Szanowni Państwo, Członkowie Związku Pracodawców Polska Miedź

Uprzejmie informuję, że do konsultacji publicznych skierowany został projekt ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (UC118).

Przedmiotowy projekt aktu prawnego wraz z Uzasadnieniem, Oceną Skutków Regulacji, Tabelą zgodności oraz Odwróconą tabelą zgodności dostępny jest na stronach Rządowego Centrum Legislacji pod adresem:

https://legislacja.rcl.gov.pl/projekt/12410252/katalog/13203600#13203600

Uprzejmie proszę o przekazywanie ewentualnych uwag, opinii i stanowisk do projektu w terminie do 28 maja 2026 roku na adres: kuydowicz@pracodawcy.pl w formie tabeli uwag przesyłanej w załączeniu w wersji elektronicznej umożliwiającej edytowanie tekstu.

Przedmiotowa nowelizacja wynika z konieczności dokonania transpozycji do krajowego porządku prawnego przepisów dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/2413 z dnia 18 października 2023 r. zmieniającej dyrektywę 2018/2001, rozporządzenie (UE) 2018/1999 i dyrektywę 98/70/WE  w odniesieniu do promowania energii ze źródeł odnawialnych oraz uchylającej dyrektywę Rady (UE) 2015/652 (Dz. U. L, 2023/2413, 31.10.2023) – RED III.

Ministerstwo proponuje się wprowadzenie następujących rozwiązań:

1. Wprowadzenie niezbędnych definicji do porządku krajowego

1.1. Biomasa leśna

Dodany w art. 2 ustawy o OZE pkt 3aa, wprowadzający definicję biomasy leśnej poprzez odesłanie do art. 2 ust. 1 pkt 2b ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych, określa biomasę leśną jako biomasę pochodzącą bezpośrednio z leśnictwa, z wyłączeniem biomasy pochodzącej z działów przemysłu powiązanych z leśnictwem.

Oczekiwanym efektem wprowadzenia definicji do ustawy o OZE jest zapewnienie jednoznacznego rozumienia pojęcia biomasy leśnej oraz prawidłowego stosowania ograniczeń dotyczących udzielania wsparcia finansowego dla instalacji wykorzystujących ten rodzaj biomasy, zgodnie z art. 3 ust. 3d dyrektywy 2018/2001 w brzmieniu nadanym dyrektywą RED III.

1.2. Ciepło odpadowe i chłód odpadowy

Dodawany art. 2 pkt 4e ustawy o OZE odsyła do definicji ciepła odpadowego i chłodu odpadowego zawartej w art. 3 pkt 20i ustawy – Prawo energetyczne. Konieczność uzupełnienia słowniczka ustawy o OZE o wskazane pojęcie związana jest z wykorzystaniem go w dodawanych przepisach. Wprowadzenie odesłania zapewni spójność systemową między ustawami oraz ułatwi stosowanie wprowadzanych regulacji.

1.3. Drewno energetyczne

Zmiana w art. 2 pkt 7a ustawy o OZE polegająca na wyłączeniu z definicji drewna energetycznego pniaków i korzeni stanowiących biomasę leśną, implementuje art. 3 ust. 3c lit. a dyrektywy 2018/2001 w brzmieniu nadanym dyrektywą RED III. Zmiana definicji drewna energetycznego doprowadzi do wyeliminowania możliwości kwalifikowania pniaków i korzeni stanowiących biomasę leśną jako drewna energetycznego oraz zapewni zgodność krajowych regulacji z dyrektywą RED III.

1.4. Drewno przemysłowe okrągłe

Dodany w art. 2 ustawy o OZE pkt 7b wprowadzający definicję drewna przemysłowego okrągłego implementuje art. 1 pkt 1 lit. a dyrektywy 2018/2001 w brzmieniu nadanym dyrektywą RED III. Wprowadzona definicja określa drewno przemysłowe okrągłe jako drewno pozyskane w stanie okrągłym lub zbliżonym do okrągłego, obejmujące w szczególności kłody tartaczne, kłody skrawane, oraz sortymenty drewna w formie okrągłej lub rozszczepionej przeznaczone do przetwórstwa przemysłowego, z wyjątkiem drewna, którego cechy, a w szczególności gatunek, wymiary, prostoliniowość lub gęstość sęków czynią je nieprzydatnym do zastosowań przemysłowych. Oczekiwanym efektem wprowadzenia definicji jest jednoznaczne odzwierciedlenie w ustawie o OZE terminologii stosowanej w dyrektywie RED III oraz potwierdzenie obowiązującego zakazu wspierania wytwarzania energii elektrycznej wytwarzanej z przemysłowego drewna okrągłego.

1.5. Energia dyfuzji

Dodany w art. 2 ustawy o OZE pkt 9a wprowadzający definicję energii dyfuzji rozumianej jako energię o charakterze nieantropogenicznym powstałą w wyniku różnicy w stężeniu soli pomiędzy dwoma płynami, w szczególności pomiędzy wodą słodką a wodą słoną oraz zmieniany pkt 22 uwzględniający w definicji odnawialnego źródła energii, energię dyfuzji, implementuje odpowiednio art. 2 pkt 44b i pkt 1 dyrektywy 2018/2001.

1.6. Innowacyjna technologia instalacji OZE

Dodany w art. 2 ustawy o OZE pkt 12a definiujący innowacyjną technologię instalacji odnawialnego źródła energii, implementuje art. 2 pkt 14b dyrektywy 2018/2001. Wprowadzona definicja określa innowacyjną technologię instalacji odnawialnego źródła energii jako technologię wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych, która ulepsza przynajmniej jeden z parametrów użytkowych lub technicznych najnowocześniejszych, porównywalnych technologii wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych lub umożliwia wykorzystanie do wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych technologii nieskomercjalizowanej lub technologii charakteryzującej się wysokim ryzykiem eksploatacji.

1.7. Pojazd elektryczny wykorzystujący energię słoneczną

Dodawany w art. 2 ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych pkt 12a ma na celu implementację art. 2 pkt 44e dyrektywy 2018/2001 w brzmieniu nadanym dyrektywą RED III. Wprowadzona definicja określa pojazd elektryczny wykorzystujący energię słoneczną jako pojazd samochodowy w rozumieniu art. 2 pkt 33 ustawy z dnia 20 czerwca 1997 r. – Prawo o ruchu drogowym, wyposażony w mechanizm napędowy zawierający wyłącznie nieperyferyjne urządzenie elektryczne jako przetwornik energii, z elektrycznym ładowalnym układem magazynowania energii, który można ładować z zewnętrznego źródła energii elektrycznej oraz posiadający zintegrowane z konstrukcją pojazdu panele fotowoltaiczne, służące do wytwarzania energii elektrycznej wykorzystywanej do zasilania układu napędowego lub ładowania układu magazynowania energii.

Wprowadzenie tego pojęcia do słowniczka ustawy stanowi doprecyzowanie kategorii pojazdów elektrycznych, które wykorzystują panele fotowoltaiczne zintegrowane z pojazdem jako dodatkowe źródło zasilania. Jest to szczególnie istotne z uwagi na fakt, że rozwój tego typu pojazdów może istotnie przyczynić się do obniżania emisyjności unijnego sektora transportu.

2. Przyspieszenie procedur administracyjnych dotyczących inwestycji w zakresie instalacji OZE

Do podstawowych rozwiązań zaproponowanych w projekcie ustawy a mających na celu przyspieszenie procedur inwestycyjnych w zakresie instalacji OZE należą zagadnienia wskazane poniżej.

