Warszawa, 20.09.2021 (ISBnews) - Polski rząd nie zamknie kopalni KWB Turów, gdyż wstrzymanie prac w kopalni zagroziłoby stabilności polskiego systemu elektroenergetycznego i miałoby negatywne skutki dla bezpieczeństwa energetycznego milionów Polaków oraz dla całej Unii Europejskiej, poinformował rzecznik rządu Piotr Muller.
Dzisiaj Trybunał Sprawiedliwośc UE (TSUE) nałożył na Polskę karę wysokości 500 tys. euro dziennie za opóźnianie zastosowania się do postanowienia TSUE maja br. w sprawie natychmiastowego wstrzymania wydobycia węgla brunatnego do czasu rozstrzygnięcia skargi, złożonej przez Czechy w sprawie dotyczącej uwarunkowań środowiskowych funkcjonowania kopalni.
"Polski rząd nie zamknie kopalni KWB Turów. Od początku stoimy na stanowisku, że wstrzymanie prac kopalni w Turowie zagrozi stabilności polskiego systemu elektroenergetycznego. Miałoby to negatywne skutki dla bezpieczeństwa energetycznego dla milionów Polaków oraz dla całej Unii Europejskiej. Jej zamknięcie oznaczałoby też ogromne problemy dla życia codziennego" - czytamy w komunikacie.
Rzecznik rządu przypomina, że "polski rząd dąży do polubownego zakończenia sporu z Republiką Czeską i respektuje interesy lokalnej społeczności, zaś dzisiejsze postanowienie stoi w kontrze do polubownego załatwienia sprawy".
W jego ocenie, żadne decyzje Trybunału Sprawiedliwości UE nie mogą naruszać obszarów związanych z podstawowym bezpieczeństwem krajów członkowskich, a bezpieczeństwo energetyczne należy właśnie do tego obszaru.
Wskazuje on, że elektrownia Turów odpowiada za nawet 7% krajowej produkcji energii i jest gwarantem bezpieczeństwa energetycznego dla milionów osób, dostarczając energię elektryczną do szpitali, szkół, gospodarstw domowych, czy przedsiębiorstw. Zaznacza też, że elektrownia w Turowie dostarcza też ciepło dla Miasta i Gminy Bogatynia, gdzie brak jest alternatywnych źródeł ogrzewania.
"Kara finansowa, o której mówi Trybunał Sprawiedliwości Unii Europejskiej (TSUE) jest nieproporcjonalna do sytuacji i nie znajduje uzasadnienia w stanie faktycznym. Podważa trwający proces polubownego załatwienia sprawy" – podkreśla Muller.
Postanowieniem z 21 maja 2021 r., TSUE zobowiązał Polskę do natychmiastowego zaprzestania wydobycia węgla brunatnego w kopalni Turów jako środka tymczasowego do czasu rozstrzygnięcia skargi, złożonej przez Czechy w tej sprawie, a dotyczącej uwarunkowań środowiskowych funkcjonowania kopalni.
Po wydaniu przez TSUE decyzji, strona polska podjęła - zainicjowane przez samorządowców - negocjacje z Czechami. Uzgodniono także porozumienie ramowe, które zobowiązuje Polskę do inwestycji, ograniczających negatywne skutki wydobycia dla środowiska, a Czechy - do wycofania sprawy kopalni z TSUE.
Polska zgodziła się na powołanie komisji eksperckiej, która ma badać kwestie środowiskowe, a PGE ma przeprowadzić do końca inwestycje ekranu, który będzie eliminował odpływ wody. Ponadto Grupa PGE ma prowadzić prace przy wałach, by zabezpieczać przed pyłkami, które przenikają na stronę czeską.
Mimo to, w czerwcu Czechy złożyły do Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej (TSUE) wniosek o zasądzeniu zapłaty przez Polskę 5 mln euro kary dziennie za niewykonanie obowiązku natychmiastowego zaprzestania wydobycia węgla brunatnego w kopalni Turów.
Polska natomiast złożyła wniosek zmierzający do uchylenia tego postanowienia.
Dzisiaj wiceprezes Trybunału Rosario Silva de Lapuerta oddaliła ten wniosek i zobowiązała Polskę do zapłaty na rzecz Komisji Europejskiej okresowej kary pieniężnej w wysokości 500 tys. euro za okres od dnia doręczenia postanowienia TSUE, aż do momentu w którym Polska się do niego zastosuje tzn. wstrzyma wydobycie węgla w kopalni w Turowie. Wiceprezes oddaliła też wnioski o przekazanie sprawy Wielkiej Izbie Trybunału oraz o zarządzenie wysłuchania stron. Uznała, że argumenty przedstawione przez Polskę stanowią powtórzenie lub rozwinięcie argumentów podnoszonych już wcześniej, nie stanowią więc o zmianie okoliczności sprawy.
W jej ocenie Polska nie wykazała w wystarczający sposób, że zaprzestanie wydobycia węgla w kopalni Turów może uniemożliwić dostawy energii cieplnej i wody pitnej na obszarze Bogatyni i Zgorzelca, powodując zagrożenie dla zdrowia i życia mieszkańców tego obszaru.
(ISBnews)
Warszawa, 20.09.2021 (ISBnews) - Trybunał Sprawiedliwości Unii Europejskiej (TSUE) nałożył na Polskę 500 tys. euro kary dziennie za niezaprzestanie wydobycia węgla brunatnego w kopalni w Turowie, poinformował Trybunał. Celem kary, która będzie płacona na rzecz Komisji Europejskiej jest odwiedzenie Polski od opóźniania decyzji o zaprzestaniu wydobycia.
"Ze względu na niezaprzestanie wydobycia węgla brunatnego w kopalni Turów, Polska zostaje zobowiązana do zapłaty na rzecz Komisji Europejskiej okresowej kary pieniężnej w wysokości 500 000 EUR dziennie" - czytamy w komunikacie.
W ocenie Trybunału „tego rodzaju środek należy uznać za konieczny do wzmocnienia skuteczności środka tymczasowego zarządzonego postanowieniem z dnia 21 maja 2021 r. i odwiedzenia tego państwa członkowskiego od opóźniania dostosowania swojego zachowania do tego postanowienia. Kopalnia odkrywkowa węgla brunatnego Turów znajduje się na terytorium Polski w pobliżu granicy z Czechami i Niemcami".
Postanowieniem z 21 maja 2021 r., TSUE zobowiązał Polskę do natychmiastowego zaprzestania wydobycia węgla brunatnego w kopalni Turów jako środka tymczasowego do czasu rozstrzygnięcia skargi, złożonej przez Czechy w tej sprawie, a dotyczącej uwarunkowań środowiskowych funkcjonowania kopalni..
Po wydaniu przez TSUE decyzji, strona polska podjęła - zainicjowane przez samorządowców - negocjacje z Czechami. Uzgodniono także porozumienie ramowe, które zobowiązuje Polskę do inwestycji, ograniczających negatywne skutki wydobycia dla środowiska, a Czechy - do wycofania sprawy kopalni z TSUE.
Polska zgodziła się na powołanie komisji eksperckiej, która ma badać kwestie środowiskowe, a PGE ma przeprowadzić do końca inwestycje ekranu, który będzie eliminował odpływ wody. Ponadto Grupa PGE ma prowadzić prace przy wałach, by zabezpieczać przed pyłkami, które przenikają na stronę czeską.
Planowane inwestycje o wartości 40-45 mln euro mają być współfinansowane z budżetu państwa, jak i samorządów i PGE. Od maja trwają polsko-czeskie negocjacje w tej sprawie. Umowa bilateralna jest przygotowywana przez stronę czeską i ma zostać zawarta w ramach art. 273 Traktatu o Funkcjonowaniu Unii Europejskiej (TFUE).
Mimo to, w czerwcu Czechy złożyły jednak do Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej (TSUE) wniosek o zasądzeniu zapłaty przez Polskę 5 mln euro kary dziennie za niewykonanie obowiązku natychmiastowego zaprzestania wydobycia węgla brunatnego w kopalni Turów.
Polska natomiast złożyła wniosek zmierzający do uchylenia tego postanowienia.
"W wydanym dzisiaj postanowieniu wiceprezes Trybunału Rosario Silva de Lapuerta oddaliła ten wniosek Polski i zobowiązała to państwo członkowskie do zapłaty na rzecz Komisji Europejskiej okresowej kary pieniężnej w wysokości 500 000 EUR dziennie, począwszy od dnia doręczenia Polsce niniejszego postanowienia aż do chwili, w której wspomniane państwo członkowskie zastosuje się do treści postanowienia wiceprezes Trybunału z dnia 21 maja 2021 r." – czytamy dalej.
