Warszawa, 1 marca 2023 r. 

 

Energetyka jądrowa – doświadczenia Ukrainy dla Polski

Memorandum podsumowujące dyskusję w ramach II okrągłego stołu Forum Energii i Klimatu ZPP, poświęconego energetyce ukraińskiej.

• Przed wojną w Ukrainie pracowały cztery elektrownie jądrowe o łącznej mocy blisko 14 GW,
• W styczniu 2023 r. podjęto decyzję o budowie dwóch nowych reaktorów AP 1000, łącznie Ukraina planuje 9 nowych bloków,
• Zastąpienie rosyjskiego paliwa jądrowego alternatywnym technicznie jest możliwe i zajmuje około 4-5 lat, a więc dyskusję wokół sankcji dla Rosatomu należy postrzegać głównie jako polityczną,
• Ukraina posiada rozwinięte kompetencje i infrastrukturę umożliwiającą transfer know-how do Polski, w której przemysł jądrowy właśnie się rozwija.

7 lutego w ramach projektu ZPP „Europe-Poland-Ukraine. Rebuild Together. 2023” odbyła się II debata z cyklu „Energetyka w kontekście odbudowy Ukrainy”. Dyskusję zatytułowaną: „Energetyka jądrowa – doświadczenia Ukrainy dla Polski”, poprowadziła Dominika Taranko – Dyrektorka Forum Energii i Klimatu ZPP.

Celem dyskusji było zobrazowanie aktualnego stanu ukraińskiej energetyki jądrowej i planów w tym obszarze w kolejnych latach. Podczas spotkania uczestnicy odpowiedzieli między innymi na pytania:

• jakiego rodzaju współpracę możemy planować pomiędzy Polską a Ukrainą w obszarze atomu?
• czy rozwijana w Ukrainie od dekad energetyka jądrowa może być przykładem dla Polski?
• jak zorganizowany był sektor atomowy przed wojną i co zmieniły działania zbrojne?
• czy mimo militarnego zagrożenia ta infrastruktura jest eksploatowana i w jakim zakresie,
• czy realny jest eksport ukraińskiej energii z atomu również dzisiaj i w przyszłości, w tym import do polski oraz pozostałych krajów UE?
• czy należy spodziewać się transferu wiedzy z Ukrainy do Polski, która obecnie rozwija projekty jądrowe? z których doświadczeń inwestorzy skorzystają?

W debacie udział wzięli:

• Andrzej Chmielewski – Profesor Politechniki Warszawskiej, Dyrektor Instytutu Chemii i Techniki Jądrowej, Wiceprzewodniczący Rady Programowej Bezpieczeństwa Jądrowego i Ochrony Radiacyjnej, Państwowej Agencji Atomistyki
• Robert Jankowski – Prezes Zarządu Głównego Polskiego Forum Klimatycznego
• Adam Juszczak – Doradca w zespole Klimatu i Energii Polskiego Instytutu Ekonomicznego
• Oleh Kazanishchev – Radca Ambasady Ukrainy w Polsce
• Olga Kosharna – Niezależna Ekspertka ds. Energetyki Jądrowej i Bezpieczeństwa Jądrowego
• Bogdan Pilch – Dyrektor Generalny Izby Gospodarczej Energetyki i Ochrony Środowiska
• Hennadii Radchenko – Doradca, Ukraine Business Center
• Ivan Grygoruk – Wiceprezes, Energy Club, który przekazał swoje stanowisko pisemnie z uwagi na przerwy w dostępie do Internetu, które wystąpiły w czasie debaty.

Obraz stanu ukraińskiej energetyki przedstawił Ivan Hryhoruk z Energy Club. Do czasu pełnoskalowej wojny w Ukrainie występowała nadwyżka wytworzonej mocy, wliczając w to energię źródeł odnawialnych. Zapotrzebowanie na energię sięgało w ostatnich latach 19-20 GW/h, a podczas pandemii blisko 15,5 GW/h.

Jeśli chodzi o bilans energetyczny, to do początku wojny udział produkcji jądrowej w strukturze wytwarzania energii elektrycznej wynosił od 50 do 60%. W Ukrainie pracowały cztery elektrownie jądrowe (AES), gdzie produkowano energię elektryczną w 13 reaktorach jądrowych typu PWR-1000 oraz w 2 reaktorach PWR-440, o łącznej mocy 13,8 GW. Przemysł jądrowy na Ukrainie obejmuje również składowiska odpadów jądrowych, reaktory badawcze, produkcję uranu i strefę czarnobylską po zamkniętej elektrowni. Pozostałych 40% z energii elektrycznej, którą produkowano przed wojną w Ukrainie rozkładała się między elektrownie: wodne, cieplne, szczytowo-pompowe, wiatrowe.

Obecnie produkcja i wykorzystanie energii elektrycznej znacznie się zmniejszyła, w wyniku agresji ze strony Rosji. Zniszczenia przybrały ogromną skalę, doświadcza ich infrastruktura energetyczna, ale też doświadczamy okupacji przez rosyjskich terrorystów ukraińskich elektrowni, w tym Zaporoskiej AES. Przy eksploatacji zagrabionych elektrowni są naruszane wszelkie zasady bezpieczeństwa, które, mogą  doprowadzić do globalnej katastrofy nuklearnej oraz poważnych skutków dla całego regionu.

Z kolei w Europie konsumpcja energii z atomu wynosi 25% w ujęciu uśrednionym. Jako, że niektóre państwa – jak Polska – dopiero rozpoczynają swoją drogę po własne źródła atomowe doświadczenia i zasoby Ukrainy mogą pełnić regionalnie istotną rolę.

Rys historyczny ukraińskiego atomu oraz bieżącą sytuację omówili Olga Kosharna i Ivan Grygoruk. Z czasów Związku Radzieckiego Ukraina otrzymała w spadku 12 energetycznych bloków jądrowych, potężną inżynierię mechaniczną i zdolność budowy urządzeń technicznych. Już w okresie niezależności Ukrainy odbyła się modernizacja wszystkich jądrowych bloków energetycznych, dobudowano też trzy nowe bloki: nr 6 w Zaporoskiej elektrowni jądrowej, nr 2 w Chmielnickiej elektrowni jądrowej oraz nr 4 w Rówieńskiej elektrowni jądrowej.

Rozumiejąc potrzebę całkowitej niezależności od Rosji w przemyśle atomowym oraz powiązane z tym wielkie ryzyko, Ukraina jeszcze w 1992 roku negocjowała z firmą General Atomics z USA, a w 1993 roku – z firmą Westinghouse. W rezultacie w 1994 roku została podjęta decyzja o sporządzeniu protokołu zamiaru współpracy z Westinghouse. To znaczące wydarzenie faktycznie dało początek programowi przejścia pracy elektrowni atomowych z wykorzystaniem rosyjskiego paliwa jądrowego na paliwo jądrowe nowych modyfikacji wg. technologii Westinghouse.

Następnie w 2005 roku paliwo jądrowe Westinghouse najpierw załadowano do bloków energetycznych Południowo-Ukraińskiej AES i częściowo w Zaporoskiej AES, gdzie już w 2019 roku blok energetyczny nr 5 stał się drugim w Ukrainie, który pracuje jedynie na paliwie jądrowym Westinghouse.

Począwszy od 2014 roku, ponieważ zagrożenie pełnoekranową wojną z Rosją narodziło się właśnie wtedy, Ukraina systematycznie rezygnowała z  dostaw towarów oraz usług z Federacji Rosyjskiej. Przed inwazją sprzed roku Ukraina otrzymywała już prawie 50% paliwa jądrowego od innego producenta – nie firmy rosyjskiej a amerykańskiej – Westinghouse. Częściowo więc Ukraina pozostaje zależna od dostaw świeżego paliwa jądrowego od Federacji Rosyjskiej, ale mając umowę z Westinghouse jednocześnie dysponuje zapewnieniem, że będą oni w stanie kompensować straty rynku rosyjskiego, produkując paliwo jądrowe dla reaktorów PWR-1000 oraz reaktorów PWR-440 w blokach energetycznych nr 1 i nr 2 Rówieńskiej elektrowni jądrowej.

Nawiasem mówiąc, w 2019 roku Ukraina stała się pierwszym krajem na świecie, któremu udało się zrealizować projekt dywersyfikacji paliwa jądrowego dla reaktorów typu PWR-1000. Następnie w 2020 roku w kolejce do wykorzystania paliwa jądrowego Westinghouse dla reaktorów PWR-440 była także RówieńskaAES. Jednocześnie opracowywano oraz wdrażano programy towarzyszące dotyczące wprowadzenia technologii zagospodarowania zużytego paliwa oraz budowy centralnego składowiska zużytego paliwa jądrowego.

Ukraina ma unikalne przedsiębiorstwa, które własnym nakładem sił umożliwiły modernizację wszystkich atomowych bloków energetycznych. Jest nim np.: Siewierodonieckie Stowarzyszenie Naukowo-Przemysłowe „Impuls”, które produkuje automatyczne systemy sterowania procesami technologicznymi, urządzenia sterujące kontrolą przepływu neutronów wewnątrz reaktora. Inne przedsiębiorstwa produkujące systemy informatyczno-sterujące, to np.: Stowarzyszenie Naukowo-Przemysłowe „Radij” S.A. w Kropywnyckim. A także Westron Sp. z o.o., ukraińskie przedsiębiorstwo współpracujące z Westinghouse, a także „HARTRON” S.A. w Charkowie. To oznacza, że wszystkie panele kontrolne, we wszystkich elektrowniach jądrowych w Ukrainie, są obecnie produkcji ukraińskiej.