2.1. Ograniczenie procedury środowiskowej przy rozbudowie lub modernizacji infrastruktury sieciowej

Dyrektywa RED III przewiduje, że dla projektów wzmacniających sieć elektroenergetyczną dla włączenia odnawialnej energii do systemu elektroenergetycznego procedura oceny oddziaływania środowiskowego lub ustalenie czy taka ocena jest wymagana przeprowadza się jedynie w odniesieniu do potencjalnego wpływu wynikającego z realizacji tego wzmocnienia, tj. rozbudowy lub modernizacji infrastruktury sieciowej. Oznacza to odejście od pełnej, kompleksowej oceny wpływu całej istniejącej infrastruktury na rzecz oceny zmian wprowadzanych przez projekt.

Projektowane rozwiązanie zakłada, że jeżeli rozbudowa lub modernizacja siecisłuży integracji energii ze źródeł odnawialnych do systemu elektroenergetycznego to zarówno przy przeprowadzaniu oceny odziaływania na środowisko jak i przy dokonywaniu oceny, czy jest ona konieczna do przeprowadzenia, postępowanie ogranicza się wyłącznie do potencjalnego wpływu wynikającego z tej rozbudowy lub modernizacji.

Ocena nie obejmuje ponownej analizy oddziaływania całości aktualnie funkcjonującej sieci, lecz skupia się na zmianach wynikających z inwestycji, co znacząco upraszcza i przyspiesza procedurę administracyjną oraz wspiera wdrażanie projektów służących transformacji energetycznej.

Planowane rozwiązania nie wykraczają poza wymagania bezpośrednio wynikające z odpowiednich przepisów dyrektywy RED III.

2.2. Wyłączenie stosowania przepisów o kontroli w ramach oceny oddziaływania na środowisko dla modernizacji instalacji PV

Proponuje się wprowadzić przepis implementujący art. 16c ust. 3 dyrektywy 2018/2001 z jednoczesnym uwzględnieniem używanej obecnie nomenklatury ustawy o OZE. Dotyczy to przede wszystkim pojęcia modernizacji, która obejmuje swoim zakresem pojęcie rozbudowy źródła energii w rozumieniu art. 2 pkt 10 dyrektywy 2018/2001 użyte w ww. art.16c ust. 3 dyrektywy 2018/2001, które oznacza modernizację elektrowni produkujących energię odnawialną, w tym pełną lub częściową wymianę instalacji lub systemów i urządzeń w celu wymiany mocy lub w celach zwiększenia efektywności lub mocy instalacji. W celu jednak precyzyjnego oddania celu ww. przepisu doprecyzowano, że w wyniku tej modernizacji musi nastąpić przyrost łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej lub wzrost ilości wytwarzanej energii elektrycznej. Dzięki wprowadzonemu rozwiązaniu zostanie w sposób precyzyjny określone jakie inwestycje w instalacje PV realizowane na obszarach przyspieszonego rozwoju OZE będą zwolnione z obowiązku kontroli w związku z brakiem konieczności uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach.

2.3. Zwolnienie z obowiązku uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach oraz z przeprowadzenia oceny oddziaływania przedsięwzięcia na obszar Natura 2000 dla instalacji PV zlokalizowanych na sztucznej powierzchni

Przepis stanowi implementację art. 16d ust. 1 zdania drugiego dyrektywy 2018/2001 wprowadzonego dyrektywą RED III. Zwolnienie to będzie dokonywane pod warunkiem, że głównym przeznaczeniem sztucznej powierzchni nie jest wytwarzanie energii z wykorzystaniem energii promieniowania słonecznego ani jej magazynowanie i nie będzie dotyczyło sztucznego zbiornika wodnego. Ponadto, zwolnienia tego nie będzie stosować się do inwestycji realizowanej na obszarze form ochrony zabytków, o których mowa w art. 7 ustawy z dnia 23 lipca 2003 r. o ochronie zabytków i opiece nad zabytkami oraz obiektów ujętych w wykazie obiektów szczególnie ważnych dla bezpieczeństwa lub obronności państwa, o którym mowa w art. 615 ustawy z dnia 11 marca 2022 r. o obronie Ojczyzny. Jednocześnie inwestycja taka będzie podlegała kontroli Regionalnej Dyrekcji Ochrony Środowiska, która wniesie sprzeciw w szczególnie uzasadnionych przypadkach, np. w sytuacji możliwości oddziaływania tej inwestycji w sposób znaczący na najcenniejsze przyrodniczo obszary.

Inwestycje w instalacje PV zlokalizowane na obszarach przyspieszonego rozwoju już obecnie korzystają ze zwolnienia z obowiązku uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach po spełnieniu ustawowych warunków. Dlatego proponowane rozwiązanie będzie miało szczególnie istotne znaczenie dla instalacji PV lokalizowanych poza tymi obszarami.

2.4. Skrócenie terminów na wydanie warunków przyłączenia do sieci w przypadku zwiększenia łącznej mocy zainstalowanej instalacji OZE o nie więcej niż 15% oraz dla pomp ciepła o mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 12 kW i 50 kW

Proponowane rozwiązania stanowią implementację przepisów art. 16c ust. 1 oraz art. 16e ust. 2 dyrektywy 2018/2001 i wpisują się w inne regulacje mające na celu skrócenie czasu trwania procedur administracyjnych związanych z realizacją inwestycji w zakresie instalacji OZE. Zgodnie z nimi, przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej będzie miało obowiązek wydania warunków przyłączenia

1. do 90 dni – w przypadku zwiększenia łącznej mocy zainstalowanej instalacji OZE o nie więcej niż 15%,
2. do 14 dni – w przypadku pompy ciepła o mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 12 kW oraz większej niż 12 kW i nie większej niż 50 kW – w przypadku, gdy moc zainstalowana elektryczna mikroinstalacji należącej do prosumenta stanowi co najmniej 60% mocy zainstalowanej elektrycznej pompy ciepła

– jeżeli przyłączenie to nie prowadzi do zagrożenia bezpieczeństwa pracy tej sieci oraz zmiany jej parametrów technicznych. Analogicznie jak w przypadku instalacji PV lokalizowanych na powierzchniach sztucznych, wyłączono stosowanie ww. przepisu wobec obszarów form ochrony zabytków oraz obiektów ujętych w wykazie obiektów szczególnie ważnych dla bezpieczeństwa lub obronności państwa. Przepis ten stanowi implementację art. 16c ust. 1 oraz art. 16e ust. 2 dyrektywy 2018/2001.

2.5. Wprowadzenie zasady milczącej zgody w odniesieniu do spełniania przez wniosek złożony w trakcie procedury administracyjnej wymagań formalnych

Przepis ten stanowi implementację art. 16 ust. 2 dyrektywy 2018/2001 w brzmieniu nadanym dyrektywą RED III. Zgodnie z propozycjami, jeżeli wniosek składany w trakcie danej procedury administracyjnej nie spełnia wymagań określonych w ustawie lub został złożony niezgodnie ze wzorem lub w trybie, jeżeli taki obowiązuje, organ właściwy do wydania decyzji w terminie 30 dni od dnia otrzymania wniosku będzie wzywał podmiot planujący podjęcie realizacji inwestycji do usunięcia braków, z pouczeniem, że nieusunięcie braków w wyznaczonym terminie spowoduje pozostawienie wniosku bez rozpoznania. Brak wezwania w 30-dniowym terminie będzie równoznaczny ze spełnianiem przez wniosek wymagań formalnych. Proponowane rozwiązania stanowią uzupełnienie przepisów KPA, zatem w sprawach nieuregulowanych stosuje się przepisy KPA, np. organ wzywając do uzupełnienia braków formalnych poucza, że nieusunięcie tych braków spowoduje pozostawienie podania bez rozpoznania.