Oddaliła też wnioski o przekazanie sprawy Wielkiej Izbie Trybunału oraz o zarządzenie wysłuchania stron.
Zdaniem wiceprezes, argumenty przedstawione przez Polskę stanowią "powtórzenie lub rozwinięcie argumentów podniesionych przez nie w przedstawionych na piśmie uwagach dotyczących wniosku w przedmiocie środków tymczasowych złożonego przez Republikę Czeską w dniu 26 lutego 2021 r.". Nie mogą zatem stanowić "zmiany okoliczności" w rozumieniu regulaminu postępowania.
W odniesieniu do przedstawionych przez Polskę argumentów uznała też, że Polska nie wykazała w wystarczający sposób, że "zaprzestanie wydobycia węgla brunatnego w kopalni Turów może uniemożliwić dostawy energii cieplnej i wody pitnej na obszarze Bogatyni i Zgorzelca, powodując zagrożenie dla zdrowia i życia mieszkańców tego obszaru".
Następnie wiceprezes zaznaczyła, że z akt sprawy jednoznacznie wynika, że Polska nie zastosowała się do postanowienia z dnia 21 maja 2021 r.
W takich okolicznościach wydaje się zatem konieczne wzmocnienie skuteczności środków tymczasowych zarządzonych postanowieniem z dnia 21 maja 2021 r. poprzez nałożenie na Polskę okresowej kary pieniężnej w celu odwiedzenia tego państwa członkowskiego od opóźniania dostosowania swojego zachowania do tego postanowienia, podkreślono w komunikacie.
Grupa PGE wytwarza 41% produkcji netto energii elektrycznej w Polsce, a jej udział w rynku ciepła wynosi 18%. Grupa szacuje swój udział w rynku energii ze źródeł odnawialnych na 10%. Na obszarze dystrybucyjnym wielkości ok. 123 tys. km2 PGE obsługuje 5,5 mln klientów. Jej udział rynkowy pod względem wolumenu dystrybuowanej energii elektrycznej wynosi 25% a sprzedaży do odbiorców końcowych - 33%. Spółka jest notowana na GPW od 2009 r.
(ISBnews)
Katowice, 20.09.2021 (ISBnews) - To konsumenci, a nie urzędnicy, powinni decydować o ostatecznym kształcie rynku transportowego w zakresie rodzaju zasilania pojazdów, ocenił główny ekonomista PKN Orlen Adam Czyżewski.
"Kiedy widzę deklaracje producentów samochodów, że zaprzestaną produkcji pojazdów z silnikami spalinowymi, to zapala mi się czerwona lampka, bo do dzisiaj największe efekty w zakresie ograniczenia emisji w transporcie mamy z prac nad poprawą efektywności właśnie silników spalinowych" - powiedział Czyżewski w trakcie panelu poświęconemu Europejskiemu Zielonemu Ładowi podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego (EKG) w Katowicach.
"Jeżeli chcemy nadal rozwijać ekologiczne biopaliwa, a chcemy, co zakłada zresztą także unijny pakiet 'Fit for 55', a jednocześnie nie będzie już silników spalinowych, to trochę nie widać w tym spójności. Bardziej optowałbym za tym, żeby na poziomie regulacji ustalać cele do osiągnięcia, ale nie decydować za konsumentów, jaką drogą te cele osiągnąć" - dodał Czyżewski.
W jego ocenie, dzisiaj nie sposób jeszcze powiedzieć, jaki będzie docelowy miks w transporcie, jaką część stanowić będą biopaliwa, jaką elektryczność, a jaką wodór.
Grupa PKN Orlen zarządza sześcioma rafineriami w Polsce, Czechach i na Litwie, prowadzi też działalność wydobywczą w Polsce i w Kanadzie. Jej skonsolidowane przychody ze sprzedaży sięgnęły 86,2 mld zł w 2020 r. Spółka jest notowana na GPW od 1999 r.
(ISBnews)
Warszawa, 18.09.2021 (ISBnews) - Sejm odrzucił część poprawek Senatu do nowelizacji ustawy o odnawialnych źródłach energii, przywracając m.in. przepis, umożliwiający przekazanie przez Krajowy Ośrodek Wsparcia Rolnictwa (KOWR) bez przetargu spółkom Skarbu Państwa w dzierżawę gruntów rolnych pod budowę jednostek generujących energię ze źródeł odnawialnych (OZE).
Nowelizacja zakłada ograniczenie obowiązków koncesyjnych dla przedsiębiorców prowadzących działalność gospodarczą w zakresie małych instalacji. Chodzi o podniesienie progu łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej z 0,5 MW do 1 MW lub mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu z 0,9 MW do 3 MW.
Sejm przywrócił (wykreślony przez Senat) art. 2, który umożliwia dzierżawę nieruchomości rolnych z Zasobu Własności Rolnej Skarbu Państwa spółkom Skarbu Państwa działającym w sektorach energii elektrycznej, ropy naftowej oraz gazu "w celu budowy, modernizacji lub rozbudowy urządzeń lub instalacji związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej". Przyjął część poprawek redakcyjnych i doprecyzowujących.
Nowela przedłuża do 31 grudnia 2027 r. obowiązujący aukcyjny system wsparcia dla wytwórców energii z OZE. Określa długoterminowy harmonogram udzielania wsparcia wytwórcom OZE przez sześć kolejnych lat. Ilość i wartość energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, które mogą zostać sprzedane w aukcji w latach 2022-2027, zostanie określona w rozporządzeniu i nie będzie mogła zostać zmniejszona. Rozwiązanie to ma stworzyć przewidywalne ramy rozwoju sektora OZE oraz zapewnić stabilną perspektywę inwestycyjną.
Ponadto urządzenia wytwarzające energię z OZE, będą mogły być lokalizowane bez konieczności uwzględnienia w studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego danej gminy, z obecnie obowiązującej mocy zainstalowanej 100 kW do 500 kW. Wyjątki to wolnostojące urządzenia fotowoltaiczne o mocy do 1 MW i urządzenia fotowoltaiczne inne niż wolnostojące, np. panele dachowe.
Ustawa zakłada też przedłużenie do 30 czerwca 2047 r. szeregu mechanizmów dotyczących maksymalnego okresu otrzymywania wsparcia dla instalacji, w tym m.in. obowiązku zakupu niewykorzystanej energii elektrycznej po stałej cenie albo prawa do dopłaty do ceny rynkowej energii elektrycznej w ramach tzw. systemów FIT oraz FIP, obowiązku zakupu energii elektrycznej po stałej cenie albo prawa do dopłaty do ceny rynkowej energii elektrycznej w ramach systemu aukcyjnego.
Na poziomie ustawy potwierdzona zostanie również dotychczasowa praktyka prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE) dotycząca sposobu określania łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej instalacji OZE. Ma to znaczenie w kontekście zmiany kwalifikacji obowiązku - z koncesyjnego na rejestrowy - dla wytwórców energii z OZE z kilku tysięcy instalacji. Po zmianie, przedsiębiorcy, którzy posiadają koncesję, a ich instalacje spełniają warunki określone dla małej instalacji, zostaną wpisani do rejestru wytwórców energii w małej instalacji.
Nowe rozwiązania mają wejść w życie po 14 dniach od ogłoszenia w Dzienniku Ustaw, z wyjątkiem niektórych przepisów, które zaczną obowiązywać w innych terminach.
(ISBnews)
Warszawa, 15.09.2021 (ISBnews) - Ministerstwo Klimatu i Środowiska (MKiŚ) nie ma w planach zmian zasad naliczania opłaty mocowej dla odbiorców energochłonnych, poinformował minister Michał Kurtyka
"Planujemy tylko działania skierowane do odbiorców wrażliwych" - powiedział Kurtyka dziennikarzom.
Dodał, że inne państwa w Europie podejmują teraz działania podobne do tych, które Polska wprowadziła w 2019 r. - m.in obniżając akcyzę na energię elektryczną.
Ministerstwo nie planuje obecnie działań wspomagających odbiorców energochłonnych.
"Nie ma w tym momencie prac nad zmianą zasad naliczania opłaty mocowej" - wskazał minister.
Opłata mocowa została wprowadzona ustawą o rynku mocy. W 2021 r. wynosi ona 0,0762 zł/kWh dla odbiorców innych niż gospodarstwa domowe.