Ukraina posiada konkurencyjne przedsiębiorstwa, które produkują przyrządy dozymetryczne oraz systemy kontrolujące promieniowanie: są to np.: marka Ekotest Naukowo-Produkcyjnego Przedsiębiorstwa Prywatnego „Sparing-Vist Center”, Stowarzyszenie  Naukowo-Przemysłowe „ATOMCOMPLEXPRILAD” Sp. z o.o., Wspólne Przedsiębiorstwo  „Biuro Konstrukcyjne Atomprylad”, korporacja „Ukraińskie urządzenia i systemy atomowe”. Wszyscy znają charkowski „Turboatom” Spółka Akcyjna, który obecnie połączył się z Charkowską Fabryką Maszynową „FED” i „ELEKTROVAZHMASH” DP tworząc „Ukraińskie maszyny energetyczne” S.A. Ukraina ma ogromny potencjał w obszarze produkcji towarów oraz usług do rozwoju własnej energetyki jądrowej, w tym nowych projektów budowlanych. Nawet 70 % towarów oraz usług, oprócz gotowego paliwa jądrowego, Ukraina może dostarczać samodzielnie.

W związku z rosyjską inwazją Siewierodonieckie Stowarzyszenie Naukowo-Przemysłowe „Impuls” przeniosło się do Kijowa. Siewierodonieck został całkowicie zrujnowany, to już druga okupacja Siewierodoniecka od 2014 roku. Kropywnycki „Radii” pracuje tak, jak i wszystkie inne przedsiębiorstwa. Jednak jak wiemy działania wojenne trwają. Charkowski „Turboatom” znalazł się pod ostrzałem, zostały częściowo uszkodzone hale, ale przedsiębiorstwo pracuje.

Do swoich ukraińskich relacji i wspomnień odniósł się Prof. Andrzej Chmielewski: „W jednym z pierwszych moich projektów związany byłem z firmą IBOGEM w Charkowie. Obecnie moi koledzy, który ze mną współpracowali z uwagi na duże zniszczenia w Charkowie i prowadzone działania wojenne musieli przenieść się do Niemiec. Z Panią Olgą Kosharną i jej instytutem mamy podpisanie porozumienie i gościliśmy profesorów z Ukrainy z wykładami, a nasi studenci z Politechniki Warszawskiej jeździli do Czarnobyla, żeby przekonać się, że nie jest taki diabeł straszny jak go malują, a z drugiej strony jest tam dobrze zorganizowany przerób i składowanie odpadów promieniotwórczych. Współpraca polsko-ukraińska była solidna. Później pandemia przerwała te wyjazdy, ale odbywały się wirtualne konferencje.”

Instytut Chemii i Techniki Jądrowej, którego Dyrektorem jest profesor Andrzej Chmielewski, oferuje wsparcie dla doktorantów ukraińskich. A konkretnie dysponuje grantem, dzięki któremu może przyjmować doktorantów na okres 6 miesięcy. Nie muszą oni zmieniać swojego tematu badawczego i w spokojnym klimacie w Polsce mają możliwość kontynuacji doktoratów rozpoczętych na Ukrainie. Z racji, że w Polsce z kolei brakuje kadr dla planowanych inwestycji jądrowych zacieśnianie współpracy naukowej może być wartościowe również dla strony polskiej.

Uran i sankcje

Według danych z 2021 r. Rosja dostarczała wówczas do Unii Europejskiej około 20% uranu na potrzeby elektrowni jądrowych. Jeszcze więcej dostarcza Kazachstan, bo około 23 %. Natomiast Niger jest na 1 miejscu z dostawami rzędu 24%. Nawet Francuzi ze swoim rozwiniętym przemysłem jądrowym, też 20% uranu sprowadzali dotąd z Rosji.

W tym roku, na skutek nieakceptowalnej polityki rosyjskiej, rozpoczęła się dyskusja na temat sprowadzania paliwa jądrowego z Rosji na forum Parlamentu Europejskiego, gdzie we wrześniu ubiegłego roku kilka krajów w tym Polska, Litwa, Łotwa i Estonia wystąpiły o zerwanie wszelkich kontaktów w zakresie technologii jądrowych z Rosją. Niemcy opowiedzieli się też za tym. Potrzebna była jednak jednomyślna zgoda co do sankcji, a 2 kraje: Bułgaria i Węgry nie chciały się na nie zgodzić. Szczególnie, że Węgrzy zaczęli już budować 2 nowe bloki jądrowe w oparciu o kredyty rosyjskie. Sprawa wyplątania się z tych zobowiązań była by dla nich trudna.

W Europie funkcjonuje 18 porosyjskich reaktorów, głównie w Europie Środkowo-Wschodniej, a więc  w Czechach, na Węgrzech, w Bułgaria Słowenia, Słowacja. W tych krajach w przypadku wprowadzenia sankcja na uran z Rosji istniałaby konieczność przestawienia się z paliwem. Problem ten nie dotyczy Rumunii, która produkuje własne paliwo do reaktorów CANDU, działających na uranie naturalnym. W Ukrainie Westinghouse dostarcza już paliwo do 8 różnych bloków. Z czasem będzie to możliwe dla wszystkich 15 bloków. Finlandia już nie musi się obawiać o paliwo z Rosji, bo już go nie sprowadza. Tak samo szwedzki Vattenfall, od 24 stycznia br. skończył sprowadzać paliwo z Rosji – a w Skandynawii postsowiecka infrastruktura jądrowa również istnieje. Paliwem z Rosji wspomagała się dotychczas również Kanada i Australia, są one jednak zdeterminowane aby relacje te zakończyć.

W polskim Świerku, około 25-30 km od Warszawy funkcjonuje badawczy reaktor jądrowy Maria, w którym początkowo wykorzystywane było bardzo wysoko wzbogacone paliwo, gdyż pierwotnie było to 60%. Reaktor został zbudowany przez Polaków, co pokazuje że potrafimy działać w technologiach jądrowych. Pierwsze paliwo było pochodzenia rosyjskiego. Następnie, gdy Amerykanie wprowadzili ograniczenie stopnia wzbogacenia uranu, był on ograniczany i w polskim reaktorze. Odbywało się to progresywnie do 28, później do 22, a teraz jest 19%. W chwili obecnej w Polsce jest jeszcze wykorzystywane paliwo rosyjskie, bo wcześniej decydowały aspekty ekonomiczne. Przez wiele lat byliśmy również członkiem Zjednoczonego Instytutu Badań Jądrowych w Dubnej i wycofaliśmy się dopiero w zeszłym roku na jesieni.

W Świerku jest już uruchomione zasilanie w paliwo francuskie. A zdecydowanie trudniej opracować jest przejście na inne paliwo w reaktorach mniejszych niż dla większych, gdzie są pewne standardy. W Świerku wykorzystujemy neutron Flax, czyli strumień neutronów 10 do 14, którym robi się naświetlanie uranu dla tarczy molibdenowych, żeby uzyskać później technet-99m, który jest używany do badania tarczycy i innych organów. Gdy był czasowo zatrzymany jeden z reaktorów kanadyjskich to Świerk dostarczał około 18% całych dostaw światowych właśnie tych tarcz. Z tym, że tarcze nie były tu lokalnie przerabiane, jechały dalej do Belgii.

Obecnie wydaje się, że z technicznego punktu widzenia przestawienie instalacji jądrowych na paliwo inne niż rosyjskie nie jest wielkim problemem. Nie wiadomo jedynie, czy są do tej zmiany przygotowane wszystkie fabryki, które produkują dziś wzbogacony. Musiały by bowiem one dostarczyć na rynek w szybkim tempie większe ilości paliwa.  

Jak podkreślił profesor Andrzej Chmielewski: „Jeżeli chodzi o paliwo, to na przykład warszawski Instytut, który powstał w 1956 roku, był głównie powołany po to by przerabiać paliwo jądrowe, w tym do uzyskiwania tlenku uranu, czy uranu metalicznego. W zasadzie jak widziałem w Wilmington w Stanach Zjednoczonych fabryka paliwa jądrowego to nie jest olbrzymi zakład, jak na przykład petrochemia czy duża elektrownia. Niektóre te instalacje są niedużo większe niż to, co mieliśmy na hali badawczej w Instytucie. Niemniej etap wzbogacania to jest trudny, bardzo kosztowny proces, charakteryzujący się dużym zużyciem energii elektrycznej. Francuzi na przykład mają 2 stacje wzbogacania i ich 2 elektrownie jądrowe właściwie pracują wyłącznie dla tego systemu wzbogacania.”

Kompetencje do odtworzenia przemysłu jądrowego w Europie, w tym w zakresie wzbogacania uranu, istnieją bo w tej chwili są już dostępne nowoczesne technologie. Są to instalacje-kaskady. Współczynniki wzbogacenia są bardzo niskie, trzeba ten proces wielokrotnie powtarzać. Wobec tego to jest instalacja dość skomplikowana. No i aby podjąć decyzję o budowie instalacji wzbogacania uranu, to ktoś musi później chcieć kupić taki produkt. Jednym słowem – stacje wzbogacania powstają w odpowiedzi na określony popyt, takich instalacji na wyrost się nie buduje.

Technologia stale się rozwija, na przykład w kierunku obróbki laserowej. W Stanach Zjednoczonych istnieje już system do wzbogacania uranu przy użyciu metod laserowych. Polega to na tym, że możemy dokładnie się „wstrzelić” laserem w to, co jonizuje uran i wówczas bardzo łatwo rozdzielić izotopy uranu. Niewykluczone więc, że będziemy rozwijali się w tym kierunku, jeśli chodzi o wzbogacanie uranu.

Z drugiej strony niektóre elektrownie jądrowe są już wyeksploatowane i bliskie zamknięcia. Warto byłoby w obliczu gremialnego odejścia od paliwa rosyjskiego przeprowadzić ocenę, które jednostki atomowe jeszcze będą użytkowane i jak długo będzie się je eksploatować. Być może naturalne zastępowanie starych bloków jądrowych nowymi – wprowadzi również płynnie zmianę paliwa w elektrowniach.