Jednocześnie organ właściwy do wydania decyzji będzie obowiązany, na wniosek podmiotu planującego podjęcie realizacji inwestycji, wydać zaświadczenie potwierdzające kompletność wniosku i spełnianie przezeń wymogów formalnych. Przyjęto zasadę, że do postępowań w sprawach ww. wniosków znajdą zastosowanie przepisy dotychczasowe ze względu na krótki termin spraw związanych z oceną formalną wniosków i wprowadzenie zasady milczącej zgody.

Wprowadzenie zasady milczącej zgody w odniesieniu do oceny formalnej wniosku przyczyni się do przyspieszenia procedury administracyjnej, pozwoli inwestorowi precyzyjnej określić harmonogram realizacji inwestycji oraz usunie ryzyko wydłużającego się wstępnego etapu danego postępowania. 

3. Zmiany w zakresie ciepłownictwa i chłodnictwa

W zakresie zwiększania roli OZE w sektorze ogrzewnictwa i chłodnictwa, w tym w zakresie ciepła i chłodu odpadowego, należy zwrócić uwagę na nowe brzmienie art. 23 ust. 4 dyrektywy 2018/2001, który nakłada obowiązek wdrożenia co najmniej dwóch środków pozwalających na realizację wyznaczonego w art. 23 ust. 1 dyrektywy 2018/2001 celu w postaci zwiększenia udziału energii odnawialnej w sektorze ogrzewania i chłodzenia. Wskazany przepis przedstawia zamknięty katalog możliwych działań, wśród których projektodawca w toku opracowywania przepisów uwzględni te optymalne i najbardziej odpowiadające specyficznej sytuacji polskiego systemu ciepłowniczego.

Jednym ze środków mających na celu zwiększenie roli OZE w sektorze ogrzewnictwa i chłodnictwa jest fizyczne wprowadzenie energii odnawialnej lub ciepła odpadowego i chłodu odpadowego do źródeł energii i paliw dostarczanych na potrzeby ogrzewania i chłodzenia. Rozwiązaniem mającym na celu wzrost wykorzystania ciepła z odnawialnych źródeł energii oraz ciepła i chłodu odpadowego jest obowiązek zakupu przez przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się w obszarze danej sieci ciepłowniczej obrotem ciepłem lub chłodem lub wytwarzaniem ciepła lub chłodu i jego sprzedażą odbiorcom końcowym, oferowanego mu ciepła lub chłodu, wytworzonych w przyłączonych do tej sieci instalacjach OZE lub ciepła lub chłodu odpadowego, jednakże w ilości nie większej niż zapotrzebowanie odbiorców końcowych tego przedsiębiorstwa przyłączonych do tej sieci. Przepisy nie określają dziś wielkości granicznej mocy zainstalowanej w źródłach ciepła. Przepisy dyrektywy częściowo znajdują odzwierciedlenie w aktualnym porządku prawnym, jednakże należy je uzupełnić o kwestie chłodu, a także w zakresie przepisów określających udział energii cieplnej pochodzącej z odnawialnych źródeł energii, uznawany za energię odnawialną w odniesieniu do wybranych technologii np. pomp ciepła.

Projektowane przepisy doprecyzowują zakres obowiązku, zapewniając realizację tych wymogów poprzez wprowadzenie obowiązku zakupu całości ciepła wytworzonego w instalacjach wykorzystujących pompy ciepła, w tym w instalacjach zagospodarowujących ciepło odpadowe, pod warunkiem spełnienia minimalnego współczynnika wydajności sezonowej (SPF). Zastosowanie wzoru SPF > 1,15 × 1/η jest zgodne z załącznikiem VII dyrektywy 2018/2001 i pozwala na jednoznaczne określenie, kiedy energia pozyskana przez pompę ciepła może być uznana za energię odnawialną. Zmiana ta eliminuje niejasności obecnych przepisów, które nie wskazywały momentu powstania obowiązku zakupu.

Wprowadzany w ustawie – Prawo energetyczne art. 7ba ma na celu zapewnienie, w szczególności właścicielom lub najemcom budynków oraz małym i średnim przedsiębiorstwom, informacji na temat opłacalnych środków i instrumentów finansowych służących poprawie wykorzystania energii odnawialnej w systemach ogrzewania i chłodzenia. Projektowane rozwiązanie nakłada na ministra właściwego do spraw energii obowiązek organizowania działań promujących stosowanie efektywnych kosztowo środków służących zwiększeniu wykorzystania energii z odnawialnych źródeł w systemach ogrzewania i chłodzenia, w tym wprowadzanie innowacyjnych technologii. Ponadto, minister będzie prowadził działania informacyjno-edukacyjne dotyczące dostępnych instrumentów finansowych wspierających inwestycje w tym obszarze. Ponadto, zgodnie z projektem, w Biuletynie Informacji Publicznej mają być publikowane dane o instrumentach finansowych służących finansowaniu środków poprawiających wykorzystanie energii odnawialnej w ogrzewnictwie i chłodnictwie, co ma na celu zwiększenie świadomości inwestorów, właścicieli budynków, najemców oraz MŚP.

Projekt zakłada doprecyzowanie zakresu przeprowadzanej przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego oceny potencjału systemów ciepłowniczych i chłodniczych w zakresie świadczenia usług systemowych. W ramach tej oceny operator będzie również określał warunki umożliwiające efektywne rynkowo wykorzystanie tego potencjału, obejmującego świadczenie usług bilansujących, magazynowania energii oraz innych usług elastyczności, takich jak odpowiedź odbioru. Projektowane zmiany przewidują, że ocena potencjału systemów ciepłowniczych lub chłodniczych będzie przygotowywana przy udziale przedsiębiorstw energetycznych odpowiedzialnych za przesyłanie lub dystrybucję ciepła lub chłodu. Zasada ta obejmuje te systemy ciepłownicze lub chłodnicze, których potencjał jest przedmiotem analizy.

W związku z nałożonym dyrektywą RED III obowiązkiem dążenia do zwiększenia udziału energii z OZE oraz z ciepła odpadowego i chłodu odpadowego, projektowane dodanie art. 15ac-ae do ustawy – Prawo energetyczne ma na celu określenie zasady obliczania ilości energii ze źródeł odnawialnych w systemach ciepłowniczych i chłodniczych, w tym energii wychwyconej przez pompy ciepła oraz energii odnawialnej wykorzystywanej na potrzeby chłodzenia. Celem wprowadzanej normy jest zapewnienie zgodności prawa krajowego z wymogami dyrektywy 2018/2001, w szczególności w zakresie stosowania jednolitej metodyki obliczeń energii odnawialnej w sektorze ciepłownictwa i chłodnictwa.