(ISBnews)
Warszawa, 15.09.2021 (ISBnews) - Rząd planuje przyjęcie projektu zakładającego wzmocnienie ochrony dla złóż kopalin, zwłaszcza tych o charakterze strategicznym oraz wprowadzenie do ustawy prawo geologiczne i górnicze instrumentów prawnych związanych z realizacją celów polityki klimatycznej, zmierzającej do dekarbonizacji gospodarki i rozwoju technologii wodorowych, wynika z wykazu prac legislacyjnych i programowych Rady Ministrów.
Przyjęcie przez rząd projektu nowelizacji prawa geologicznego i górniczego planowane jest na I kw. 2022 r.
"Projekt ustawy to propozycja rozwiązań prawnych stanowiących przede wszystkim odpowiedź na potrzebę wzmocnienia ochrony dla złóż kopalin, zwłaszcza tych o charakterze strategicznym. Najistotniejsze zmiany przewidziane są dla ustawy Prawo geologiczne i górnicze oraz ustawy o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym" - czytamy w wykazie.
Nowelizacja pierwszej ustawy zakłada wprowadzenie do słowniczka ustawowego definicji dla pojęcia "złoże strategiczne." Uzyskanie statusu złoża strategicznego miałoby nastąpić w odrębnym postępowaniu, wszczynanym po wydaniu decyzji o zatwierdzeniu dokumentacji geologicznej. Ponadto w przepisie przejściowym uregulowano możliwość wydania przez z urzędu, w terminie 2 lat od dnia wejścia w życie nowelizacji, decyzji uznającej złoże kopaliny za złoże strategiczne, o ile złoże to będzie spełniać przesłanki uprawniające do uznania je za strategiczne.
Zgodnie z planowanymi rozwiązaniami, gminy będą miały ściśle określone terminy na ujawnienie złóż w studium i planie miejscowym, a za uchybienie tych terminów wprowadzone zostaną sankcje pieniężne. W przypadku złóż strategicznych - terminy na ujawnienie mają być krótsze.
Planowane zmiany dotyczą także włączenia instrumentów prawnych związanych z realizacją celów polityki klimatycznej, zmierzającej do dekarbonizacji gospodarki i rozwoju technologii wodorowych.
Realizacji tych celów służyć miałoby:
1. dopuszczenie prowadzenia działalności polegającej na podziemnym składowaniu dwutlenku węgla (CCS) w zakresie szerszym niż w obecnym stanie prawnym – obecne regulacje wprowadzone w 2013 r. dopuszczają prowadzenie takiej działalności wyłącznie w celu przeprowadzenia projektu demonstracyjnego wychwytu i składowania dwutlenku węgla.
2. dostosowanie dotychczas obowiązujących przepisów dotyczących podziemnego bezzbiornikowego
magazynowania substancji do magazynowania wodoru.
Projekt nowelizacji obejmuje także propozycje rozwiązań stanowiących uproszczenia i liberalizację wymogów nakładanych dotychczas na przedsiębiorców w tym zakresie
Chodzi m.in. o:
- rezygnację ze stosowania przepisów ustawy prawo geologiczne i górnicze do wykonywania wkopów i otworów wiertniczych o głębokości do 30 m w celu wykonywania ujęć wód podziemnych na potrzeby poboru wód podziemnych w ilości nieprzekraczającej 5 m3 na dobę poza obszarami górniczymi utworzonymi w celu wydobywania wód leczniczych lub solanek przy jednoczesnym zwiększeniu nadzoru nad płytko zalegającymi złożami wód leczniczych lub solanek poprzez powierzenie marszałkowi województwa zatwierdzania projektów robót geologicznych obejmujących wykonywanie wkopów i otworów wiertniczych o głębokości do 30 m w celu wykonywania ujęć wód podziemnych na potrzeby poboru wód podziemnych w ilości nieprzekraczającej 5 m3 na dobę w ww. obszarach górniczych,
- wprowadzenie przepisów umożliwiających przedłużenie fazy poszukiwania i rozpoznawania koncesji łącznej, pomimo niewykonywania koncesji zgodnie z jej warunkami, jeżeli organ koncesyjny stwierdzi, że niewykonanie koncesji było usprawiedliwione, a zmiana koncesji jest uzasadniona warunkami geologicznymi i racjonalną gospodarką złożem,
- rezygnację z szeregu przepisów, które w sposób nadmiernie szczegółowy i ingerujący w zasadę swobody umów regulują zakres umowy o współpracy podmiotów wspólnie wykonujących działalność w zakresie poszukiwania i rozpoznawania złóż węglowodorów oraz wydobywania węglowodorów.
Planowane zmiany dotyczą także funkcjonowania organów nadzoru górniczego, wyodrębnienia nowego działu administracji rządowej "geologia". Miałby on obejmować m.in. zagadnienia polityki i bezpieczeństwa surowcowego państwa w zakresie surowców kopalnych, badania zasobów surowców kopalnych i zarządzania nimi, inicjowania, koordynowania i nadzorowania współpracy międzynarodowej w dziedzinie zasobów surowców kopalnych oraz funkcjonowania państwowej służby geologicznej.
(ISBnews)
Warszawa, 15.09.2021 (ISBnews) - Rząd przyjął autopoprawkę do projektu pakietu podatkowego Polskiego Ładu, dotyczącą rozszerzenia zakresu wyłączeń od podatku od wielkich korporacji o podmioty o specyficznym profilu działalności, których niski poziom dochodowości wynika z uwarunkowań, np. w dziedzinie transportu, energii czy kopalin, podało Centrum Informacyjne Rządu (CIR).
"Rada Ministrów przyjęła autopoprawkę do rządowego projektu ustawy o zmianie ustawy o podatku dochodowym od osób fizycznych, ustawy o podatku dochodowym od osób prawnych oraz niektórych innych ustaw […] W autopoprawce wprowadzone zostały zmiany dotyczące podatku od wielkich korporacji. Chodzi o rozszerzenie zakresu wyłączeń od minimalnego podatku dochodowego o podmioty o specyficznym profilu działalności, u których niski poziom dochodowości nie jest źródłem unikania opodatkowania, lecz wynika z istoty oraz szczególnych uwarunkowań prowadzonej działalności" - czytamy w komunikacie.
Dotyczy to przypadków, gdy minimalny podatek dochodowy - ze względu na kształt umów międzynarodowych - nie może przeciwdziałać unikaniu opodatkowania (transport międzynarodowy statków morskich lub statków powietrznych) albo podatnik (osiągający niską zyskowność) nie ma swobody ustalania ceny, gdyż jest ona regulowana przez państwo (energia) lub jest uzależniona od notowań na światowych rynkach (kopaliny).
Podstawowym celem podatku jest ograniczenie zjawiska unikania opodatkowania, a nie wprowadzanie dodatkowego obciążenia. Dlatego rząd podjął decyzję o wyłączeniu z ograniczenia wpływu tego podatku podatników, których rentowność jest w bardzo wysokim stopniu zależna od czynników, na które nie mają wpływu, takich jak regulowane ceny (np. energia) czy wahania cen surowców na globalnych rynkach (branża wydobywcza), podkreślono.
Rozwiązanie to odnosi się do wszystkich podatników spełniających przesłanki zawarte w regulacji. Z wyłączenia będą mogły więc skorzystać wszystkie podmioty, które spełniają wymagania, bez względu na status własnościowy spółki.
Podatek od wielkich korporacji został ujęty w projekcie ustawy o zmianie ustawy o podatku dochodowym od osób fizycznych, ustawy o podatku dochodowym od osób prawnych oraz niektórych innych ustaw, przyjętym przez Radę Ministrów 8 września 2021 r.
Zakłada on opodatkowanie tych firm, które notują stratę lub których dochód stanowi mniej niż 1% przychodów. Według założeń podatek ma zapłacić kilka procent firm - największych korporacji. Chodzi o przedsiębiorstwa, które nie płacą w Polsce podatku CIT nie ze względu na duże inwestycje, korzystanie z ulg podatkowych czy sytuacji kryzysowej, ale z unikanie opodatkowania i agresywną inżynierię podatkową, wskazano także.
Podatkiem nie będą objęte firmy, które nie posiadają spółek zależnych i których wspólnikami są wyłącznie osoby fizyczne. Takie firmy stanowią 90% wszystkich podatników CIT.
(ISBnews)
Serock, 31.08.2021 (ISBnews) - Kwestie dalszych etapów prac nad projektem nowelizacji tzw. ustawy odległościowej - zakładającej liberalizację zasady 10h - powinny się wyjaśnić w ciągu nabliższych dni, poinformował dyrektor Departamentu Gospodarki Niskoemisyjnej w Ministerstwie Rozwoju i Technologii Przemysław Hofman.