Coraz częściej mówi się, że to etap wzbogacania uranu jest wąskim gardłem, bo samo uzyskiwanie wodoru i uranu nie jest skomplikowanym procesem. Problem jest jednak wciąż politycznych wpływów Rosji. Produkcja w Kazachstanie jest wszak kontrolowana w dużej części przez Rosyjską Państwową Korporację Energii Jądrowej „Rosatom”. W tej chwili świat zachodni poszukuje nowych dróg transportu dla uranu, bo dotychczas około 40% paliwa przechodziło przez Sankt Petersburg. Niedawno utworzono połączenie nad Morzem Kaspijskim, którym można by samolotami przewozić materiały do Europy. Drugi rozważany kierunek jest przez Chiny, ale on by de facto omijał sankcje.

Horyzont czasowy odejścia od rosyjskiego paliwa szacuje się na około 5 lat. Na mniej więcej tyle lat wprzód elektrownie mogą gromadzić paliwo. Jest to możliwe dzięki efektywności paliwa jądrowego. Z jednego grama uranu uzyskujemy mniej więcej tyle energii co z 2-3 t węgla. Czyli dla elektrowni 1000 megawatów, jak APE1000, potrzeba około 25 t paliwa rocznie. Do tej samej mocy elektrowni węglowej potrzebowalibyśmy 3 miliony ton węgla. W tym wypadku gromadzenie paliwa na zapas nie byłoby możliwe. W przypadku atomu, jest to z kolei zwyczajowa praktyka.

Ukraina od dawna buduje atomową niezależność

W Ukrainie projekt zastąpienia rosyjskiego paliwa na paliwo innego producenta rozpoczął się w 2005 roku. Wymiana paliwa następuje w cyklach. Potrzebne są 4 lata do tego, aby cały rdzeń reaktora był obciążony paliwem jednego dostawcy – w tym wypadku Westinghouse. To proces który został przez Ukrainę rozpoczęty już wiele lat temu, jednak uwzględniając ów 4-letnie cykle obecnie jest dobry moment na wykluczenie Rosatomu z procesu dostawy świeżego paliwa jądrowego do 18 reaktorów Europy Środkowej. Gdyby tak się stało za 4-5 lat Stary Kontynent mógł by niemal całkowicie wykorzystywać uran z innych źródeł.

Jeśli chodzi o przewidywany okres eksploatacji ukraińskich elektrowni jądrowych, to raz na dziesięć lat odbywa się przegląd instalacji i sporządzane jest sprawozdanie dotyczące analizy bezpieczeństwa i na tej podstawie przedłużony zostaje (termin eksploatacji) na kolejnych 10 lat.

W USA przedłużono termin eksploatacji jądrowych bloków energetycznych do 80 lat. W Europie również kraje posiadające atom planują dziś dłuższe jego wykorzystywanie (z wyjątkiem Niemiec). W Ukrainie obecnie poddawany wspomnianej analizie będzie pierwszy i drugi blok rówieńskiej elektrowni jądrowej i raczej należy spodziewać się, że ich eksploatacja zostanie wydłużona o kolejnych dziesięć lat, to jest do połowy lat trzydziestych. Z tego powodu paliwo dla reaktorów konstrukcji radzieckiej będzie potrzebne jeszcze do około lat pięćdziesiątych.

Przed pełnoskalową inwazją w 2022 roku Ukraina miała rezerwy paliwa jądrowego produkcji rosyjskiej firmy „TVEL” S.A. Z kolei z firmą Westinghouse Ukraina posiada kontrakt od grudnia 2014 roku, który między innymi przewidywał, że jeśli Rosja odmówi dostawy paliwa jądrowego, a takie ryzyko było realne od 2014 roku, to Westinghouse próbowałby tę lukę wypełnić na bazie zbudowanej w Szwecji dodatkowej linii montażowej zestawów grzewczych skonstruowanych wg. technologii, która pasuje do reaktorów PWR-1000. W Szwecji istnieją więc możliwości produkcji paliwa dla jednostek PWR-1000 obecnych w Europie. Z resztą Czechy do radzieckich reaktorów PWR-440 otrzymywały paliwo od Westinghouse do 2007 roku. Elektrownia jądrowa w Temelinie została uruchomiona z paliwem jądrowym produkcji Westinghouse. Następnie Rosatom wykorzystując mechanizmy korupcyjne oraz nieuczciwą konkurencję na rynku, wypchnął usługi Westinghouse z Czech, a także z Finlandii.

Mimo wszystko te doświadczenia spowodowały, że proces licencjonowania udoskonalonego paliwa Westinghouse (dla ukraińskich reaktorów radzieckich) najsprawniej i najszybciej będzie odbywał się w Czechach oraz Finlandii. Bo te kraje już mają doświadczenie w wykorzystywaniu amerykańskiego paliwa jądrowego.

Podsumowując, ze strony technicznej nie istnieją przeszkody dla nałożenia sankcji na Rosatom. Jest to kwestia polityczna i po części ekonomiczna. Podmioty jak Rosatom, czy Gazprom należy postrzegać jako bezpośrednio wspierające działania wojenne. Do 2022 roku wydawało się wielu decydentom, że nie przetrwamy bez gazu rosyjskiego, ropy rosyjskiej. Tymczasem Europa przetrwała zimę dość bezproblemowo. Dziś musimy zrozumieć, że nawet jeśli rosyjskie paliwo jądrowe, czy usługi dla branży atomowej są tańsze, to jest to cena krwi. Rosjanie okupując ukraińskie elektrownie atomowe w sposób barbarzyński postępowali z ich personelem. Próby przejęcia przez Rosjan instalacji, które nie będą działały według ich schematów, na ich paliwie są w przyszłości mniej prawdopodobne. Stąd konsekwentne dążenie do ustanowienia sankcji dla Rosatomu wydaje się jedynie słusznym kierunkiem.

Współpraca polsko-ukraińska

Uczestniczący w dyskusji Radca Ambasady Ukrainy w Polsce Oleh Kazanishchev poinformował, że wprawdzie specjalnej jednostki do spraw nuklearnych w ramach Ambasady Ukrainy w Polsce nie ma, ale funkcjonuje dział handlowy. Pracownicy o różnych specjalizacjach, w tym w ramach branży energetycznej opiekują się też energią jądrową. Póki co nie ma w planach takiego podziału obowiązków, żeby dedykowana osoba odpowiadała wyłącznie za kierunek jądrowy.

Ale też Ambasada Ukrainy w Polsce jest zdaje się największą placówką dyplomatyczną na świecie. To oczywiście świadczy o tym, że Polska jest liczącym się partnerem. Tym bardziej się po 24 lutym zeszłego roku Polska, okazała się wręcz strategicznym partnerem. Pracownicy Ambasady Ukrainy są bardzo wdzięczni Rządowi i narodowi polskiemu za wsparcie i pomoc Ukrainie.

W obszarze współpracy energetycznej czy planach w tym zakresie – wszystko zmieniło się po rozpoczęciu wojny. Ambasada jako placówka dyplomatyczna odpowiada za rozwój współpracy w różnych kierunkach, w tym w branży energetycznej. Ambasada zaangażowana jest w kilka projektów wspólnych, w różnych segmentach: gazowym, ropy naftowej, jak również energetyki jądrowej. Pracownicy Ambasady uczestniczę w konferencjach, monitorują sytuację rozwoju branży jądrowej w Polsce. Ambasada jest otwarta na rozwój współpracy, w tym na łączenie kompetencji przedsiębiorstw ukraińskich i polskich.

Jeszcze przed zapowiedzią o budowie w kraju nad Wisłą trzeciej elektrowni jądrowej ukazał się raport Polskiego Instytutu Ekonomicznego autorstwa Adama Juszczaka, dotyczący ekonomicznych aspektów inwestycji jądrowych w Polsce, wpływu na biznes, rynek pracy i społeczności lokalne. Już wtedy widać było, że potencjał ekonomiczno-społeczny budowy elektrowni jest całkiem spory. Na pierwsze 2 elektrownie jądrowe, które są planowane w polskim programie energetyki jądrowej, potrzeba około 200 miliardów złotych. Tak średnio można szacować koszty, jakie trzeba będzie na te 2 jednostki ogółem ponieść. Oznacza to, że w tym momencie w Polsce naprawdę bardzo wielkie pieniądze są w grze i biznes będzie się o nie starał. Udział local contentu może według zapowiedzi i przykładów z innych krajów wynieść między 50, a 70%. Pieniądze, które mogą trafić do rodzimego biznesu z tych dwóch inwestycji, to jest nawet do 130-140 miliardów złotych.

Mimo, że w Polsce dotąd w zasadzie nie było rynku dla energetyki jądrowej, firmy zainteresowane działalnością okołoatomową istnieją. Część z nich świadczyła dotąd usługi poza Polską. Natomiast oczywiście są też pewne obszary do nadrobienia, bo części kompetencji nie byliśmy w stanie wykształcić nie posiadając takich inwestycji w Polsce. I to jest potencjalnie okazja do współpracy środowiska polskiego i ukraińskiego.

Z katalogu, który tworzy Ministerstwo Klimatu i Środowiska w Polsce, wynika, że samą tematyką energetyki jądrowej zainteresowanych w Polsce ponad 300 firm. Z czego jedynie niewielka część ma doświadczenie we wcześniejszych inwestycjach jądrowych na całym świecie. Powód jest prosty, to nie są łatwe inwestycje. Wymagane jest posiadanie bardzo wielu różnych certyfikatów. Część przedsiębiorstw – mimo zainteresowania branżą jądrową – na pewno będzie się obawiać, czy będzie mogła temu sprostać. Należałoby więc budować odpowiedni klimat wokół tych inwestycji, umożliwiać współpracę z podmiotami wykwalifikowanymi, zachęcać całe środowisko do rozwoju.