4.  Zmiany w przyznawaniu wsparcia dla wytwarzania energii z biomasy

4.1. Wyłączenie określonych sortymentów drewna z systemów wsparcia

W celu zapewnienia pełnej zgodności krajowych regulacji z art. 3 ust. 3c dyrektywy 2018/2001 w brzmieniu nadanym dyrektywą RED III projekt ustawy przewiduje wprowadzenie do ustawy o OZE definicji drewna przemysłowego okrągłego oraz doprecyzowanie definicji drewna energetycznego poprzez wyłączenie z jej zakresu pniaków i korzeni stanowiących biomasę leśną. Dodanie definicji drewna przemysłowego okrągłego odzwierciedla terminologię stosowaną w dyrektywie 2018/2001 w obowiązującym brzmieniu i eliminuje ryzyko rozbieżności interpretacyjnych.

Doprecyzowanie definicji drewna energetycznego poprzez wyraźne wyłączenie pniaków i korzeni stanowiących biomasę leśną zapewni wdrożenie unijnych ograniczeń dotyczących sortymentów drewna, które nie mogą być wykorzystywane do produkcji energii objętej wsparciem.

Wprowadzenie powyższych zmian spowoduje, że dalsze odrębne regulowanie zakresu wyłączeń przewidzianych w art. 3 ust. 3c dyrektywy 2018/2001 w brzmieniu nadanym dyrektywą RED III nie będzie konieczne. Zmiany te zapewniają pełną zgodność krajowego systemu wsparcia z wymogami wprowadzonymi dyrektywą RED III, zwiększą przejrzystość oraz jednoznacznie określają sortymenty drewna niedopuszczone do objęcia wsparciem. Jednocześnie wzmacniają stosowanie zasady kaskadowego wykorzystania biomasy oraz wpisują się w unijne kryteria zrównoważonego gospodarowania zasobami leśnymi.

Brak wykorzystania pniaków i korzeni w sektorze energetycznym potwierdza także, że ich wyłączenie przyczyni się do ochrony zasobów leśnych bez wywoływania dodatkowych obciążeń po stronie przedsiębiorstw energetycznych. Utrzymanie takich sortymentów poza definicją drewna energetycznego pozwoli na ograniczenie ingerencji w glebę leśną oraz zmniejszenie ryzyka degradacji siedlisk, co jest szczególnie istotne z punktu widzenia ochrony bioróżnorodności. Pniaki i korzenie pełnią bowiem ważną funkcję przyrodniczą – stabilizują glebę, ograniczają erozję i stanowią istotny element martwego drewna, niezbędnego dla wielu gatunków organizmów leśnych. Ich niewykorzystywanie do celów energetycznych wspiera więc utrzymanie dobrego stanu ekosystemów leśnych bez konieczności wprowadzania dodatkowych instrumentów ochronnych.

Ujęcie tych sortymentów poza zakresem definicji drewna energetycznego usunie potencjalne wątpliwości interpretacyjne i zapewni przedsiębiorstwom jasność co do wymogów dotyczących kwalifikowanego paliwa, nie ograniczając przy tym dostępności biomasy. W efekcie regulacja wzmocni zarówno ochronę zasobów leśnych, jak i bezpieczeństwo prawne uczestników rynku energii.

4.2. Ograniczenie możliwości odnawiania oraz udzielania nowego wsparcia dla produkcji energii elektrycznej z biomasy leśnej

W celu implementacji art. 3 ust. 3d dyrektywy 2018/2001 w brzmieniu nadanym dyrektywą RED III projektodawca wprowadza zmiany w zakresie treści oświadczeń oraz deklaracji składanych przez uczestników mechanizmów wsparcia. Projektowane rozwiązanie z jednej strony wprowadza zakaz odnawiania oraz udzielania nowego wsparcia dla instalacji OZE wytwarzających wyłącznie energię elektryczną z biomasy leśnej, a z drugiej – precyzyjnie określa wyjątki, w których wsparcie to może być nadal udzielane. Dyrektywa 2018/2001 w brzmieniu nadanym dyrektywą RED III, wskazuje trzy przypadki, w których dopuszczalne jest dalsze wspieranie energii elektrycznej z biomasy leśnej. Wsparcie to dotyczy energii wytworzonej:

1. w regionie wskazanym w terytorialnym planie sprawiedliwej transformacji ustanowionym zgodnie z art. 11 rozporządzenia (UE) 2021/1056 z dnia 24 czerwca 2021 r. ustanawiającego Fundusz na rzecz Sprawiedliwej Transformacji ze względu na zależność tego regionu od stałych paliw kopalnych w instalacji zgodnej z wymogami określonymi w art. 29 ust. 11 dyrektywy 2018/2001, lub
2. z zastosowaniem w instalacji wychwytywania i składowania CO₂ w instalacji zgodnej z wymogami określonymi w art. 29 ust. 11 akapit drugi dyrektywy 2018/2001, lub
3. w jednym z regionów najbardziej oddalonych, o których mowa w art. 349 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej, zwanego dalej: „TFUE”.

W polskich warunkach zastosowanie mają wyłącznie wyjątki określone w lit. a i b. Analiza obowiązujących przepisów prawa unijnego wskazuje, że Polska nie posiada terytoriów kwalifikujących się jako regiony najbardziej oddalone w rozumieniu art. 349 TFUE. Przepis ten określa zamknięty katalog obszarów należących wyłącznie do wybranych państw członkowskich i nie przewiduje możliwości rozszerzenia tego statusu na inne państwa. W konsekwencji, wyjątek przewidziany w art. 3 ust. 3d lit. c dyrektywy 2018/2001 w brzmieniu nadanym dyrektywą RED III nie znajduje zastosowania w warunkach krajowych i nie może stanowić podstawy do wprowadzenia analogicznych rozwiązań w prawie polskim.

Stosowne zmiany zostały dodane w art. 44, 45, 70a, 70b, 71, 73, 75 i 79 ustawy o OZE oraz wprowadzanych do niej ustawą z dnia 17 sierpnia 2023 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw – art.70g, art. 70h, art. 82d, art. 83h ustawy o OZE. Zaproponowane rozwiązanie umożliwi systemowe wykluczenie możliwości odnawiania oraz udzielania nowego wsparcia dla instalacji wytwarzających wyłącznie energię elektryczną z biomasy leśnej, z zachowaniem wyjątków przewidzianych w art. 3 ust. 3d lit. a i b dyrektywy 2018/2001 w brzmieniu nadanym dyrektywą RED III.

Wprowadzenie tej regulacji ma na celu ograniczenie wykorzystania surowców leśnych w procesach o niskiej efektywności energetycznej oraz ukierunkowanie systemów wsparcia wyłącznie na rozwiązania przyczyniające się do podniesienia efektywności energetycznej i wartości dodanej dla systemu energetycznego. Rozwiązanie to zapewni pełną zgodność krajowego systemu wsparcia z art. 3 ust. 3d dyrektywy 2018/2001 w brzmieniu nadanym dyrektywą RED III, zwiększy przejrzystość zasad kwalifikowania instalacji do systemów wsparcia oraz będzie wspierało transformację energetyczną regionów zależnych od paliw kopalnych.

4.3. Zmiana przepisów dotyczących zasady kaskadowości przy wykorzystaniu biomasy

Zachowanie dostępu do zrównoważonej biomasy jest kluczowe ze względu na konieczność zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii i ciepła do gospodarstw domowych, odbiorców wrażliwych, jednostek samorządu terytorialnego, czy przedsiębiorstw. Tym samym, wprowadzenie możliwości stosowania odstępstw od zasady kaskadowego wykorzystania biomasy zwiększa poziom bezpieczeństwa energetycznego.