"Jeśli chodzi o ten projekt, jest on moim zdaniem gotowy, by przechodzić do kolejnych etapów legislacyjnych - w tym momencie do Komisji Wspólnej Rządu i Samorządu Terytorialnego zanim trafi do Komitetu Stałego Rady Ministrów. Pewnie w ciągu najbliższych dni się wyjaśni, jak z tym projektem będziemy dalej działać" - powiedział Hofman podczas panelu na Konferencji Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej w Serocku.
Decyzja o kolejnych krokach będzie należała do wiceministra odpowiedzialnego za budownictwo.
Wcześniej podczas prezentacji dyrektor powiedział, że projekt jest po fazie uzgodnień i w ministerstwie przygotowano jego nową wersję.
"Zachowujemy ogólną zasadę 10h, ale dajemy możliwość gminom, by w planach zagospodarowania wyznaczały mniejsze odległości na podstawie oceny oddziaływania na środowisko, zachowując minimalną odległość 500 m"- wskazał.
Zasada ta ma być stosowana we wszystkich pozwoleniach i będzie też obowiązywać w drugą stronę - tj. w stosunku do nowych budynków mieszkalnych stawianych tam, gdzie elektrownie wiatrowe już się znajdują. Jednocześnie projekt nie precyzuje odległości elektrowni wiatrowych od form ochrony przyrody.
Na początku czerwca ówczesna wiceminister rozwoju, pracy i technologii Anna Kornecka zapowiadała, że projekt nowelizacji trafi do Sejmu we wrześniu lub październiku.
Zgodnie z obowiązującą od 2016 r. ustawą o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych, elektrownię wiatrową o mocy większej niż 40 kW można postawić w odległości nie mniejszej niż 10-krotność jej wysokości wraz z wirnikiem i łopatami (10h) od zabudowań mieszkalnych i mieszanych, w skład której wchodzi funkcja mieszkaniowa oraz obszarów szczególnie cennych z przyrodniczego punktu widzenia (np. parków narodowych czy krajobrazowych i rezerwatów).
(ISBnews)
Serock, 31.08.2021 (ISBnews) - Bez liberalizacji ustawy odległościowej Polska Grupa Energetyczna (PGE) nie zrealizuje części swojej strategii do 2030 r., poinformował wiceprezes Paweł Śliwa.
"Jeśli nie będzie liberalizacji, to nie zbudujemy tych [farm wiatrowych na lądzie] i nie zrealizujemy też po części naszej strategii z 2020 r, że do 2030 r. dokonamy redukcji emisji CO2 o 50%" - powiedział Śliwa podczas panelu na Konferencji Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej w Serocku.
"Bez liberalizacji nie zrealizujemy strategii w zakresie celu 1 GW nowych mocy w 2030 r. Więc kibicujemy tej zmianie, patrząc niekiedy z niepokojem na opóźnienie" - dodał wiceprezes.
Zgodnie z opublikowaną w październiku 2020 r. strategią PGE, planowany przyrost nowych mocy w lądowej energetyce wiatrowej ma wynieść odpowiednio powyżej 1 GW.
Zgodnie z obowiązującą od 2016 r. ustawą o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych, elektrownię wiatrową o mocy większej niż 40 kW można postawić w odległości nie mniejszej niż 10-krotność jej wysokości wraz z wirnikiem i łopatami (10h) od zabudowań mieszkalnych i mieszanych, w skład której wchodzi funkcja mieszkaniowa oraz obszarów szczególnie cennych z przyrodniczego punktu widzenia (np. parków narodowych czy krajobrazowych i rezerwatów).
Grupa PGE wytwarza 41% produkcji netto energii elektrycznej w Polsce, a jej udział w rynku ciepła wynosi 18%. Grupa szacuje swój udział w rynku energii ze źródeł odnawialnych na 10%. Na obszarze dystrybucyjnym wielkości ok. 123 tys. km2 PGE obsługuje 5,5 mln klientów. Jej udział rynkowy pod względem wolumenu dystrybuowanej energii elektrycznej wynosi 25% a sprzedaży do odbiorców końcowych - 33%. Spółka jest notowana na GPW od 2009 r.
(ISBnews)
Warszawa, 31.08.2021 (ISBnews) - Założenia strategii dla polskiej branży ciepłowniczej zostały przekazane do Kancelarii Prezesa Rady Ministrów (KPRM), poinformował dyrektor departamentu ciepłownictwa w Ministerstwie Klimatu i Środowiska (MKiŚ) Piotr Sprzęczak.
"Założenia do strategii dotyczące ciepłownictwa zostały przekazane do Kancelarii Premiera i teraz należy oczekiwać wpisu do prac rządu" - powiedział Sprzęczak w trakcie Kongresu Kogeneracji w Kazimierzu Dolnym. Strategia zostanie następnie przekazana do konsultacji społecznych z udziałem branży ciepłowniczej.
W założeniach przyjętych przez rząd w ciągu najbliższych miesięcy ma zostać przeprowadzona operacja wydzielenia ze spółek, będących w gestii Ministerstwa Aktywów Państwowych (MAP), aktywów węglowych i elektrowni wykorzystujących węgiel brunatny i kamienny do produkcji energii elektrycznej i przeniesienie ich do Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE). Natomiast aktywa ciepłownicze nadal pozostaną w strukturach kapitałowych koncernów energetycznych.
Osobnym problemem, który podnoszony jest przez branżę ciepłowniczą, są małe, lokalne ciepłownie, często zarządzane przez spółki gminne. Ci producenci ciepła komunalnego powinni znać terminy i mieć możliwości finansowe pozwalające zastąpić paliwo węglowe przez gaz ziemny.
(ISBnews)
Warszawa, 25.08.2021 (ISBnews) - Ministerstwo Klimatu i Środowiska (MKiŚ) spodziewa się, że "Polska Strategia Wodorowa do roku 2030 z perspektywą do 2040" zostanie niebawem przyjęta, być może we wrześniu, poinformował wiceminister Ireneusz Zyska.
"Jesteśmy w momencie składania tego dokumentu na Komitet Stały Rady Ministrów. Zostanie on niebawem przyjęty, może to być do końca września" - powiedział Zyska podczas panelu dyskusyjnego III Konferencji "Kolej na energię wodorową".
Projekt dokumentu przewiduje działania w trzech obszarach: transportu (w szczególności transportu ciężkiego i zbiorowego), energetyki i ciepłownictwa oraz technologii przemysłowych (w tym w dalszej perspektywie wykorzystania wodoru do produkcji stali).
W projekcie wskazano sześć celów do osiągnięcia: wdrożenie technologii wodorowych w energetyce, wykorzystanie wodoru jako paliwa alternatywnego w transporcie, wsparcie dekarbonizacji przemysłu, produkcja wodoru w nowych instalacjach, sprawna i bezpieczna dystrybucja wodoru, stworzenie stabilnego otoczenia regulacyjnego.
Strategia przewiduje łącznie 40 działań na rzecz realizacji wyznaczonych celów, zmierzających do wykorzystania polskiego potencjału technologicznego, naukowego i badawczego w zakresie nowoczesnych technologii wodorowych i powstania polskiej gałęzi gospodarki wodorowej. Projekt określa aktualny stan rynku wodoru, przedstawia podstawowe przeszkody technologiczne i biznesowe oraz wytycza kierunki, w których powinien rozwijać się rynek, aby mógł w kolejnej dekadzie funkcjonować w skali pozwalającej konkurować z paliwami konwencjonalnymi.
(ISBnews)
Warszawa, 19.08.2021 (ISBnews) - Zmiana sposobu naliczania opłaty mocowej w wyniku nowelizacji ustawy o rynku mocy wejdzie w życie od 1 października br., podało Ministerstwo Klimatu i Środowiska (MKiŚ).
"17 sierpnia ogłoszono ustawę o zmianie ustawy o rynku mocy oraz niektórych innych ustaw. Nowe przepisy zapewnią sprawne funkcjonowanie rynku mocy i spełnienie unijnych limitów emisyjności, a także wprowadzą zmiany w naliczaniu opłaty mocowej, korzystne dla odbiorców o stabilnym profilu zużycia energii" - czytamy w komunikacie.
"Celem Ministerstwa Klimatu i Środowiska było przede wszystkim wzmocnienie stabilności Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, a tym samym zagwarantowanie Polakom bezpieczeństwa energetycznego. Jednocześnie, projekt ma sprzyjać rozwojowi gospodarki, wsparciu przemysłu i ochronie konkurencyjności" - powiedział minister klimatu i środowiska Michał Kurtyka, cytowany w komunikacie.