A jest się o co starać. Wystarczy spojrzeć na przykład Francji chociażby, która ma rozbudowany przemysł jądrowy. Gdzie sektor jądrowy zarówno ten wytwarzający energię, jak i sektor firm oferujących usługi dla elektrowni jądrowych czy produkujących komponenty zatrudnia około 400.000 osób. Jest to naprawdę duży kawałek tortu do podziału. Gdybyśmy chcieli spojrzeć na poszczególne sektory, w których rozwój jest najbardziej prawdopodobny to są to chociażby przemysł maszynowy i usługi związane z przemysłem maszynowym, czy elektryka i automatyka, a także obróbka metali. Tutaj mamy potencjał. Reprezentowane są w Polsce firmy, które już wcześniej pracowały przy inwestycjach zagranicznych, stąd ten transfer know how jest jak najbardziej jest możliwy.

W kontekście współpracy z Ukrainą, należy zaznaczyć, że w Polsce brakuje obecnie i dość długo brakować będzie kadr w energetyce jądrowej. Luka kadrowa wynika z tego, że ta inwestycja przez długi czas nie mogła wystartować i część wykształconych specjalistów nie była w stanie znaleźć pracy w kraju. Wyjeżdżali więc za granicę, tylko nieliczni pozostawali na uczelniach naukowo-badawczych. Większość studentów wybiera dziś specjalizację OZE, bo to jest rynek już istniejący i z potencjałem rozwojowym. W przypadku atomu jest ciągle jeszcze duża niepewność, która może powstrzymywać młodych ludzi przed wyborem takiej ścieżki zawodowej. Z kolei kadry ukraińskie istnieją, mają bogate doświadczenie, z pewnością ich zaangażowanie w budowę polskich elektrowni jądrowych byłoby cenne. Współpraca polsko-ukraińska mogłaby z kolei owocować następnie w inwestycjach ukraińskich – modernizacjach aktywów, odbudowie i budowie. W Ukrainie w najbliższych dekadach będzie powstawać bardzo dużo nowych inwestycji. Około 90% ukraińskich wiatraków oraz 50% paneli fotowoltaicznych uległo zniszczeniu ze względu na działania wojenne.  Cała ta infrastruktura będzie wymagała odtworzenia.

Obecność atomu w odbudowie Ukrainy

Obecnie wśród ekspertów i urzędników w Ministerstwie Energetyki Ukrainy, w Narodowej Komisji Regulacji operatora systemu Ukrenergo toczy się dyskusja na temat tego, jaki system energetyczny powinna budować Ukraina po zwycięstwie w wojnie. Jako, że Ukraina jest stroną Traktatu Paryskiego, dotyczącego działań na rzecz ochrony klimatu, a energetyka jądrowa obok energetyki OZE jest nisko emisyjna i przede wszystkim tym atomem Ukraina dysponuje – jego rola w powojennym miksie energetycznym powinna być znacząca. Wiele głosów przemawia za rozwojem zdecentralizowanej generacji energii. W tym z wykorzystaniem  małych i średnich modułowych reaktorów jądrowych. Ukraina deklaruje też, że więcej uwagi niż dotychczas będzie chciała poświęcać elektrowniom wiatrowym.

Przed wojną rozkład generacji energii w OZE zawierał około 75% energetyki słonecznej i 25% wiatrowej. Eksperci twierdzą, że proporcje te powinny być odwrotne, uzupełniane jeszcze biogazem. Symbioza pomiędzy stabilną generacją z atomu i powstającymi w sposób rozporoszony źródłami OZE mogłaby okazać się bardzo skuteczna. Zdaniem Olgi Kosharnej, uczestniczki dyskusji okrągłego stołu ZPP nawet budowa w Chmielnickiej elektrowni jądrowej kolejnych bloków 1000 MW w technologii Westinghouse może nie być tak dobrym rozwiązaniem jakim byłaby budowa reaktorów małych i średnich (modułowych). Opinię tę podziela ukraiński biznes prywatny. Firma DTEK bada aktualnie budowy małych i średnich reaktorów modułowych. Z perspektywy odbudowy energetyki oraz uzyskania komplementarnego systemu energetycznego w Ukrainie kierunek ten wydaje się być bardzo pożądany.

Biznes i atom

Izba Gospodarcza Energetyki i Ochrony Środowiska, którą kieruje Bogdan Pilch, zrzesza ponad 100 podmiotów z szeroko rozumianego sektora energetycznego. W IGEiOŚ reprezentowane są zarówno duże grupy energetyczne, firmy budowlane, jak i przedstawicielstwa firm zagranicznych w Polsce oraz firmy wykonawcze. Organizacja pokrywa cały sektor – od energetyki konwencjonalnej poprzez OZE, branżę wodorową po energetykę jądrową w Polsce. W obszarze inwestycji atomowych koncentrujemy się na maksymalizacji udziału polskiego przemysłu, czyli tak zwanego „local content”. W opinii IGEiOŚ udział ten ma szansę osiągnąć 50%, maksymalnie 60%. Droga do niego jest jednak daleka gdyż zdobycie uprawnień, aby stać się kwalifikowanym wykonawcą czy podwykonawcą, to jest bardzo długi, kosztowny proces. Obecnie w Polsce działa około 80 firm, które mają jakiekolwiek doświadczenie w budowie, jak również w eksploatacji instalacji atomowych.  

Idąc tropem wątku współpracy polsko-ukraińskiej szef IGEiOŚ zwrócił uwagę na kwestie paliwa i jego utylizacji, jako potencjalne obszary dla wspólnego działania. Natomiast na etapie budowy doświadczenia mogą być wykorzystane przez m.in. udział doświadczonych fachowców z Ukrainy. Ze względu na to jednak, że to będzie technologia amerykańska, a doświadczenia z Ukrainy bazują na technologii rosyjskiej transfer wiedzy naturalnie nie będzie 1:1. Jednak pewne procesy są bardzo zbieżne, stąd udział firm czy fachowców z Ukrainy jest jak najbardziej prawdopodobny. Gdyby udał się  Ukraińcom mariaż jądrowy z polskimi firmami, to z pewnością w perspektywie podmioty te miałyby nie budowę jednej elektrowni, ale i potencjał eksportu świadczonych usług. Od ubiegłego roku obserwujemy w pewnym sensie renesans energetyki jądrowej. MMR i SMR to są technologie kompatybilne. Wzajemnie się uzupełniające z pełnoskalowym atomem, a nie konkurujące.

Zainteresowanie polskich firm współpracą z Ukrainą jeśli idzie o sektor energetyczny IGEiOŚ zauważa coraz większe. , zgłasza do nas mnóstwo firm. Dotychczas zgłaszające się do nich podmioty kierowali do Ministerstwa Aktywów Państwowych, które stworzyło już bazę około tysiąca firm.  Niestety inewiele słychać na ten temat aby ten tematy był aktywnie prowadzony, moderowany. Cenna byłaby możliwość podejścia biznesowego do tej współpracy, czyli aby nie politycy, ale przedsiębiorcy przejmowali inicjatywę.  Polsko-Ukraińska Izba Gospodarcza jest również w gotowości do udzielania wsparcia.

IGEiOŚ prowadzi też szkolenia dla firm w zakresie realizacji projektów jądrowych, uczestniczy w spotkaniach i konferencjach branżowych. Przygotowuje wyjazdy studyjne i posiada dobrą relację z aktywnymi na polskim rynku dostawcami technologii, czyli Westinghouse, ale również EDF i KHNP. W swoich działaniach Izba stara się przede wszystkim uzmysłowić zainteresowanym, że proces stania się  podwykonawcą jest bardzo trudny, złożony, wieloletni i kosztowny. Oczywiście nie dla wszystkich, bo każda firma jest na innym etapie rozwoju. W 2022 r. roku w ramach grantu ministerialnego IGEiOŚ prowadził program intensywnych szkoleń. Przypadało 60 godzin dla jednego uczestnika. Przeszkolonych zostało około 180 osób, z około 150 firm. Podczas szkoleń prezentowane były technologie, omawiane wymagania związane z tym, jak zostać podwykonawcą, poddostawcą czy dostawcą w zakresie technologii. Zarówno amerykańska technologia Westinghouse, jak i te od EDF i KHMP zostały uwzględnione. Szkolenia będą kontynuowane 2023 r. Możliwa jest także organizacja tak zwanych suppliers day, gdzie w sposób jasny, klarowny dostawcy technologii pokażą oni ścieżkę – mapę drogową, w jaki sposób można wejść do łańcucha dostaw dla inwestycji jądrowej.

Dotychczas niewiele osób wierzyło w realizację projektu jądrowego i ten sceptycyzm firm i dystans wynikał z faktu, że tyle było w Polsce podejść do tego projektu, że mało kto wierzył że inwestycje te w końcu nabiorą tempa. Wybór partnera technologicznego nie przesądza jeszcze o sukcesie projektu, ale bardzo go uprawdopodabnia. Dziś już wydaje się to przesądzone, że elektrownie jądrowe w Polsce powstaną. Czy w czasie i budżecie to jest zupełnie inne zagadnienie i wymaga odrębnej dyskusji. Energetyka jądrowa jako podstawa i OZE jako uzupełnienie, a w perspektywie również wykorzystanie wodoru – to aktualnie w wielu krajach uznawane jest za pewien standard, model do którego warto dążyć.