Odstępstwo będzie możliwe tylko w przypadkach przewidzianych w przepisach projektowanej ustawy. Projekt ustawy przewiduje wprowadzenie delegacji ustawowej do określania w drodze rozporządzenia konkretnych przypadków odstępstwa od zasady kaskadowości. W ramach takiego rozporządzenia zostaną określone przesłanki zastosowanego odstępstwa, obszar, którego dotyczyło odstępstwo oraz okres jego obowiązywania.

W celu zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego Polski zasadne jest skorzystanie z możliwości, jakie przewidują przepisy dyrektywy RED III, tj. wprowadzenie katalogu odstępstw od zasady kaskadowego wykorzystania biomasy.

Biomasa jest stosowana w elektroenergetyce oraz ciepłownictwie systemowym. Zgodnie z danymi ARE moc zainstalowana elektrowni biomasowych wytwarzających energię elektryczną (jednostki zawodowe, przemysłowe, niezależne) w 2026 r. wyniosła 1002,9 MW, natomiast produkcja energii elektrycznej z biomasy lub współspalania biomasy w 2025 r. osiągnęła 6749,7 GWh, co stanowiło niemal 4% całkowitej produkcji energii elektrycznej w Polsce. Produkcja energii elektrycznej z biomasy (bez współspalania) w ostatnich latach utrzymuje się na podobnym poziomie, tj. ok. 4 500 GWh. Natomiast zużycie biomasy do produkcji ciepła systemowego, z powodu konieczności dekarbonizacji tego sektora, wzrasta.

Według danych pozyskanych z ARE, w 2024 r. zużycie biomasy na produkcję energii elektrycznej i ciepła systemowego w Polsce wyniosło 74 474,12 TJ, w tym biomasy z drewna (drewno opałowe, gałęzie i wierzchołki drzew, pniaki, przemysłowe drewno okrągłe, kora, wióry, trociny, zrębki, drewno pokonsumpcyjne, pelety i brykiety drzewne) 49 065,81 TJ, z czego 29 350 TJ zużyto na produkcję energii elektrycznej, a 19 714,95 TJ na produkcję ciepła systemowego.

Zgodnie z danymi ARE pt. „Informacja statystyczna o energii elektrycznej” i raportów URE pt. „Energetyka cieplna w liczbach” z lat 2014-2024, udział biomasy w produkcji ciepła wzrósł z 7% do 14,3%. W efekcie wzrostu wykorzystania biomasy odpowiada ona obecnie za ponad 90% ciepła z OZE wykorzystywanego w ciepłownictwie systemowym. Według przedstawicieli rynku ciepłownictwa systemowego w Polsce zapotrzebowanie na biomasę w kolejnych latach wzrośnie – zastosowanie biomasy jest jednym ze sposobów dekarbonizacji („zazielenienia”) sektora ciepłowniczego. Innymi sposobami są pompy ciepła, kotły elektrodowe, wychwyt ciepła odpadowego, czy też instalacje termicznego przekształcania odpadów.

Instalacje wykorzystujące biomasę stanowią dziś podstawowe źródła ciepła w kilku dużych systemach ciepłowniczych w Polsce. Przykładem są instalacje funkcjonujące w takich lokalizacjach jak: Białystok, część miast aglomeracji śląsko-dąbrowskiej (m.in. Chorzów, Katowice), Wrocław, Częstochowa, Kielce, Oborniki, Piła, Poznań, Szczecin, Tychy, Warszawa.

Zasada kaskadowości nie dotyczy biomasy, w tym drewna spalanego bezpośrednio w gospodarstwach domowych, tym samym wprowadzenie odstępstwa od zasady kaskadowego wykorzystania biomasy nie będzie miało bezpośredniego wpływu na gospodarstwa domowe.

Powyższe potwierdza jak ważną rolę odgrywa wykorzystanie biomasy na cele energetyczne. Dlatego też zasadne jest wprowadzenie przepisów, które umożliwią w sytuacjach nadzwyczajnych np. braku wystarczających dostaw gazu ziemnego do Polski i bardzo niskich temperatur, a co za tym idzie wysokich potrzeb na cele ogrzewania, wykorzystanie na cele energetyczne takiej biomasy, która obecnie nie jest stosowana na cele energetyczne z uwagi na zasadę kaskadowości.

Z przywołanych powyżej przesłanek udzielenia odstępstwa wyraźnie wynika, że planowane odstępstwo ma być mechanizmem wykorzystywanym warunkowo, przy zaistnieniu określonych przesłanek. Zatem należy podkreślić, że nie planuje się, by odstępstwo od zasady kaskadowości stało się stałym elementem prowadzenia polityki energetycznej w stosunku do biomasy w Polsce.

Brak wprowadzenia możliwości udzielenia odstępstwa od zasady kaskadowości może zwiększyć ryzyko związane z zapewnieniem bezpieczeństwa energetycznego Polski. Brak przepisów w tym zakresie może również doprowadzić do sytuacji, gdzie na rynku będzie nadwyżka biomasy dostępna po wystąpieniu katastrofalnych zjawisk naturalnych i nadwyżki tej nie będzie można zagospodarować efektywnie.

Obecnie biomasę na cele energetyczne wykorzystują przede wszystkim podmioty zajmujące się zawodowo wytwarzaniem energii, w tym elektrociepłownie zawodowe biomasowe – 17 jednostek, elektrociepłownie zawodowe współspalające biomasę – 14 jednostek, elektrociepłownie przemysłowe biomasowe – 17 jednostek, elektrociepłownie przemysłowe współspalające biomasę – 6 jednostek. Ewentualna możliwość zastosowania odstępstwa od ograniczeń w spalaniu biomasy na cele energetyczne w nadzwyczajnych sytuacjach, może okazać się kluczowa nie tylko ze względu na samo funkcjonowanie jednostek wytwórczych, ale przede wszystkim ze względu na konieczność zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej jak i ciepła w systemach grzewczych.

Wprowadzenie możliwości stosowania odstępstw od zasady kaskadowego wykorzystania biomasy ma istotne znaczenie dla zapewnienia ciągłości dostaw ciepła i energii elektrycznej do odbiorców wrażliwych, którzy w sytuacjach kryzysowych wymagają szczególnej ochrony.

Biomasa, jako paliwo możliwe do wykorzystania w istniejącej infrastrukturze energetycznej, stanowi w takich warunkach paliwo awaryjne, które może zastąpić surowce o ograniczonej dostępności. Dotyczy to w szczególności dużych i średnich systemów ciepłowniczych, które obsługują całe dzielnice lub miasta, a więc również obiekty o szczególnym znaczeniu społecznym. Umożliwienie tym jednostkom czasowego wykorzystania frakcji biomasy, które normalnie byłyby kierowane do sektorów materiałowych, może okazać się kluczowe dla utrzymania bezpieczeństwa i ciągłości dostaw ciepła.

W przypadku skorzystania z możliwości odstępstwa od kaskadowego wykorzystania biomasy w danym roku, minister właściwy do spraw klimatu będzie zobowiązany do przekazania do Komisji Europejskiej – do dnia 31 marca roku następującego po roku, którego dotyczyło udzielone w rozporządzeniu odstępstwo – informacji obejmującej w szczególności przesłanki jego udzielenia, okres, na jaki zostało udzielone, oraz obszar, którego dotyczyło.