Ustawa dostosowuje polskie prawodawstwo do unijnych wymogów (wprowadzonych rozporządzeniem UE 2019/943 w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej) w zakresie wykluczenia z udziału w aukcjach rynku mocy jednostek wysokoemisyjnych, tj. emitujących powyżej 550g CO2/kWh. Pozwoli to na finansowanie budowy nowych, niskoemisyjnych mocy wytwórczych, co będzie jednym z motorów napędowych transformacji energetycznej Polski.
Jednocześnie wypracowano nową metodę naliczania opłaty mocowej. Rozwiązanie to jest odpowiedzią na postulaty zgłaszane przez przedsiębiorców, zwłaszcza przez tzw. odbiorców energochłonnych. Uzależnia ono stawkę opłaty mocowej od profilu zużycia energii. Nowa formuła ma charakter uniwersalny i tym samym nie podlega wymogowi notyfikacji pomocy publicznej.
"Nowy sposób naliczania opłaty mocowej premiuje stabilny pobór energii i jej zużywanie w godzinach pozaszczytowych oraz pozwoli odbiorcom obniżyć ponoszone przez nich opłaty za energię" - wyjaśnił minister.
Ustawa wchodzi w życie w terminie 14 dni od ogłoszenia, a zmiana sposobu naliczania opłaty mocowej będzie miała miejsce od 1 dnia miesiąca następującego po wejściu w życie ustawy, czyli od 1 października.
Wprowadzony w Polsce w 2018 roku rynek mocy ma za zadanie wzmocnić bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej i zmniejszyć ryzyko tzw. blackoutu. Zapewnia on środki na inwestycje w budowę nowych oraz modernizację i utrzymanie już istniejących jednostek wytwórczych, a także na wsparcie dla elektrowni w dostosowaniu się do norm emisyjnych. Umożliwia również rozwój innowacyjnych rozwiązań, takich jak magazyny energii i DSR.
(ISBnews)
Warszawa, 18.08.2021 (ISBnews) - Popularyzacja modelu bezpośredniej sprzedaży zielonej energii przemysłowi oraz współdzielenie infrastruktury energetycznej przez farmy wiatrowe i słoneczne to dwa kierunki, które będą wspierać rozwój zeroemisyjnej energii w Polsce oraz decydować o konkurencyjności polskich przedsiębiorstw na europejskich i światowych rynkach, uważa Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej (PSEW). Stanowisko w tej sprawie zostało przekazane do Ministerstwa Klimatu i Środowiska (MKiŚ).
"Obecnie sektor odnawialnych źródeł w Polsce nie wykorzystuje swojego potencjału. Cały czas oczekuje na zmiany w prawie energetycznym oraz w innych, bardziej specjalistycznych regulacjach takich jak ustawa odległościowa, które pozwoliłyby na dynamiczny rozwój wiatraków na lądzie" - powiedział prezes PSEW Janusz Gajowiecki, cytowany w komunikacie.
Potencjał ten oceniany jest na 22-24 GW energii wytwarzanej jedynie w lądowych elektrowniach wiatrowych do 2035 roku. Faktyczny scenariusz na przyszłość zależeć będzie jednak od skali i charakteru wsparcia rozwoju lądowej energetyki wiatrowej w polityce energetycznej państwa i tempa uwzględnieniu jej w planach legislacyjnych rządu, w szczególności od liberalizacji tzw. zasady 10h, podano.
"Mowa nie tyle o względach politycznych, które są najmniej przewidywalne, ile o rosnącej presji ekonomicznej. Mechanizmy regulacyjne wynikające z europejskiej agendy klimatycznej w zaskakująco krótkim czasie spowodowały dramatyczny spadek konkurencyjności wytwarzania energii w polskim miksie wytwórczym zdominowanym przez źródła węglowe" - wskazał prezes Instytutu Jagiellońskiego Marcin Roszkowski.
PSEW w stanowisku przedstawionym ministrowi klimatu i środowiska zaproponowało szereg zmian regulacyjnych, które przyczynią się do efektywniejszego wykorzystania OZE w miksie energetycznym i ułatwią budowę tzw. linii bezpośredniej w polskim systemie energetycznym, tak aby energochłonny zakład przemysłowy mógł korzystać z zielonej energii wytwarzanej w zlokalizowanym w pobliżu źródle OZE bez dodatkowego obciążania sieci przesyłowej.
"Zaproponowaliśmy doprecyzowanie definicji linii bezpośredniej oraz wprowadzenie określenia 'wydzielonej jednostki wytwarzania'. Proponujemy zwolnienie z obowiązku uzyskiwania zgody na budowę linii bezpośredniej, którą dostarczana jest energia elektryczna z odnawialnych źródeł energii oraz wprowadzenie zwolnień z obciążeń stanowiących finansowanie systemów wsparcia w energetyce dla energii z OZE dostarczanej za pomocą linii bezpośredniej"- powiedział Gajowiecki.
Stowarzyszenie zwraca też uwagę na to, jak istotne jest zaproponowanie regulacji odpowiadającej idei współdzielenia infrastruktury energetycznej pomiędzy farmy wiatrowe i słoneczne.
"Rozwiązania mające na celu efektywne wykorzystanie mocy przyłączeniowych opartych o tzw. cable pooling odpowiadają na zapotrzebowanie sieci. Współdzielenie infrastruktury energetycznej jest uzasadnione ujemną korelacją prędkości wiatru i natężenia promieniowania słonecznego. Regulacje odpowiadające zaproponowanym przez PSEW są obecne w systemach prawnych państw europejskich" - dodał prezes PSEW.
(ISBnews)
Warszawa, 17.08.2021 (ISBnews) - Działania ministra odpowiedzialnego za sprawy energii, a później ministra odpowiedzialnego za sprawy klimatu nie pozwoliły na wyeliminowanie wszystkich utrudnień w funkcjonowaniu odnawialnych źródeł energii (OZE), wynika z kontroli przeprowadzonej przez Najwyższą Izbę Kontroli (NIK). W okresie objętym kontrolą brakowało całościowej analizy rozpoznania oraz niwelowania problemów i barier rozwoju OZE.
"Jednym z powodów podjęcia kontroli było wysokie prawdopodobieństwo, że do końca 2020 r. niezrealizowany zostanie cel 15% udziału energii z OZE w bilansie energii finalnej brutto. Groziło to zakupem takiej energii z innych państw UE lub karą finansową dla Polski" - czytamy w komunikacie.
NIK skontrolowała Ministerstwo Klimatu i Środowiska (MKiŚ) oraz Urząd Regulacji Energetyki (URE). Kontrola objęła okres od 2017 r. do połowy 2020 r.
Jako główne bariery rozwoju energetyki odnawialnej Izba wskazała: ograniczone możliwości finansowania inwestycji przez przedsiębiorców, prawne regulacje wsparcia, trudności administracyjno-proceduralne, a także problemy z funkcjonowaniem sieci przesyłowych.
Zdaniem NIK, minister klimatu i środowiska nie zapewnił systemu cyklicznego i spójnego monitorowania podsektora wytwarzania energii elektrycznej z OZE. Nie było skutecznego sposobu pozyskiwania pełnych informacji o utrudnieniach w rozwoju OZE. Wiedzę o problemach w funkcjonowaniu OZE urząd ten czerpał z doraźnych działań (np. podczas opiniowania projektów ustaw przedstawianych przez ministerstwo). Nie było analiz, które pozwoliłyby na kompleksową identyfikację problemów w rozwoju OZE. Zrealizowane na zlecenie ministra opracowania dotyczyły wybiórczej grupy uczestników tego rynku. W konsekwencji, brak całościowej analizy rozpoznawania problemów i barier rozwoju OZE uniemożliwiał przeprowadzenie zmian w sposób całościowy. Pomimo wielokrotnych nowelizacji ustawy o OZE, nadal prowadzono prace mające na celu zmiany w dotychczas obowiązujących przepisach prawa.