Spółdzielnie energetyczne i SMR-y

Zdaniem innego uczestnika dyskusji Roberta Jankowskiego stary system energetyczny, który wykoncypował w XIX wieku, a w Polsce stworzony został w latach 50 się skończył. Te środki techniczne, nowoczesne technologie, które się pojawiły spowodują, że dekompozycja starego systemu następuje na naszych oczach. Dlatego dziś, w opinii rozmówcy ZPP, należy pracować nad tym, żeby powstawał cały zupełnie nowy system  – odzwierciedlający energetykę XXI wieku.

Miałby to być system autonomicznych obszarów wielkości gminy lub dwóch gmin, parafii, które bilansują zużycie energii wewnętrznie. Koncept miałby być oparty na systemie spółdzielczym. To właśnie system spółdzielczy wygrać miał wielką wojnę z Prusakami w Wielkopolsce w XIX wieku. Zdaniem Roberta Jankowskiego najlepszym sposobem na to, żeby ograniczyć korupcję (np. ukraińskich oligarchów) byłoby wybudowanie systemu, gdzie sami spółdzielcy są gospodarzami tego co mają. W ramach tego systemu, takich obszarów autonomicznych, należy integrować od samego początku prąd z ciepłem i elektromobilnością. A ostatnio mówi się też o tym, żeby dołączyć do tego również zdrową żywność i lokalne indywidualne budownictwo, Elementem niezbędnym takiego systemu jest tak zwany stabilizator, czyli źródło prądu z którego pochodzi między 15 do 25% energii. Polskie Forum Klimatyczne ocenia, że w Polsce jest miejsce na docelowo około tysiąc SMRów działających jako ów stabilizator. Resztę potrzeb miałyby zabezpieczać biogazownie, geotermia, hydroenergetyka, albo też instalacje termicznego przetwarzania biomasy. Pewność dostaw energii oraz niskie ceny są tu nadrzędnym celem.

I choć te cele są również priorytetowe w całej Unii Europejskiej, szczególnie na poziomie Komisji Europejskiej i Parlamentu, to jednocześnie ściera się tam bardzo wiele różnego rodzaju interesów. Aby ograniczyć wpływ rozmaitych grup interesu należy  budować lokalną energetykę obywatelską. Nie ma wśród ani Polaków, ani Ukraińców żadnych przeciwwskazań społecznych w kierunku atomu. Jest to bardzo czysta energia z punktu widzenia neutralności klimatycznej, zero emisyjna.

Ważny jest również aspekt komunikacji, dotarcie bezpośrednio do społeczeństwa z przekazem na temat europejskiego „Green Deal”. Nie jest możliwe wstąpienie do Unii Europejskiej, jeżeli państwo kandydujące nie ma jasnego planu osiągnięcia neutralności klimatycznej. W opracowaniu koncepcji transformacji energetycznej w Ukrainie polskie firmy z pewnością mogłyby pomóc. Z drugiej strony na Ukrainie jest bardzo wielu fachowców związanych z energetyką jądrową i przede wszystkim jest tam infrastruktura. Mimo działań wojennych wciąż jednak są fabryki, opracowują oprzyrządowanie. Jeżeli byśmy w Polsce rozwijali na szeroką skalę właśnie systemy SMRów, to jest tu również pole do współpracy.

Rozwój kadr w energetyce jądrowej

W Ukrainie w atomie specjalizują się nawet niektóre szkoły średnie. W Polsce też kiedyś istniało technikum nukleoniczne w otwocku. Aby jednak wyszkolić kadry dla całej branży trzeba w sposób kompleksowy podejść do sprawy. A z drugiej strony sektor jądrowy jest niezwykle regulowaną dziedziną. Każdy gram uranu, plutonu musi być raportować do Unii Europejskiej, nawet jak jest przenoszony z jednego laboratorium do drugiego. W Polsce posiadamy wprawdzie uczelnie badawcze, ale jest ich tylko 10. Bez badań, bez praktyki nie można nauczać, nie da się gwarantować rozwoju. Nasi studenci muszą uczyć się od praktyków. Samo posłanie praktykanta na miesiąc do Stanów Zjednoczonych nie jest wystarczające. Potrzebny jest kompleksowy program nauczania.

Konieczne jest uczestnictwo w projektach europejskich, jak chociażby we współpracy z renomowanymi uczelniami oraz francuskim EDFem. Warto z doświadczeń i szkoleń w innych krajach korzystać. W kontekście współpracy polsko-ukraińskiej w obszarze atomu najważniejsze to jest to, że energetyka jądrowa już pracuje na Ukrainie od wielu lat. Połączenie w ramach wspólnych działań zarówno uczelni na Ukrainie, polskich instytutów badawczych, jak również organizacja szkoleń przemysłowych byłaby bardzo wskazana. Dla przykładu w Charkowie został zbudowany jeden z pierwszych akceleratorów w świecie. Ukraina ma bardzo dobrych fizyków, w tym zaangażowanych w prace Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej.

Mamy też w Polsce dobrze zorganizowaną Państwową Agencję Atomistyki, również współpracującą blisko z MAE, ośrodkami w Europie i Ameryce Północnej. Prowadzonych jest wiele szkoleń, wśród światowych kadr w przemyśle jądrowym słyszy się też i polskie nazwiska. 

Bezpieczeństwo

Politycznie obserwujemy dziś w Polsce zjednoczenie i strony rządowej i opozycji, wszyscy są za energetyką jądrową, włączając w to ugrupowania zielonych. Samorządowcy liczą na miejsca pracy, na zastrzyk środków z inwestycji, rozwój lokalnej przedsiębiorczości. Diametralnie jednak zmieniły się reguły bezpieczeństwa w branży atomowej.

Energetyka jądrowa stała się tak droga, bo wiele instalacji, nawet chemicznych, musi być dziś zabezpieczonych jak elektrownie atomowe. Ten bardziej współczesny system generacji 3+ ma pasywne systemy bezpieczeństwa. Problem katastrofy w Fukushimie polegał na tym, że podczas chłodzenia przez 8 godzin reaktor bronił się sam. Jednak po 8 godzinach, w przypadku nie przywrócenia chłodzenia, może dojść do stopienia się paliwa. W Fukushimie dodatkowo doszło do wybuchów wodoru. Wodór i tlen to jest mieszanina piorunująca. Dziś w większości elektrowni funkcjonują inne systemy bezpieczeństwa. We wspomnianym systemie 3+ plus nawet jak nie ma zasilania w energię elektryczną, to systemy bezpieczeństwa i tak są aktywne. W amerykańskim Westinghouse AP 1000 jak paruje woda to zabiera ciepło i jest też osłona metalowa, która kondensuje wodę. W Fukushimie generatory stały niestety w piwnicach, a fala tsunami miała 13 metrów. Kolejna z elektrowni też miała podobny problem z systemem bezpieczeństwa, ale zdążono przeciągnąć kabel prądowy do elektrowni i przywrócić chłodzenie.

Istotne z punktu widzenia nadzoru nad bezpieczeństwem inwestycji jądrowych jest też posiadanie krajowego „technical support organization”, który dysponowałby panelem ekspertów – od budownictwa, od stali, od chemii. Finlandia ma system zwany STUK i jest to odpowiednik polskiej Państwowej Agencji Atomistyki i posiada do dyspozycji różne instytucje, które np. na zlecenie STUK robią odpowiedni research. Z kolei na Węgrzech jest mocny Instytut i oprócz niego 32 specjalistyczne jednostki, które realizują zadania w obrębie sektora jądrowego. Polska musi rozwinąć taki system.  Państwowa Agencja Atomistyki ustanowiła już tak zwaną autoryzację, o którą mogą wystąpić nie tylko polskie firmy, ale również Ukraina. Dana jednostka dostaje autoryzację i ona będzie miała prawo startować do projektów bezpieczeństwa jądrowego, badań, opracowań czy doradztwa. Kluczowym jest aby nie dopuszczać podmiotów bez referencji, wiedzy, odpowiednich kadr. Aby zapewnić bezpieczeństwo polskiemu sektorowi jądrowemu wszystko to musi zostać dopracowane Doświadczenia ukraińskiego dozoru jądrowego mogłyby być bardzo ciekawe, a więc jak to zostało zorganizowane w Ukrainie.

Impuls dla gospodarki

Tylko 2 elektrownie jądrowe w Polsce według przeliczników OECD stworzyłyby do 40000 miejsc pracy bezpośrednich i pośrednich, oraz w otoczeniu siłowni. Korzyści są ogromne także dla społeczności lokalnych, które trzeba oczywiście na bieżąco informować o planach. Często w przestrzeni publicznej spotyka się pytanie o kanibalizowanie się OZE i atomu, konkurencję mocy wytwórczych – a więc co, jeśli zostaniemy z nadmiarem mocy? Nic takiego się nie stanie. Powód jest prosty, polską gospodarkę będziemy dekarbonizować przez dekady. Aby osiągnąć unijne cele klimatyczne będziemy potrzebować znacznie większą ilość energii elektrycznej niż do tej pory. Jeżeli będziemy chcieli rozwiać elektromobilność lub wodór, to czy to purpurowy z atomu, czy zielony. To będzie wymagało większej produkcji energii elektrycznej. Pompy ciepła i szereg innych innowacji w obrębie gospodarstw domowych i przemysłu zwiększy nasze zapotrzebowanie na energię elektryczną. Nie ma żadnego powodu, żeby podejrzewać, że ukraińska gospodarka po odbudowie, zwłaszcza biorąc pod uwagę, że duża część odnawialnych źródeł energii została w tym kraju zniszczona podczas wojny, nie będzie potrzebować energii, nowych mocy wytwórczych.