Planowane rozwiązania nie wykraczają poza wymagania bezpośrednio wynikające z odpowiednich przepisów dyrektywy RED III.

4.4. Zmiana przepisów w zakresie kryteriów zrównoważonego rozwoju i emisji gazów cieplarnianych

Unia Europejska dąży do zwiększenia zrównoważenia środowiskowego, gospodarczego i społecznego w procesie produkcji paliw z biomasy. Proponowane przepisy stanowią uzupełnienie polityk wdrażanych w krajowym porządku prawnym, aby zapewnić wyższą skuteczność środowiskową unijnych kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w odniesieniu do stałych i gazowych paliw z biomasy.

W celu implementacji przepisów dyrektywy RED III konieczne jest objęcie obowiązkiem KZR oraz GHG szerszego katalogu podmiotów. Tylko w przypadku gdy stosowana do produkcji energii biomasa spełnia kryteria KZR i GHG, wyprodukowana dzięki niej energia może stanowić wkład w realizację krajowego i unijnego celu OZE, a także jest kwalifikowalna do wsparcia finansowego.

Projekt dostosowuje przepisy ustawy o OZE do dyrektywy RED III poprzez aktualizację KZR i GHG dla instalacji OZE wykorzystujących paliwa z biomasy we wskazanych przypadkach.

Wprowadzane regulacje odzwierciedlają nowe, bardziej rygorystyczne wymogi nałożone dyrektywą RED III w zakresie GHG, obejmujące:

1. wprowadzenie minimalnego progu 80% redukcji emisji dla wszystkich instalacji oddawanych do eksploatacji po wejściu w życie dyrektywy RED III;
2. zróżnicowanie poziomów redukcji emisji (70% lub 80%) w zależności od mocy instalacji i daty jej uruchomienia;
3. wprowadzenie kryterium wieku instalacji, zgodnie z którym jednostki eksploatowane dłużej niż 15 lat będą musiały spełniać wyższe poziomy redukcji emisji (80%), niezależnie od pierwotnych wymogów.

Dyrektywa RED III zaostrza również progi kwalifikujące instalacje OZE do obowiązku stosowania KZR i GHG, poprzez obniżenie minimalnej mocy instalacji, od której kryteria te stają się obowiązkowe. W rezultacie, większa liczba instalacji wykorzystujących paliwa z biomasy będzie objęta obowiązkiem wykazania zgodności z nowymi wymogami.

Aby zapewnić wyższą skuteczność środowiskową unijnych KZR i GHG w odniesieniu do stałych paliw z biomasy w instalacjach OZE wytwarzających energię cieplną, elektryczną i chłodniczą, obniża się minimalny próg stosowania takich kryteriów z obecnych 20 MW do 7,5 MW (nominalnej mocy cieplnej).

Dodatkowo, projekt ustawy wprowadza nowe kryterium oparte na średnim natężeniu przepływu biometanu, obejmujące instalacje produkujące gazowe paliwa z biomasy.

W rezultacie KZR i GHG będą stosowane do:

1. instalacji wykorzystujących paliwa gazowe z biomasy o mocy co najmniej 2 MW nominalnej mocy cieplnej;
2. instalacji wykorzystujących paliwa stałe z biomasy o mocy co najmniej 7,5 MW nominalnej mocy cieplnej;
3. instalacji wytwarzających gazowe paliwa z biomasy, o średnim natężeniu przepływu biometanu wynoszącym powyżej 200 m3 ekwiwalentu metanu na godzinę, mierzonego w temperaturze 0 ºC i ciśnieniu atmosferycznym na poziomie 1 bar, przy czym, w przypadku gdy biogaz lub biogaz rolniczy stanowi mieszaninę metanu z innymi gazami niepalnymi, natężenie przepływu biometanu oblicza się przeliczając wskazany próg natężenia przepływu biometanu proporcjonalnie do objętościowego udziału metanu w mieszaninie.

Regulacja będzie oddziaływać na podmioty energetyczne wykorzystujące biomasę stałą, biomasę gazową i biopłyny, a także przedsiębiorców prowadzących obrót biomasą i dostawców paliw. Wpływ na rynek nie będzie znaczący, gdyż większość dużych producentów oraz dostawców biomasy funkcjonuje już w dobrowolnych systemach certyfikacji zatwierdzonych przez Komisję Europejską.

Zmiana przepisów ma charakter dostosowawczy i nie wykracza poza minimalne wymogi wynikające bezpośrednio z dyrektywy RED III. Regulacja polega głównie na rozszerzeniu zakresu obowiązków w sposób ściśle odpowiadający poziomom progowym ustanowionym na poziomie UE.

• Modyfikacja treści załącznika do ustawy o OZE  

W celu zapewnienia pełnej zgodności krajowych regulacji z załącznikiem VI dyrektywy 2018/2001 w brzmieniu nadanym dyrektywą RED III, przewiduje się aktualizację załącznika do ustawy o OZE, określającego zasady obliczania wpływu paliw z biomasy oraz ich odpowiedników kopalnych na emisję gazów cieplarnianych. Zmiana ta obejmuje wdrożenie uzupełnień i aktualizacji.

Projektowane rozwiązanie doprecyzowuje zasady prowadzenia obliczeń ograniczenia emisji z upraw surowców oraz przepisy dotyczące zaliczania redukcji emisji CO₂. Wprowadzono jednoznaczne określenie pojęcia „pozostałości” w rozumieniu art. 2 ust. 1 pkt 11c ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych, co umożliwia prawidłowe stosowanie metod obliczeniowych oraz eliminuje ryzyko rozbieżności interpretacyjnych. Dodatkowo, uzupełniono przepisy o horyzont czasowy odnoszący się do produkcji towarów i usług komercyjnych, co pozwala na pełne odzwierciedlenie wymogów dyrektywy RED III w zakresie oceny cyklu życia paliw z biomasy.

5. Promowanie umów sprzedaży zawieranych bezpośrednio pomiędzy wytwórcą a odbiorcą końcowym (PPA)

Proponowane rozwiązania stanowi implementację art. 2 pkt 14q oraz art. 15 ust. 8 dyrektywy 2018/2001, a także uspójnienie z regulacjami zawartymi w art. 121 i kolejnych ustawy o OZE. Zmieniono definicję umowy PPA, wskazując, że dotyczy ona sprzedaży paliw lub energii wytworzonych z odnawialnego źródła energii. Jednocześnie, w celu uwzględnienia uwagi Prezesa URE, doprecyzowano, że stroną tej umowy jest odbiorca końcowy a nie odbiorca.

Ponadto, w celu wdrożenia art. 15 ust. 8 dyrektywy 2018/2001, art. 121a i 122 ustawy o OZE dot. gwarancji pochodzenia zostały rozszerzone o sposób dostarczania biometanu, biogazu lub biogazu rolniczego za pomocą gazociągu bezpośredniego. Art. 127b ustawy o OZE objął działaniami promującymi umowy PPA. Działania te będą wykazywane w zintegrowanym krajowym planie na rzecz energii i klimatu oraz jego aktualizacji oraz w sprawozdaniach z postępów w dziedzinie energii i klimatu, o których mowa w art. 15ab ustawy – Prawo energetyczne. Same zaś sprawozdania będą dodatkowo zawierały informację na temat ilości energii elektrycznej objętej umowami PPA.