"W badanym okresie minister nie monitorował barier rozwoju OZE. Nie ocenił skutków zmian wprowadzonych ustawą z 2016 r. o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych. Brakowało analizy wpływu wprowadzonej tą ustawą zasady 10h na ograniczenie inwestycji w elektrownie wiatrowe. Zasada 10h określiła minimalną odległość między budynkiem mieszkalnym oraz innymi obiektami a elektrownią wiatrową o mocy większej niż 40 kW (w 2018 r. zmieniono minimum na 50 kW). Minister nie przeanalizował też wpływu wprowadzonych przepisów na obrót urządzeniami do budowy elektrowni wiatrowych na lądzie i na rynek pracy. Te zaniechania miały miejsce mimo informacji wskazujących na zahamowanie po 2016 r. inwestycji w energetyce wiatrowej na lądzie. Minister, mimo że miał te informacje, nie rozpoczął prac nad zmianą ustawy o inwestycjach, w tym w szczególności zmiany przepisów o zasadzie 10h" - czytamy dalej.
W związku z kilkukrotną zmianą definicji elektrowni wiatrowej wpływającą na wysokość podatku od nieruchomości MKiŚ nie oszacowało zmniejszenia dochodów jednostek samorządu terytorialnego z tytułu podatku od nieruchomości. Nie przewidziano też rekompensat dla gmin, które zaplanowały dochody bazując na definicji elektrowni wiatrowej obowiązującej od 2016 r. Według szacunków ministerstwa kwestia rekompensat dla gmin dotyczy około 140 gmin (5,8% ogólnej liczby gmin w Polsce).
Od 2018 r. nastąpiło zintensyfikowanie prac na rzecz ograniczenia barier w rozwoju OZE. Nastąpiły nowelizacje ustawy o OZE w 2018 r. i 2019 r. Wprowadzono m.in. nowy podział koszyków aukcyjnych oraz nowe zasady rozstrzygania aukcji, eliminując możliwość wygrania aukcji przez wszystkich jej uczestników. Spowodowało to zwiększenie efektywności tego systemu. W latach 2018-2020 zakontraktowano ponad 201 TWh energii elektrycznej (przy 7,8 TWh zakontraktowanych w latach 2016-2017). Dla wytwórców posiadających mikro, małe i średnie instalacje, wykorzystujące hydroenergię lub biogaz ustanowiono system wsparcia polegający na stałej, gwarantowanej cenie zakupu. Nowelizacja ustawy wprowadziła też nowe określenie - prosument i ustanowiono mechanizm prosumencki.
"Mimo zmian ustawowych minister nie wydał trzech aktów wykonawczych dotyczących działalności prosumentów i spółdzielni energetycznych. W chwili zakończenia kontroli wciąż trwały uzgodnienia treści tych rozporządzeń. Opóźnienie na dziś wynosi ponad 22 miesiące. Przyczyną zwłoki było przekazanie projektów do uzgodnień i konsultacji dopiero po 8 miesiącach od wejścia w życie nowelizacji ustawy o OZE oraz trudności w przygotowaniu rozwiązań akceptowalnych przez wszystkich uczestników rynku odnawialnych źródeł. Brak szczegółowych przepisów dla spółdzielni energetycznych utrudnia też ich tworzenie" - wskazano w materiale.
Również rozporządzenia określające cenę referencyjną w 2019 r. i 2020 r. nie były sporządzane w terminach pozwalających inwestorom na podjęcie decyzji o realizacji inwestycji w instalacje OZE i odpowiednie przygotowanie się do udziału w aukcji bądź do udziału w systemie wsparcia FIT/FIP wytwórców energii z odnawialnych źródeł. Minister nie zapewnił obowiązywania ceny referencyjnej w całym roku, na który zostały ustalone. Na rok 2019 i 2020 zostały określone odpowiednio: 15 maja 2019 r. i 24 kwietnia 2020 r. Wprawdzie w ustawie o OZE nie określono konkretnych terminów, w których należało określić cenę referencyjną obowiązującą w danym roku kalendarzowym, jednak ze względu na znaczenie ceny referencyjnej zarówno dla wytwórców chcących wziąć udział w aukcjach jak i dla wytwórców mających rozliczać się w systemie FIT/FIP, zdaniem NIK, powinno zapewnić się jej ciągłość w całym okresie obowiązywania i określać najpóźniej na początku roku kalendarzowego, w którym wchodzi w życie. Również akty prawne określające ilość i wartość energii, jaka mogła zostać sprzedana na aukcji w latach 2018-2020, były wydawane z kilkumiesięcznym opóźnieniem.
Mimo że w ustawie przewidziano pomoc dla instalacji hybrydowych i instalacji zmodernizowanych ich właściciele nie mogli skorzystać z tego wsparcia. Minister wprawdzie opracował wniosek i wystąpił o notyfikację programu pomocowego, jednak wskutek licznych uwag Komisja Europejska zawiesiła procedowanie wniosku do 1 marca 2020 r. W 2019 r. powołano grupę roboczą, której zadaniem było przygotowanie przepisów dotyczących modernizacji. Grupa przedstawiła ministrowi swoje rekomendacje w marcu 2020 r. Prace miały być kontynuowane w 2021 r.
W latach 2016-2020 nastąpił wzrost liczby i mocy zainstalowanej nowych instalacji wytwarzających energię elektryczną z OZE. W wyniku przeprowadzonych w tym okresie aukcji zakontraktowano ponad 209 TWh energii elektrycznej o łącznej wartości 50,7 mld zł. Najwięcej energii zakontraktowano z elektrowni wiatrowych oraz instalacji fotowoltaicznych, znacznie mniej z biogazowni i elektrowni wodnych. W latach 2018-2020 nie rozstrzygnięto 19 aukcji, po sześć dotyczyło instalacji wykorzystujących biogaz, siedem hydroenergii, biopłynów, energii geotermalnej i energii wiatru na morzu.
"Czynnikami wpływającymi na brak zainteresowania niektórymi aukcjami, było wprowadzenie obok systemu aukcyjnego, mechanizmu FIT/FIP dla instalacji hydroenergetycznych i biogazowych, który jako mniej rygorystyczny i ryzykowny (nie wymagał m. in. dostarczenia z góry precyzyjnie zaplanowanego wolumenu energii), był preferowany przez wytwórców energii elektrycznej w tych instalacjach. Zdaniem NIK ewidentną przyczyną niepełnej sprzedaży zaoferowanej na aukcjach energii był brak dostosowania ilości i wartości energii elektrycznej przeznaczonej na sprzedaż do rzeczywistego zapotrzebowania rynku. Brakowało też bieżącej informacji o podstawowych parametrach aukcyjnych - ilości i wartości energii przeznaczonej do sprzedaży i cenie referencyjnej. W aukcjach nie mogli uczestniczyć właściciele instalacji zmodernizowanych i hybrydowych" - czytamy dalej.
Do wzrostu liczby i mocy zainstalowanej nowych instalacji przyczynił się też mechanizm FIT/FIP. Od momentu jego zastosowania wydano 473 zaświadczenia o możliwości sprzedaży energii elektrycznej po stałej cenie zakupu. Systematycznie wzrastała też ilość energii elektrycznej wytwarzanej przez prosumentów. Na koniec III kwartału 2020 r. funkcjonowało w Polsce prawie 357 tys. mikroinstalacji o mocy 2 358 MW.
NIK podkreśla, że mimo wzrostu ilości mocy zainstalowanej z OZE i wzrostu liczby instalacji nie osiągnięto założonych celów zapisanych w ocenie skutków regulacji nowelizowanej w 2018 r. ustawy o OZE. Założono bowiem, że na koniec 2020 r. powstanie ok. 130 nowych małych elektrowni wodnych o mocy 35 KW. Według stanu na 14 grudnia 2020 r. w systemie FIT/FIP funkcjonowało 27 hydroelektrowni. Założono też, że powstanie ok. 100 nowych instalacji biogazowych o mocy 40 KW. Pod względem mocy zainstalowanej cel osiągnięto w 40%, a pod względem liczby nowych instalacji biogazowych w niespełna 20% (19 instalacji).
Nieosiągnięty został też cel utworzenia do końca 2020 r. średnio jednej biogazowni rolniczej w każdej gminie wykorzystującej biomasę pochodzenia rolniczego, przy założeniu posiadania przez gminę odpowiednich warunków do uruchomienia takiego przedsięwzięcia. Na dzień 25 stycznia 2021 r. w Polsce było 99 wytwórców biogazu rolniczego. Na początku 2021 r. w Polsce było 2 477 gmin. Tym samym tylko niewielki odsetek gmin wiejskich posiadał przynajmniej jedną biogazownię. O niepowodzeniu tego celu zdecydował brak mechanizmów wsparcia.