Zwłaszcza jeżeli będziemy mówili o wyłączaniu stopniowym jednostek węglowych, czy ograniczeniu jednostek gazowych.  Powinniśmy planować tych reaktorów na tyle dużo, żeby móc zaspokoić swoje zapotrzebowanie w przyszłości i w Polsce i w Ukrainie. Oczywiście w odpowiedniej synergii z odnawialnymi źródłami energii. Nie należy więc przedstawiać projektów SMRowych jako jakąkolwiek konkurencję dla dużego atomu. SMRy jak najbardziej mogą służyć uzupełnieniu źródeł i mają kilka bardzo ciekawych zastosowań, do których można ich użyć. Na przykład systemy ciepłownicze, zwłaszcza w mniejszych regionach. Czy produkcja energii dla dużych zakładów przemysłowych. Natomiast nie będą one w żaden sposób stanowić dużej konkurencji dla pełnoskalowego atomu, który przede wszystkim ma zasilać krajowy system elektroenergetyczny.

Odbudowa ukraińskiej energetyki i przyszłość atomu

Wojna trwa, ale kontynuowane są równolegle dyskusje na temat powojennej odbudowy infrastruktury energetycznej, która jest składową gospodarki państwowej Ukrainy, kandydującej do Unii Europejskiej (UE). Przewiduje się możliwość znacznego zwiększenia zapotrzebowania na energię elektryczną przez różne branże przemysłu.

Tak jak na świecie przez pandemię w latach 2020-2022 oraz wojnę Rosji przeciwko Ukrainie znacznie wzrosła cena gazu, ropy , produktów rafinacji, a co za tym idzie energii elektrycznej – tak i produkcja w przemyśle UE stała się bardzo kosztowna ze względu na znaczący wzrost kosztów oraz wymagania ekologiczne.

Modernizacja obiektów produkcyjnych w istniejących zakładach zawsze wiąże się z czasowym ograniczeniem produkcji lub w ogóle z zatrzymaniem produkcji, co niesie ze sobą ryzyko znacznej utraty pozycji konkurencyjnej na rynku światowym oraz starty finansowe.

Niewykluczone jest zjawisko przenoszenia zakładów w kierunku Polski, Rumunii czy Węgier, a nawet krajów bałkańskich, czy wreszcie do Ukrainy. Kraje te oferują przewidywalne warunki organizacji biznesu i kapitał ludzki. W obrębie Ukrainy również obserwowana jest migracja przemysłu – już w okresie trwającej wojny wiele państwowych przedsiębiorstw zdążyło przenieść swoje produkcje do centralnych lub zachodnich obwodów Ukrainy, a w czasie powojennym wydaje się, że ta tendencja będzie tylko wzrastać. Zdaniem Ivana Grygoruka zakres wykorzystania energii elektrycznej po wojnie nie tylko wróci na poziom sprzed wojny, a nawet wzrośnie w przybliżeniu o co najmniej 30%. Natomiast dojdzie do pewnego przebiegunowania generacji energii i jej konsumpcji – cała infrastruktura fizycznie i technologicznie zbliży się do Europy.

W styczniu br. Gabinet Ministrów Ukrainy wydał zgodę na rozpoczęcie budowy dwóch nowych reaktorów AP 1000. Bloki będą montowane w Chmielnickiej elektrowni AES.  Dostawcą ma być Westinghouse. Ukraina ma ambitne plany w zakresie rozwoju przemysłu atomowego – w kraju planowana jest budowa 9 nowych bloków AP 1000.

Pierwsza z przyczyn budowy nowych reaktorów jest bardziej polityczna – jest to strategia budowania niezależności poprzez dywersyfikację dostaw i technologii jądrowych w Ukrainie.

Druga przyczyna – to podwyższenie poziomu bezpieczeństwa eksploatacji istniejących reaktorów jądrowych poprzez wykorzystanie nowych modyfikacji paliwa jądrowego, budowa nowych reaktorów trzeciej, a w przyszłości czwartej generacji z ostatecznym celem dalszej likwidacji przestarzałych bloków energetycznych AES oraz wprowadzenia technologii zarządzania zużytym paliwem jądrowym.

Najstarszy z pracujących reaktorów jądrowych w Ukrainie dopuszczono do użytku w 1980 roku,  najmłodsze dwa bloki energetyczne w 2004 roku, a data zakończenia terminu eksploatacji najnowszych przypada na 2035 roku. Ukraińskie reaktory, zarówno  PWR-440, jak i PWR-1000 należą do drugiej generacji, którą na świecie dawno uważa się za przestarzałą.

Warto zaznaczyć, że reaktory jądrowe AP1000 znacznie różnią się od PWR-1000 następującymi, podstawowymi cechami:

– zmniejszenie kosztów całościowych oraz krótszy czas budowy;

– wyższy wskaźnik wykorzystania mocy oraz dłuższy okres działania;

– bardziej niezawodna konstrukcja, która jest prostsza w obsłudze w procesie eksploatacji i która jest mniej podatna na skutki ryzyka operacyjnego;

– niskie prawdopodobieństwo wypadku związane z roztopieniem strefy aktywnej;

– zwiększone spalanie paliwa, które zapewnia wyższą wydajność i zmniejszenie ilości odpadów;

– wykorzystanie pochłaniaczy spalania w celu wydłużenia żywotności ogniw paliwowych;

– mniejszy wpływ na środowisko.

Ukraina ma wszystko poza stanem pokoju, co jest potrzebne do dalszego rozwoju przemysłu atomowego. Dysponuje potencjałem naukowym, prawie 50-letnim doświadczeniem w użyciu AES, rozwiniętą infrastrukturą materiałową oraz techniczną. Ukraina zajmuje 12 miejsce pod względem wielkości zasobów i 11 w produkcji uranu na świecie. Ma zorganizowaną logistykę dostaw paliwa jądrowego, aktywnie wprowadza strategie związane z bezpiecznym postępowaniem z wypalonym paliwem jądrowym z reaktorów energetycznych. Charakteryzuje się też ogromnym kapitałem profesjonalistów w obrębie przemysłu atomowego.

Ukraina od 30 lat walczy o możliwość budowy nowoczesnych reaktorów jądrowych. Jest to bardzo trudny, ale uzasadniony szlak, na którym zdobywa bezcenne doświadczenie, którym chętnie będzie się dzieliła z partnerami takimi jak Polska.

 

Zobacz: 01.03.2023 Energetyka jądrowa – doświadczenia Ukrainy dla Polski

Warszawa, 9 lutego 2023 r. 

 

Memorandum ZPP: wobec dramatycznego wzrostu kosztów prowadzenia działalności, potrzebujemy pakietu dla mikrofirm

 

Synteza:

• Polscy przedsiębiorcy od 2020 r. zmagają się z licznymi kryzysami i rosnącymi kosztami działalności gospodarczej. Odbija się to bezpośrednio na ich sytuacji finansowej. W samym tylko pierwszym półroczu 2022 r. 161 tysięcy firm zawiesiło działalność gospodarczą, a 104,3 ją zamknęło.
• W tym roku polskie firmy czekają kolejne wzrosty cen energii i innych kosztów prowadzenia działalności, a także dodatkowa, druga podwyżka płacy minimalnej.
• W szczególnie trudnej sytuacji są najmniejsze firmy – mikroprzedsiębiorcy. Jeśli chcemy uniknąć fali kolejnych bankructw i upadłości, potrzebujemy pakietu rozwiązań poprawiających sytuację finansową mikrofirm.
• Problem nadmiernie obciążających najmniejsze firmy ryczałtowych składek na ZUS możemy rozwiązać poprzez likwidację ograniczenia czasowego dla tzw. małego ZUS-u plus. Rozważyć należałoby także waloryzację progu przychodowego uprawniającego do skorzystania z preferencji (w tej chwili jest to 120 tys. zł).
• Aby obniżyć pozapłacowe koszty pracy dla mikrofirm, proponujemy zwolnienie ich z obowiązku opłacania składek na Fundusz Pracy, a także obniżenie o połowę wysokości składek rentowych płaconych przez mikrofirmy za pracowników.
• Rozważyć należy dalsze zmiany w regulacjach wprowadzonych „Polskim Ładem” – proponujemy obniżyć składkę zdrowotną mikroprzedsiębiorców na skali podatkowej z 9% do 6% oraz podwyższyć limity oraz kwoty odliczeń składek od dochodu w przypadku podatników rozliczających się podatkiem liniowym i ryczałtem od przychodów ewidencjonowanych.
• Proponujemy ponadto, aby w przypadku pracowników zatrudnianych przez mikroprzedsiębiorców zasiłek chorobowy był wypłacany od pierwszego dnia niezdolności pracownika do pracy.
  
  

Wstęp – trudne czasy dla polskich firm.

Ostatnie lata nie były łatwe dla polskiej przedsiębiorczości, szczególnie dla najmniejszych firm należących do sektora MŚP. Pierwszym poważnym zagrożeniem była dla nich pandemia COVID-19 wraz z ograniczeniami, jakie za sobą niosła. Doprowadziła ona do upadku licznych przedsiębiorstw, zaś te które przetrwały w wielu przypadkach borykały się z problemami związanymi z płynnością finansową. Kolejne trudności przyniosła największa od lat nowelizacja prawa podatkowego – Polski Ład. Przepisy te były nieprzemyślane, szkodliwe i doprowadziły do ogromnego chaosu zarówno wśród przedsiębiorców, księgowych, jak i samych organów podatkowych. Choć udało się je w znacznej mierze poprawić w ciągu roku podatkowego, to pierwsza połowa 2022 r. była okresem dużej niepewności polskiego biznesu, a i dziś liczne normy podatkowe budzą uzasadnione zastrzeżenia. 2022 rok to również czas wzrostów cen gazu, energii elektrycznej i paliw. W wielu przypadkach podwyżki dla przedsiębiorców były kilkukrotne. Wiązało się to oczywiście ze znaczącym wzrostem inflacji, szczególnie po agresji rosyjskiej na Ukrainę w lutym 2022 r. Wojna wiązała się też z zerwanymi łańcuchami dostaw (co stanowiło problem już od czasów pandemii). Spirala inflacyjna napędza również wzrost wynagrodzeń, a w 2023 r. mamy do czynienia z rekordową podwyżką płacy minimalnej oraz składek na ubezpieczenia społeczne dla przedsiębiorców. Wszystko to przekłada się na znaczący wzrost kosztów prowadzenia działalności gospodarczej. Ostatnie lata są bez wątpienia wyjątkowo trudne dla polskiej przedsiębiorczości – szczególnie dla sektora MŚP.

