmiany w szczególności powinny wprowadzić odesłanie od niniejszego przepisu do art. 16 PE oraz zapewnić jednoznaczną interpretację art. 7 ust. 5 Ustawy o OZE przez wskazanie, że publicznoprawny obowiązek finansowania, o którym mowa w niniejszym przepisie dotyczyłby tych inwestycji, które zostały umieszczone w planach zaopatrzenia, o których mowa w art. 20 PE.

Poza zmianami stricte w obszarze gazownictwa i elektroenergetyki, w Raporcie podkreślono również konieczność ujednolicenia przepisów w obszarze energetyki oraz doprecyzowania, szczególnie w zakresie regulacji koncesjonowania, przepisów o zabezpieczeniach majątkowych (art. 38 PE), przepisów karnych oraz wprowadzenia z mocy prawa wygaśnięcia koncesji w przypadku niepodjęcia albo zaprzestania działalności w obszarze nią objętym. Zasygnalizowano również potrzebę wprowadzenia zapisów, które przeciwdziałałyby nieuczciwym praktykom sprzedawców podczas sprzedaży bezpośredniej w gospodarstwach domowych.

Rozbudowana analiza zmian, które proponuje URE wynika z wieloletniej praktyki i obserwacji rynku energetycznego. Ma ona w szczególności charakter sygnalizacyjny wobec obecnie obowiązujących przepisów, których stosowanie przysparza przedsiębiorstwom energetycznym wielu problemów z uwagi na ich nieprecyzyjność i brak uregulowań istotnych obszarów w zakresie elektroenergetyki, gazownictwa i innych.

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

Wydłużone terminy ważności białych certyfikatów

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

***

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

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