"Wiele zastrzeżeń budzi realizacja obowiązków monitorowania i oceny funkcjonowania rynku OZE. Minister nie opracowywał w ogóle pierwszego przeglądu z funkcjonowania mechanizmów i instrumentów wspierających wytwarzanie energii elektrycznej z OZE, który Rada Ministrów miała zatwierdzić do 31 grudnia 2017 r., a drugi przegląd został sporządzony z opóźnieniem. Natomiast Sprawozdanie z realizacji krajowego celu udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto za lata 2017-2018 nie zawierało wszystkich elementów wymaganych przepisami prawa. Minister nie zainicjował analizy stopnia realizacji do 2020 r. celu 15% udziału OZE w zużyciu energii finalnej brutto i badania możliwych wariantów wykorzystania mechanizmów współpracy, w szczególności transferów statystycznych w sytuacji niewykonania celu" - podsumowano.
NIK sformułowała do ministra klimatu i środowiska dwa wnioski systemowe:
- Dokonanie całościowej analizy wsparcia wytwórców energii elektrycznej z odnawialnych źródeł, wprowadzonego ustawą o OZE.
- Opracowanie i wdrożenie systemowego monitorowania rynku OZE opartego na współpracy wszystkich organów administracji publicznej i organizacji branżowych OZE.
Ponadto Izba wnioskuje o:
- Ustalanie warunków uczestniczenia wytwórców energii z OZE w systemie aukcyjnym i w systemie FIT/FIP w terminach umożliwiających wytwórcom przygotowanie się do aukcji.
- Zintensyfikowanie działań na rzecz notyfikacji przez Komisję Europejską środka pomocowego dla instalacji zmodernizowanych i hybrydowych.
- Niezwłoczne wydanie trzech rozporządzeń wykonawczych do ustawy o OZE i Prawa energetycznego.
(ISBnews)
Warszawa, 12.08.2021 (ISBnews) - Sejm znowelizował ustawę o odnawialnych źródłach energii (OZE), zmieniającą m.in. definicję małej instalacji OZE i ograniczającą obowiązki koncesyjne dla małych wytwórców. Za nowelą głosowało 431 posłów, trzech było przeciwnych, wstrzymało się 9.
Wcześniej posłowie odrzucili wszystkie zgłoszone poprawki.
Nowelizacja zakłada ograniczenie obowiązków koncesyjnych dla przedsiębiorców prowadzących działalność gospodarczą w zakresie małych instalacji. Chodzi o podniesienie progu łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej z 0,5 MW do 1 MW lub mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu z 0,9 MW do 3 MW.
Pod budowę OZE w dzierżawę spółkom Skarbu Państwa będą mogły być przekazywane w trybie bezprzetargowym grunty rolne z Zasobu Własności Rolnej Skarbu Państwa.
Ustawa zakłada też przedłużenie do 30 czerwca 2047 r. szeregu mechanizmów dotyczących maksymalnego okresu otrzymywania wsparcia dla instalacji, w tym m.in. obowiązku zakupu niewykorzystanej energii elektrycznej po stałej cenie albo prawa do dopłaty do ceny rynkowej energii elektrycznej w ramach tzw. systemów FIT oraz FIP, obowiązku zakupu energii elektrycznej po stałej cenie albo prawa do dopłaty do ceny rynkowej energii elektrycznej w ramach systemu aukcyjnego.
Na poziomie ustawy potwierdzona zostanie również dotychczasowa praktyka prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE) dotycząca sposobu określania łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej instalacji OZE. Ma to znaczenie w kontekście zmiany kwalifikacji obowiązku - z koncesyjnego na rejestrowy - dla wytwórców energii z OZE z kilku tysięcy instalacji. Po zmianie, przedsiębiorcy, którzy posiadają koncesję, a ich instalacje spełniają warunki określone dla małej instalacji, zostaną wpisani do rejestru wytwórców energii w małej instalacji.
Nowela określa długoterminowy harmonogram udzielania wsparcia wytwórcom OZE przez sześć kolejnych lat. Ilość i wartość energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, które mogą zostać sprzedane w aukcji w latach 2022-2027, zostanie określona w rozporządzeniu. Ilość i wartość nie będą mogły zostać zmniejszone. Rozwiązanie to ma stworzyć przewidywalne ramy rozwoju sektora OZE oraz zapewnić stabilną perspektywę inwestycyjną.
Ponadto urządzenia wytwarzające energię z OZE, będą mogły być lokalizowane bez konieczności uwzględnienia w studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego danej gminy, z obecnie obowiązującej mocy zainstalowanej 100 kW do 500 kW.
Nowe rozwiązania mają wejść w życie po 14 dniach od ogłoszenia w Dzienniku Ustaw, z wyjątkiem niektórych przepisów, które zaczną obowiązywać w innych terminach, wskazano także.
(ISBnews)
Warszawa, 28.07.2021 (ISBnews) - Rząd planuje wprowadzenie przepisów, zakładających przygotowanie w Porcie Gdynia terminalu instalacyjnego dla morskich farm wiatrowych, wynika z wykazu prac legislacyjnych i programowych Rady Ministrów. Przyjęcie uchwały Rady Ministrów w sprawie terminalu instalacyjnego dla morskich farm wiatrowych planowane jest na III kw.
"Przy wyborze lokalizacji terminala instalacyjnego dla morskich farm wiatrowych wzięte zostały pod uwagę m.in. warunki techniczne polskich portów morskich oraz ich położenie, które ma znaczenie z punktu widzenia ekonomicznej efektywności procesów inwestycyjnych w instalacje MFW [morskich farm wiatrowych] na Bałtyku. Ocenia się, że w aktualnych uwarunkowaniach, zważywszy m.in. na wymienione wyżej czynniki, wybór Portu Gdynia jest optymalny" - czytamy w wykazie.
Podkreślono, że Port Gdynia zlokalizowany jest najbliżej względem przyszłych morskich farm wiatrowych, które planowane są w ramach pierwszego etapu rozwoju tzw. projektu polskiego offshore i jest wykorzystywany do przeładunków wielu elementów konstrukcyjnych farm wiatrowych.
Według przyjętych założeń planowany jest obiekt o charakterze stricte instalacyjnym dla MFW, podano także.
(ISBnews)
Warszawa, 23.07.2021 (ISBnews) - Senat skierował do Sejmu projekt nowelizacji ustawy o odnawialnych źródłach energii (OZE), zakładający rozszerzenie zakresu działania spółdzielni energetycznych także na obszary miejskie.Projekt poparło 53 senatorów, 43 było przeciwnych, a dwóch wstrzymało się od głosu.
Projekt nowelizacji zawiera przepisy, umożliwiające tworzenie spółdzielni energetycznych także na terenach miejskich oraz rozszerzające zakresu działalności spółdzielni energetycznych.
"Miejskie spółdzielnie mieszkaniowe oraz wspólnoty mieszkaniowe dysponują nieruchomościami o bardzo dużych i niewykorzystanych powierzchniach dachów, a także wolnymi terenami nadającymi się do instalowania odnawialnych źródeł energii. Ze względu na systematyczny wzrost kosztów, ponoszonych przez spółdzielnie i wspólnoty, związanych ze wzrostem cen energii elektrycznej oraz ciepła, zwłaszcza z uwagi na rosnące opłaty za emisję CO2, również członkowie spółdzielni mieszkaniowych oraz wspólnot mieszkaniowych są zainteresowani nawiązaniem współpracy w ramach spółdzielni energetycznych w celu redukcji tych kosztów" - czytamy w uzasadnieniu.
Projekt zakłada też zniesienie limitów mocy oraz ilości produkowanego biogazu.
Zgodnie z proponowanymi przepisami, energia odnawialna, uzyskiwana w należących do spółdzielni instalacjach OZE, będzie mogła być wykorzystywana nie tylko na potrzeby członków spółdzielni lub oddawana do sieci, ale też magazynowana lub odsprzedawana innym podmiotom, pod warunkiem, że obrót energią nie będzie stanowił głównej działalności gospodarczej spółdzielni. Projekt likwiduje też wymogi, jakie obecnie muszą spełniać spółdzielnie energetyczne dotyczące limitu 1 tys. członków spółdzielni oraz wymóg, aby łączna moc zainstalowana wszystkich instalacji OZE spółdzielni umożliwiała pokrycie w ciągu roku nie mniej niż 70% potrzeb spółdzielni.
(ISBnews)
Warszawa, 23.07.2021 (ISBnews) - Sejm przyjął poprawki Senatu do noweli o rynku mocy, która ma na celu stworzenie korzystnych warunków do inwestowania w nowe jednostki wytwórcze, cechujące się niższą emisją szkodliwych substancji do atmosfery, spełniające unijne wymagania dotyczące polityki ochrony środowiska.