Problemy wskazane powyżej znalazły odzwierciedlenie w danych statystycznych. Ministerstwo Rozwoju i Technologii wskazuje, że w samym tylko pierwszym półroczu 2022 r. 161 tysięcy firm zawiesiło działalność gospodarczą, a 104,3 ją zamknęło (blisko 29% więcej niż w analogicznym okresie 2021 r.). Ponadto aż 69% przedsiębiorców uważa, że w pierwszym półroczu 2022 r. warunki prowadzenia biznesu pogorszyły się[1]. Dane te wskazują również na bardzo niepokojący fakt – w chwili obecnej niemal co siódmy przedsiębiorca, a wśród najmniejszych (mikoroprzedsiębiorstw) co szósty, zawiesił działalność gospodarczą[2]. Wiele spośród tych firm nigdy nie wróci do działalności na rynku i zostanie wykreślonych z rejestru CEIDG „z urzędu”.

Inne dane wskazują, że od stycznia do końca października 2022 r. do CEIDG wpłynęło 157,7 tysiąca wniosków dotyczących zakończenia jednoosobowej działalności gospodarczej. Czyli 17,1% więcej niż w analogicznym okresie 2021 r.[3]. W tym samym okresie do CEIDG wpłynęło 278,1 tysiąca wniosków o zawieszenie jednoosobowej działalności gospodarczej. To o 31,1% więcej niż w analogicznym okresie poprzedniego roku[4]. Polskie firmy coraz częściej zmuszane są do zamknięcia działalności gospodarczej i potrzebują pilnej pomocy, nie poprzez bezpośrednie dopłaty, a przez zmiany systemowe, które pomogą zmniejszyć koszty ponoszone przez najmniejsze podmioty działające na rynku.

Pakiet pomocy polskiemu sektorowi MŚP.

1. „Ulga na start” i „Mały ZUS”

Jednymi z największych benefitów dla nowych przedsiębiorstw są Ulga na start i Mały ZUS oraz Mały ZUS+. Z Ulgi na start mogą skorzystać nowi przedsiębiorcy (albo powracający do prowadzenia firmy po 60 miesiącach kalendarzowych od ostatniego jej zawieszenia lub zakończenia prowadzenia działalności) wpisani do CEIDG przez 6 pełnych miesięcy kalendarzowych. W tym okresie nie płacą oni składek na ubezpieczenia społeczne (wciąż muszą jednak opłacać ubezpieczenie zdrowotne).

Drugie rozwiązanie to Mały ZUS. Pozwala on nowym przedsiębiorcom w okresie pełnych 24 miesięcy od rozpoczęcia działalności bądź skorzystania z Ulgi na start płacić składki na ubezpieczenia społeczne w preferencyjnej wysokości. Standardowo składki odprowadzane są od zadeklarowanej podstawy nie niższej niż 60% prognozowanego przeciętnego wynagrodzenia brutto, zaś w przypadku Małego ZUS podstawą może być kwota nie niższa niż 30% minimalnego wynagrodzenia. Wysokość składki na poszczególne ubezpieczenia to odpowiedni procent zadeklarowanej podstawy, np. dla ubezpieczenia emerytalnego w przypadku Małego ZUS w najniższej kwocie będzie to 19,52% pomnożone przez 30% minimalnego wynagrodzenia.

Istnieje możliwość dodatkowego skorzystania z preferencyjnych składek ZUS dzięki programowi Mały ZUS+ skierowanemu do firm, które uzyskały w poprzednim roku przychody nie większe niż 120 000 zł. Firmy takie mogą korzystać tych samych udogodnień jak w przypadku Małego ZUS przez maksymalnie 36 miesięcy w ciągu kolejnych 60 miesięcy kalendarzowych prowadzenia działalności gospodarczej. Co ważne, do tego okresu wlicza się również czas korzystania z Małego ZUS. Zatem realnie w większości przypadków program ten pozwala wydłużyć Mały ZUS o dodatkowy rok.

PROPONOWANE ROZWIĄZANIE

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców proponuje likwidację ograniczeń czasowych dla możliwości korzystania z programu Mały ZUS.

UZASADNIENIE

Program Mały ZUS pomaga nowym firmom w początkowym okresie działalności, gdy większość z nich stara się rozwinąć, budować bazę klientów i kapitał niezbędny dla dalszego funkcjonowania. Jest to rozwiązanie bardzo korzystne, które ułatwia trudne początki. Niemniej jednak na rynku istnieje bardzo duże grono firm, które nawet w późniejszym okresie nie uzyskują wysokich przychodów. Są to najczęściej małe, jednoosobowe działalności usługowe, rzemieślnicze, czy handlowe. Wiele z tych osób ceni sobie niezależność i nie chcą pracować „na etat”. Oddają się swojej pasji, czyniąc z niej swój zawód. Ponadto wiele firm, które przeważnie uzyskują wyższe dochody, miewa przejściowe trudności finansowe, spowodowane np. spadkiem liczby zleceń. Niestety podmioty te z preferencyjnych składek mogą korzystać jedynie przez ograniczony czas na zasadach programu Mały ZUS i Mały ZUS+. Gdy muszą zacząć opłacać składki na ubezpieczenia w pełnej wysokości, często okazuje się to niemożliwe, gdyż po uiszczeniu opłat i podatków z uzyskiwanych przychodów pozostaje jedynie niewielka kwota, która nie pozwala na utrzymanie siebie i rodziny.

Problem ten stał się szczególnie widoczny w ciągu ostatnich lat. Początkowo pandemia COVID-19 w bardzo istotny sposób uderzyła w najmniejszych przedsiębiorców, którzy nie dysponowali kapitałem umożliwiającym przetrwanie ciężkich czasów, a tym bardziej dokonywania opłat związanych z obciążeniami publicznymi. Ostatni rok natomiast wiąże się z inflacją oraz ogromnym podwyższeniem kosztów prowadzenia działalności gospodarczej w postaci opłat za gaz, energię elektryczną, kosztów najmu etc. W 2023 r. doszło także do rekordowego wzrostu opłat na samo ubezpieczenie społeczne, które jest przecież powiązane z przeciętnym wynagrodzeniem za pracę. W związku z tym, aby umożliwić działalność gospodarczą również tym podmiotom proponujemy, aby program Mały ZUS nie posiadał ograniczeń czasowych. Postulujemy, aby to przedsiębiorca w każdym miesiącu mógł decydować, czy stać go w tej chwili na opłacenie składek jedynie od podstawy stanowiącej 30% minimalnego wynagrodzenia, czy też może sobie pozwolić na odprowadzenie wyższej składki.

2. Obniżenie składki rentowej opłacanej przez mikroprzedsiębiorców.

Jednym z ubezpieczeń społecznych, które jest dużym obciążeniem dla pracodawcy jest ubezpieczenie rentowe. Składka w tym przypadku wynosi łącznie 8% podstawy wymiaru składki i opłacana jest przez pracownika w wysokości 1,5% oraz przez pracodawcę w wysokości aż 6,5%.

PROPONOWANE ROZWIĄZANIE

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców proponuje obniżenie składki rentowej opłacanej przez mikroprzedsiębiorców za siebie i za pracowników o połowę (do poziomu 3,25%). Druga połowa tej składki mogłaby być refundowana ze środków publicznych.

UZASADNIENIE:

Pracodawca płaci 6,5% podstawy wymiaru składki ubezpieczenia rentowego za swoich pracowników. Dla najmniejszych firm jest to bardzo duża kwota, która w sposób istotny zwiększa koszty pracy. Uwzględniając minimalne wynagrodzenie za pracę w lutym 2023 r., składka wynosi około 225 zł miesięcznie. W przypadku przeciętnego wynagrodzenia w sektorze przedsiębiorstw w grudniu 2022 r. (7329,96 zł) składka rentowa opłacana przez przedsiębiorcę za pracownika to już około 475 zł. Obniżenie składki rentowej pozwoli w istotny sposób ograniczyć koszt zatrudniania pracownika. Wskazać bowiem należy, że w przypadku nawet najniższego wynagrodzenia, które obecnie wynosi 3490 zł, pracownik otrzymuje kwotę netto nieco powyżej 2700 zł, zaś koszt pracodawcy to już ponad 4200 zł. Zatem w przypadku tylko minimalnego wynagrodzenia Państwo, w różnej postaci, otrzymuje około 1500 zł miesięcznie tytułem składek i podatków.

3. Składki na Fundusz Pracy i Fundusz Solidarnościowy.

W ostatnich latach wysokość kosztów prowadzenia działalności gospodarczej rośnie radykalnie. W 2023 r. rekordowo wzrosły składki na ubezpieczenie społeczne przedsiębiorców, rosną koszty opłat za media takie jak gaz i energia elektryczna. Rosną koszty najmu. Rośnie minimalne wynagrodzenie za pracę oraz przeciętne wynagrodzenie w gospodarce. Wszystko to przekłada się na coraz większe trudności z utrzymaniem płynności finansowej przez najmniejsze podmioty. Rozwiązaniem częściowo łagodzącym wzrost kosztów może być odstąpienie od pobierania składki na Fundusz Pracy i Fundusz Solidarnościowy od mikroprzedsiębiorców.