Jednocześnie, proponowana zmiana w art. 83 ust. 4 ustawy z dnia 11 września 2019 r. – Prawo zamówień publicznych umożliwia odstąpienie od dokonania przez zamawiającego analizy potrzeb i wymagań. Dodatkowo, z uwagi na specyfikę kontraktów PPA i cPPA, a także innych rodzajów zamówień, które spełniają przesłanki udzielenia zamówienia w trybie negocjacji z ogłoszeniem, proponuje się jasne zdefiniowane, że warunki zamówienia opisane zgodne z art. 134 ust. 2 pkt 4 i 5 mogą ulegać zmianie w toku negocjacji ofert. Umożliwi to zamawiającemu objęcie negocjacjami np. kwestii zabezpieczenia należytego wykonania umowy. W projekcie proponuje się również dodanie przepisu, który umożliwi zawieranie umów cPPA na okres dłuższy niż 4 lata.

6. Gwarancje pochodzenia

Rekomendowane rozwiązanie polega na ustanowieniu elektronicznego rejestru gwarancji pochodzenia jako systemu informacyjnego, za pośrednictwem, którego wykonywane będą wszystkie czynności związane z GP, oraz na wyznaczeniu operatora rejestru odpowiedzialnego za zarządzanie, administrację, przetwarzanie informacji i wykonywanie czynności materialnoprawnych, w tym wydawania i uznawania gwarancji.

Projekt stanowi, że zadania te wykonywać będzie Towarowa Giełda Energii S.A. (dalej: „TGE”), która – jako operator – ma prowadzić rejestr, rozpatrywać reklamacje, organizować obrót gwarancjami oraz utrzymywać mechanizmy bezpieczeństwa i dostępności, a także publikować regulaminy korzystania i reklamacji.

Rozwiązanie obejmuje pełną elektronizację: wnioski o wydanie i uznanie GP są składane wyłącznie za pośrednictwem rejestru, sama gwarancja istnieje jako zapis w systemie, a jej rozdzielanie, przenoszenie i umarzanie są rejestrowane i potwierdzane cyfrowo, z możliwością generowania dowodów czynności z poziomu rejestru.

Integralnym elementem jest zasilanie danymi: weryfikację określonych pól wniosku realizują właściwi operatorzy systemów (OSD/OSP) lub jednostki akredytowane, a Prezes URE i Dyrektor Generalny KOWR udostępniają operatorowi platformy dane z prowadzonych rejestrów, co pozwala na automatyzację kontroli i ujednolicenie ustaleń liczbowych (np. wolumenów wprowadzonych do sieci).

W obszarze kogeneracji projekt scala to podejście, odsyłając do wspólnego mechanizmu rejestru i porządkując terminy, weryfikację oraz reguły ważności, tak aby GP dla energii z wysokosprawnej kogeneracji były obsługiwane w tym samym środowisku, przy zachowaniu niezbędnych odrębności materialnych.

Oczekiwanym efektem jest znaczące skrócenie czasu obsługi od złożenia kompletnego wniosku do wydania GP, podniesienie jakości i spójności danych dzięki bezpośrednim zasileniom z rejestrów publicznych.

Jedną z najważniejszych rzeczy jest uzyskanie przez polski rynek GP gotowości operacyjnej do pełnego włączenia się w infrastrukturę AIB. Członkostwo w AIB pociąga za sobą także konieczność poniesienia kosztów. Koszty te są proporcjonalne do wolumenu wymiany międzynarodowej gwarancji z danego kraju i mogą wynieść od 7 000 euro (< 4 TWh) do 95 000 euro (> 100 TWh) rocznie. Warto podkreślić, że koszty składki członkowskiej nie są stałe i ulegają zmianom, a podane powyżej dane są aktualne na 2025 r. Z uwagi na wolumen obrotu w Polsce przekraczający 10 TWh, składka wynosiłaby 45 500 euro (pakiet medium). Pokrycie kosztów uczestnictwa w AIB odbywać się powinno ze środków podmiotu prowadzącego rejestr gwarancji pochodzenia, w szczególności z wpływów pochodzących od uczestników wymiany gwarancji pochodzenia.

Zaplanowany mechanizm wdrożeniowy – obejmujący stworzenie platformy przez TGE, ogłoszenie gotowości przez ministra w Dzienniku Ustaw i Biuletynie Informacji Publicznej, udostępnienie danych „po raz pierwszy” przez podmioty zobowiązane oraz odpowiednie vacatio legis – ma zapewnić płynne przejście od modelu obecnego do docelowego przy poszanowaniu wniosków złożonych

Dodatkowo, projektowane regulacje otwierają system gwarancji pochodzenia na takie podmioty jak społeczności energetyczne, spółdzielnie energetyczne oraz klastry energii. Obniżenie opłat za korzystanie z rejestru gwarancji pochodzenia dla społeczności energetycznych, spółdzielni energetycznych oraz klastrów energii przyczyni się do zwiększenia ich konkurencyjności oraz poprawy efektywności ekonomicznej realizowanych przez nie inwestycji OZE. Niższe koszty transakcyjne ułatwią tym podmiotom wprowadzanie energii odnawialnej na rynek oraz zwiększą atrakcyjność udziału w lokalnych inicjatywach energetycznych, które często działają na znacznie mniejszą skalę. W rezultacie, regulacja będzie wspierać rozwój rozproszonych źródeł energii i zwiększać lokalne bezpieczeństwo energetyczne.

Dodatkowo, uporządkowano regulacje, tak aby projektowany system gwarancji pochodzenia był spójny z przepisami dyrektywy RED III w zakresie Unijnej Bazy Danych. Dokonując implementacji art. 31a ust. 4 dyrektywy 2018/2001 przesądzono, iż w przypadku gdy informacja o danej ilości biometanu, biogazu, biogazu rolniczego lub wodoru odnawialnego już została wprowadzona do Unijnej Bazy Danych, na ten sam wolumen nie można już wydać gwarancji pochodzenia. W przypadku gdy najpierw wydano gwarancję pochodzenia a dopiero później wprowadzono informacje o wolumenie do Unijnej Bazy Danych – do tej bazy przekazuje się także informacje o tych gwarancjach pochodzenia. Zapewniono także, że obrót gwarancjami pochodzenia nie może się odbywać poza Unijną Bazą Danych. Zmiany mają na celu wypełnienie celu KE, a więc brak możliwości „oderwania” dokumentu, jakim jest gwarancja pochodzenia, od innego dokumentu, jakim jestProof of Sustainability, które zostały wydane na ten sam wolumen.

7. Zmiany w zakresie warunków i trybu wydawania certyfikatów instalatorom oraz akredytowania organizatorów szkoleń

Rekomendowane rozwiązanie to zapewnienie zgodności z dyrektywą RED III oraz wprowadzenie porządkowych zmian:

1. poszerzenie katalogu instalacji, w przypadku których instalator może wystąpić z wnioskiem do Prezesa Urzędu Dozoru Technicznego o wydanie dokumentu potwierdzającego posiadanie przez niego kwalifikacji do instalowania magazynu energii lub punktu ładowania;
2. dobrowolne skorzystanie obywateli państw członkowskich Unii Europejskiej z prawa wzajemnego uznawania certyfikatów lub równoważnych dokumentów potwierdzających posiadanie kwalifikacji w zakresie instalowania instalacji OZE, magazynów energii lub punktów ładowania;
3. dostosowanie delegacji ustawowej do wydania rozporządzenia oraz organizacji prac Komitetu Odwoławczego do rzeczywistej właściwości ministra wynikającej z ustawy o działach administracji rządowej;
4. dodanie rozdziału 4a Warunki i tryb wydawania certyfikatów instalatorom punktów ładowania i magazynów energii oraz akredytowania organizatorów szkoleń w ustawie z dnia 21 grudnia 2000 r. o dozorze technicznym;
5. przeniesienie kompetencji w powyższych zakresach do ministra właściwego do spraw gospodarki, co odpowiada logice systemowej, porządkuje strukturę nadzoru, odzwierciedla rzeczywisty charakter regulowanej działalności oraz wspiera integrację nowych technologii z rynkiem.