Poprawki miały charakter redakcyjny i doprecyzowujący.
Nowelizacja zakłada:
Nowe rozwiązania wejdą w życie po 14 dniach od ogłoszenia w Dzienniku Ustaw.
W 2018 r. Polska podjęła decyzję o wprowadzeniu rynku mocy, czyli przejściu z rynku jednotowarowego - tylko energii, na rynek dwutowarowy - energii i mocy. Rynek mocy pozwolił na modernizację znacznej części majątku wytwórczego potrzebnego do prawidłowego bilansowania mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym oraz umożliwił budowę nowych bloków i uzyskanie pozytywnych wyników ekonomicznych. Ponadto sprzyja możliwości rozwoju odnawialnych źródeł energii oraz aktywizuje nowych uczestników rynku, m.in. inwestorów planujących budowę magazynów energii.
(ISBnews)
Warszawa, 22.07.2021 (ISBnews) - Rząd planuje przyjęcie projektu noweli o systemie rekompensat dla sektorów i podsektorów energochłonnych, który ma dostosować system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych po 2021 r. do wytycznych Komisji Europejskiej, wynika z wykazu prac legislacyjnych i programowych Rady Ministrów.
Przyjęcie projektu przez Radę Ministrów planowane jest na III kw.
"W związku z opublikowaniem we wrześniu 2020 r. przez Komisję Europejską komunikatu Komisji Wytyczne w sprawie niektórych środków pomocy państwa w kontekście systemu handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych po 2021 r. […] które obowiązują od 2021 r., istnieje konieczność znowelizowania ww. ustawy w celu dostosowania jej do ram Nowych Wytycznych" - czytamy w wykazie.
Proponowane zmiany obejmują m.in.:
1) określenie maksymalnej pomocy na poziomie 75%;
2) odejście od produkcji referencyjnej na rzecz produkcji rzeczywistej przy wyliczaniu wysokości rekompensaty;
3) możliwość wprowadzenia dodatkowych rekompensat; w przypadku, gdy poniesione koszty pośrednie (po uwzględnieniu rekompensat na poziomie 75%) przekraczają 1,5% wartości dodanej danego przedsiębiorstwa, państwo członkowskie Unii Europejskiej może ograniczyć kwotę kosztów pośrednich przez przyznanie dodatkowej rekompensaty do tej wartości;
4) objęcie wsparciem całości zużycia energii elektrycznej, niezależnie od źródła jej pochodzenia. (zgodnie z wytycznymi obowiązującymi do 2020 r. autoprodukcja była wyłączona z możliwości wliczania jej do wyliczenia rekompensat);
5) wprowadzenie warunkowości dla podmiotów ubiegających się o rekompensaty w postaci:
a) wdrożenia zaleceń zawartych w sprawozdaniu z audytu energetycznego tak, aby okres zwrotu z inwestycji wynikających z wdrożenia ww. zaleceń nie przekraczał 3 lat, a koszty tych inwestycji były proporcjonalne lub alternatywnie,
b) ograniczenia śladu węglowego zużycia energii elektrycznej tych pomiotów, aby pokryć co najmniej 30% ich zużycia energii elektrycznej ze źródeł bezemisyjnych, lub alternatywnie;
c) poniesienia nakładów finansowych, w wysokości nie mniejszej niż 50% wartości rekompensat uzyskanych w poprzednim roku kalendarzowym, na przedsięwzięcia mające na celu ograniczenie emisji gazów cieplarnianych z instalacji poniżej mającego zastosowanie wskaźnika wykorzystywanego do przydziału bezpłatnych uprawnień w ramach unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji;
6) możliwość wyliczania wysokości rekompensaty na podstawie wskaźnika emisji dwutlenku węgla (CO2) opartego o zasady rynkowe;
7) modyfikację listy sektorów i podsektorów uprawnionych do ubiegania się o rekompensaty.
Na podstawie analiz Komisja Europejska wykluczyła część sektorów, które dotychczas mogły ubiegać się o rekompensaty: wydobywanie minerałów dla przemysłu chemicznego oraz do produkcji nawozów, produkcja nawozów i związków azotowych, obróbka i usuwania odpadów innych niż niebezpieczne w zakresie produkcji kompostu, wytwarzanie i przetwarzanie koksu – w zakresie produkcji paku i koksu pakowego, produkcja chemikaliów organicznych podstawowych pozostałych, rur, przewodów rurowych i profili drążonych bez szwu ze stali, produkcja przędzy bawełnianej, produkcja włókien chemicznych, górnictwo rud żelaza, działalność usługowa wspomagająca pozostałe górnictwo i wydobywanie, produkcja tworzyw sztucznych oraz masy włóknistej drzewnej mechanicznej i półchemicznej, masy włóknistej z pozostałych surowców celulozowych.
Jednocześnie Komisja Europejska wskazała dodatkowo inne sektory, które mogą ubiegać się o rekompensaty: produkcja masy włóknistej, wytwarzanie i przetwarzanie produktów rafinacji ropy naftowej, produkcja pozostałych metali nieżelaznych, polietylen w formach podstawowych, odlewnictwo żelaza, podsektory w ramach sektora włókna szklanego, wodór (oraz nieorganiczne związki tlenowe niemetali.
Ponadto w projekcie ustawy przewidziano:
1) wprowadzenie administracyjnej kary pieniężnej w przypadku niespełnienia warunkowości przez podmioty, które uzyskały rekompensaty;
2) możliwość przyznania przez Urząd Regulacji Energii decyzji w sprawie przyznania w części rekompensat za poprzedni rok kalendarzowy;
3) wydłużenie okresu wydania decyzji przez Urząd Regulacji Energii, wynikające z konieczności oceny dodatkowej dokumentacji, oraz skrócenie okresu przeznaczonego dla Banku Gospodarstwa Krajowego na wypłatę rekompensat, aby rekompensaty mogły zostać wypłacone w terminie zbliżonym do przewidzianego w obecnej ustawie o rekompensatach.
Dodatkowo projekt zakłada aktualizację limitów wydatkowych, uwzględniając najnowsze prognozy cen i wolumeny sprzedawanych uprawnień do emisji. Zmiana limitów wynika ze wzrostu ceny uprawnień – w 2019 r. zakładano, że cena uprawnienia osiągnie poziom 21,01 EUR/ EUA przy kursie 4,38 PLN/ EUR, podczas gdy obecnie cena uprawnienia kształtuje się w przedziale 38–40 EUR/EUA.
Dodatkowo projekt przewiduje przedłużenie okresu udzielania rekompensat do 2030 r., tym samym projekt uwzględnia wydatki, które będą poniesione zarówno na rekompensaty, jak i na obsługę systemu rekompensat w latach 2029-2030, podsumowano.
(ISBnews)
Warszawa, 22.07.2021 (ISBnews) - Senat wprowadził kilka poprawek o charakterze redakcyjnym do noweli o rynku mocy, ma na celu stworzenie korzystnych warunków do inwestowania w nowe jednostki wytwórcze, cechujące się niższą emisją szkodliwych substancji do atmosfery, spełniające unijne wymagania dotyczące polityki ochrony środowiska.
Za nowelą z poprawkami opowiedziało się 87 senatorów, nikt nie był przeciwny, nikt też nie wstrzymał się od głosu.
Jak podkreślał w trakcie obrad Senatu wiceminister klimatu i środowiska Piotr Dziadzio, nowela przyczyni się do obniżki cen energii dla przemysłu i przemysłu energochłonnego, nawet o 2 mln zł dla tych przedsiębiorstw, które zużywają powyżej 100 GW na rok. W przypadku gospodarstw domowych i małych przedsiębiorstw wzrost cen energii ma sięgać ok. 10 zł rocznie.
Nowelizacja zakłada:
Nowe rozwiązania wejdą w życie po 14 dniach od ogłoszenia w Dzienniku Ustaw.
W 2018 r. Polska podjęła decyzję o wprowadzeniu rynku mocy, czyli przejściu z rynku jednotowarowego - tylko energii, na rynek dwutowarowy - energii i mocy. Rynek mocy pozwolił na modernizację znacznej części majątku wytwórczego potrzebnego do prawidłowego bilansowania mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym oraz umożliwił budowę nowych bloków i uzyskanie pozytywnych wyników ekonomicznych. Ponadto sprzyja możliwości rozwoju odnawialnych źródeł energii oraz aktywizuje nowych uczestników rynku, m.in. inwestorów planujących budowę magazynów energii.
(ISBnews)