8. Inne obszary objęte wdrożeniem

8.1. Promowanie przystępowania przedsiębiorstw energetycznych do wspólnych projektów energetycznych

Proponowane rozwiązania stanowią implementację art. 9 dyrektywy 2018/2001. Zniesiono epizodyczność przepisów dotyczących wspólnych projektów energetycznych. Jednocześnie rozszerzono art. 127b ustawy OZE dotyczący działań promujących o przystępowanie przedsiębiorstw energetycznych do wspólnych projektów energetycznych, co będzie wykazywane w zintegrowanym krajowym planie na rzecz energii i klimatu oraz jego aktualizacji, a także w sprawozdaniach z postępów w dziedzinie energii i klimatu, o których mowa w art. 15ab ustawy – Prawo energetyczne.

8.2. Uzupełnienie odnośników do dyrektywy w innych ustawach

Dokonano uzupełnienia ustaw wskazanych w pkt 1 OSR (część 8.2) o stosowne odnośniki do dyrektywy RED III.

8.3. Hierarchizacja stosowania norm w zamówieniach publicznych

Projekt ustawy wprowadza ust. 1a do art. 101 ustawy – Prawo zamówień publicznych, który wprowadza szczegółową kolejność preferencji norm technicznych, stosowanych przy określaniu przedmiotu zamówienia w przypadku urządzeń służących do wytwarzania energii elektrycznej, ciepła lub chłodu z odnawialnych źródeł energii, biogazu, biogazu rolniczego, biometanu lub wodoru odnawialnego zgodnie z wymogami dyrektywy RED III. Zaproponowane przepisy mają dodatkowo charakter doprecyzowujący i porządkujący, gdyż nie tylko jednoznacznie wskazują hierarchię stosowania norm ale jednocześnie umożliwiają zamawiającym, w tym jednostkom samorządu terytorialnego, legalne i uzasadnione sięgnięcie po normy niższego rzędu w sytuacji, gdy norma wyższej rangi – choć formalnie obowiązująca – z obiektywnych przyczyn nie może zostać zastosowana, co zwiększa pewność prawa, ułatwia prowadzenie postępowań oraz wspiera realizację zamówień publicznych na urządzenia OZE sprzyjające zazielenianiu dostaw energii.

9. Zagadnienia spoza wdrożenia dyrektywy RED III

9.1. Złagodzenie kary w przypadku pierwszego naruszenia obowiązku określonego dla wytwórcy biogazu rolniczego

Projekt zakłada zmiany w obszarze zasad wytwarzania biogazu rolniczego, zwiększeniu ulegnie pewność inwestycyjna. Dzięki możliwości naprawy błędu w zamian za dotychczasową sankcję w postaci zakazu wykonywania działalności, powinno zwiększyć się zainteresowanie rozwojem tego rodzaju inwestycji. Pomimo ciągle ogromnego niewykorzystanego potencjału surowców rolnych pozwalającego na budowę około 2 000 MW mocy zainstalowanych w biogazowniach rolniczych, aktualnie ten potencjał jest wykorzystany w około 10%. W tym zakresie wytwórcy biogazu rolniczego, którzy po raz pierwszy popełnili błąd w ramach prowadzonej działalności, będą mieli możliwość jego naprawy oraz dalszego funkcjonowania, po poniesieniu odpowiednich sankcji finansowych.

9.2. Zmiany umożliwiające operatorowi rozliczeń energii odnawialnej dochodzenie nienależnie wypłaconego wsparcia

Projekt rozwiązuje problem egzekwowania przez operatora rozliczeń energii odnawialnej nienależnie wypłaconego wsparcia. Dzięki przyjętym rozwiązaniom operator rozliczeń energii odnawialnej będzie mógł w sposób jednoznaczny i efektywny odzyskiwać środki, które były wypłacone nienależnie, np. w okresie występowania naruszeń obowiązków dotyczących produkcji biogazu rolniczego.

9.3. Rozszerzenie katalogu zabezpieczeń o gwarancje ubezpieczeniową

Proponowane rozwiązanie dodaje do katalogu zabezpieczeń występujących w ustawie o OZE gwarancję ubezpieczeniową. Pozwoli ono na usunięcie dotychczasowego ograniczenia form zabezpieczeń sprowadzających się do gwarancji bankowej, a w niektórych sytuacjach również do opłaty rezerwacyjnej lub kaucji wnoszonej na rachunek bankowy. Do podstawowych zalet gwarancji ubezpieczeniowej należą, m.in. brak blokady środków pieniężnych (w przeciwieństwie do kaucji gotówkowej), poprawa płynności finansowej oraz nienaruszanie linii kredytowej w banku. Proponowana dywersyfikacja form udzielanych zabezpieczeń jest analogiczna do rozwiązań przyjętych w innych aktach prawnych oraz pozwoli na podjęcie przez inwestora decyzji zgodnej z planem biznesowym dostosowanym do indywidualnej sytuacji.

Uzupełnienie katalogu zabezpieczeń występujących w ustawie o OZE o gwarancję ubezpieczeniową będzie dotyczyło następujących przepisów: art. 70b ust. 6, art. 70ba ust. 2 pkt 6, art. 78 ust. 3 i 4, art. 81ust. 4a, art. 83a ust. 2 pkt 2 oraz art. 83m ust. 6. Proponowane rozwiązanie stanowi odpowiedź na sygnały rynkowe zarówno branży ubezpieczeniowej jak i OZE. Rozszerzenie katalogu pozwoli na urozmaicenie portfela dostępnych instrumentów finansowych zabezpieczeń, a tym samym będzie skutkowało zmitygowaniem ryzyka oraz obniżeniem kosztów wszystkich możliwych do zastosowania instrumentów zabezpieczeń. Szeroki, bo obejmujący gwarancję ubezpieczeniową, katalog zabezpieczeń przewidują już inne, kluczowe dla życia społeczno-gospodarczego akty prawne. 

9.4. Poszerzenie możliwości korzystania z systemów wsparcia przez instalacje przyłączane w trybie cable pooling

Proponowane rozwiązanie poszerza możliwości korzystania z systemów wsparcia przez instalacje OZE przyłączane na podst. art. 7 ust. 1f ustawy – Prawo energetyczne, czyli w formule cable pooling. Dopuszcza się nie tylko przyłączenie instalacji OZE niekorzystającej z systemów wparcia w miejscu przyłączenia do sieci, gdzie wcześniej była przyłączona instalacja korzystająca z systemów wsparcia, ale możliwość przyłączania instalacji chcących skorzystać z systemów wsparcia w miejscu przyłączenia do sieci, gdzie przyłączone są inne instalacje OZE korzystające lub niekorzystające z systemów wsparcia.

Z wyrazami szacunku