PROPONOWANE ROZWIĄZANIE

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców proponuje likwidację obowiązku opłacania składki na Fundusz Pracy i Fundusz Solidarnościowy dla mikroprzedsiębiorców.

UZASADNIENIE:

Koszty prowadzonej działalności gospodarczej, które rosną z roku na rok uniemożliwiają wielu najmniejszym przedsiębiorstwom utrzymanie się na rynku. Pozostali zaś potrzebują kapitału, aby mogli się rozwijać i prowadzić dalsze inwestycje. Odciążenie przedsiębiorców kosztami związanymi ze składkami na Fundusz Pracy i Fundusz Solidarnościowy pozwoli rozwijać się najmniejszym firmom, a w konsekwencji będzie stymulowało polską gospodarkę. Wskazujemy, że nasza propozycja dotyczy najmniejszych mikroprzedsiębiorców. Rozwiązanie to jest zatem kierowane do podmiotów najbardziej narażonych w naszej gospodarce. Wskazać także należy, że składki na wskazane fundusze opłacane są wyłącznie przez przedsiębiorcę, nie pracownika.

4. Obniżenie wysokości składki zdrowotnej dla samozatrudnionych i mikroprzedsiębiorców.

Jedną z najbardziej kontrowersyjnych zmian wprowadzonych w Polskim Ładzie była zmiana zasad odprowadzania składki zdrowotnej. Nowe rozwiązania nie pozwalają odliczyć składki na ubezpieczenie zdrowotne na takich samych zasadach, jak miało to miejsce jeszcze 2021 r. Rozwiązanie to powoduje, że zaprzepaszczona zostaje znaczna część korzyści wynikających z wprowadzenia podwyższonej kwoty wolnej od podatku oraz podwyższonego progu, od którego płacimy wyższy podatek w przypadku rozliczania na zasadach skali podatkowej.

PROPONOWANE ROZWIĄZANIE

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców proponuje, aby w przypadku osób samozatrudnionych i mikroprzedsiębiorców obniżyć składkę zdrowotną w przypadku skali podatkowej z 9% do 6%. Proponujemy także podwyższenie limitu pomniejszenia podstawy opodatkowania w ryczałcie ewidencjonowanym do 75% oraz zwiększenie kwoty, którą można odliczyć od podstawy opodatkowania (dochodu) do 14.000 zł wartości zapłaconych składek zdrowotnych w podatku linowym.

UZASADNIENIE:

Koszty związane ze składką zdrowotną dla osób samozatrudnionych i najmniejszych przedsiębiorców są często istotną częścią ich budżetów. W czasie bardzo wysokiej inflacji i rosnących kosztów działalności gospodarczej zasadnym jest umożliwienie najmniejszym przedsiębiorcom obniżenia tych kosztów.

5. Zmiana zasad wypłacania zasiłku chorobowego.

Pracownikowi, który jest niezdolny do pracy przez pierwsze 33 dni przysługuje tak zwane „wynagrodzenie chorobowe”. Wypłacane jest ono przez pracodawcę. Dopiero od 34 dnia zwolnienia wypłacany jest „zasiłek chorobowy” z ZUS.

PROPONOWANE ROZWIĄZANIE

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców proponuje, aby od pierwszego dnia niezdolności do pracy pracownika zatrudnionego przez mikroprzedsiębiorcę przysługiwał mu zasiłek chorobowy.

UZASADNIENIE:

Ponieważ zdecydowana większość nieobecności pracownika w pracy z powodu choroby trwa mniej niż 33, to kosztami tych zdarzeń obciążani są w zdecydowanej większości przedsiębiorcy, nie Zakład Ubezpieczeń Społecznych. Dzieje się tak pomimo tego, że pracownicy płacą przecież stosowne ubezpieczenie chorobowe wynoszące aż 2,45% podstawy wymiaru składki. Wielu z nich w całej swojej karierze zawodowej nie skorzysta w praktyce z zasiłku chorobowego, a jedynie wynagrodzenia chorobowego.

Podsumowanie

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców przedstawia powyższe propozycje w nadziei na rozpoczęcie szerokiej debaty publicznej nad obecnym systemem ubezpieczeń społecznych i zdrowotnych, który hamuje przedsiębiorczość i uderza w najmniejsze firmy na naszym rynku. Sytuacja gospodarcza naszego kraju, który od trzech lat zmaga się z ciągłymi kryzysami w sposób istotny dotyka sektor MŚP, szczególnie mikroprzesiębiorców. Potwierdzają to liczne dane statystyczne, które wskazują, że coraz więcej przedsiębiorców zmuszanych jest do zawieszenia bądź zamknięcia działalności gospodarczej. Łączny koszt realizacji wszystkich wskazanych w dokumencie postulatów szacujemy na ok. 20 – 25 mld zł rocznie. Byłaby to realna pomoc dla najmniejszych firm w całej Polsce. Obawiamy się, że brak zdecydowanych działań skutkować może ulicami pełnymi pustych witryn i opuszczonych lokali, a więc poważnym kryzysem polskiej mikroprzedsiębiorczości.

***

[1] https://www.money.pl/gospodarka/firmy-zwijaja-zagiel-dramatyczne-dane-6835208485485248a.html (dostęp na dzień 01.02.2023 r.).

[2] https://forsal.pl/biznes/firma/artykuly/8641001,jednoosobowa-dzialalnosc-gospodarcza-koszty-prowadzenia-w-polsce-raport.html (dostęp na dzień 01.02.2023 r.).

[3] https://www.money.pl/gospodarka/kryzys-uderzyl-w-male-firmy-masowo-sie-zamykaja-z-miesiaca-na-miesiac-jest-gorzej-6850203369155392a.html (dostęp na dzień 01.02.2023 r.).

[4] https://www.infor.pl/prawo/gmina/dzialalnosc-gospodarcza/5638794,jednoosobowe-firmy-likwidacja-2022-prognozy-2023.html (dostęp na dzień 01.02.2023 r.).

 

Zobacz: 09.02.2023 Memorandum ZPP wobec dramatycznego wzrostu kosztów prowadzenia działalności, potrzebujemy pakietu dla mikrofirm

Warszawa, 18 stycznia 2023 r. 

 

Memorandum ZPP: Stan ukraińskiej infrastruktury energetycznej w kontekście współpracy polsko-ukraińskiej

Od października ub. roku Rosja w sposób planowy i systematyczny niszczy infrastrukturę krytyczną Ukrainy. Odsetek zrujnowanej infrastruktury energetycznej stale rośnie i według rozmówców ZPP już w okresie przedświątecznym przekraczał 60%. Rosja próbuje w ten sposób wziąć na zakładnika cały naród ukraiński, w tym – próbujących mimo wszystko funkcjonować – przedsiębiorców. W połowie grudnia 2022 r. w ramach prowadzonego przez Związek Przedsiębiorców i Pracodawców projektu „Europe-Poland-Ukraine. Rebuild Together” Forum Energii ZPP zorganizowało spotkanie w formule okrągłego stołu poświęcone zagadnieniu: „Energetyka w kontekście odbudowy Ukrainy”.

W spotkaniu udział wzięli przedstawiciele przedsiębiorstw energetycznych, organizacji zaangażowanych we wsparcie dla Ukrainy, jak również branżowi eksperci reprezentujący stronę ukraińską i polską. A wśród nich zaproszeni goście specjalni:

• Mateusz Domian p.o. Dyrektora Przedstawicielstwa PKN ORLEN na Ukrainie oraz Dyrektor Przedstawicielstwa Orlen Lietuva na Ukrainie
• Sławomir Gładykowski, Wiceprezes Zakładu Wykonawstwa Sieci Elektrycznych MEGAPOL S.A.
• Oleksandr Kharchenko, Managing Director w Energy Industry Research Center
• Wojciech Tabiś, Dyrektor w Polskim Towarzystwie Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej
• Tomasz Tomasiak, Dyrektor Departamentu Transformacji Energetycznej w Polskim Funduszu Rozwoju
• Vadim Utkin, Innovation Manager i Energy Storage Lead w Grupie DTEK

Prowadząca spotkanie, Dyrektorka Forum Energii ZPP Dominika Taranko poprosiła na wstępie o zilustrowanie bieżącej sytuacji na Ukrainie. Uczestnicy spotkania usłyszeli między innymi, że Rosjanie niszczą zasoby energetyczne w sposób metodyczny. Świadomie dobierają cele ataków rakietowych w taki sposób by uniemożliwić funkcjonowanie sieci elektroenergetycznej. Służby starające się minimalizować skutki bombardowań i wykonywać bieżące remonty pracują 24/7, jednak w wielu przypadkach odtworzenie urządzeń i ich połączeń staje się niemożliwe. Sytuacja ta wynika m.in. z braku zamienników, w oparciu o które można by było przeprowadzić naprawy. Z uwagi na brak standaryzacji wśród ukraińskich rozwiązań sieciowych niektóre komponenty są trudno dostępne, nawet w skali świata. W tych wypadkach nie cena gra rolę, ale czas. Deklaracja dostarczenia danego np. transformatora w okresie od kilku tygodni do kilku miesięcy niespecjalnie wchodzi w grę w sytuacji zbliżających się niskich zimowych temperatur. I choć aura dotychczas bezwzględnie pomagała (wyższe od lat wcześniejszych średnie temperatury powietrza) to i tak sytuacja jest dramatyczna.  

Z powodu braku normalnego zaopatrzenia w energię elektryczną ukraiński biznes, ukraińska produkcja bardzo ucierpiały. To gigantyczny cios dla gospodarki. Ja zapewniał Oleksandr Kharchenko, Managing Director w Energy Industry Research Center: – „Prowadzimy rejestr wszystkich szkód, wyrządzonych przez ataki rakietowe i będziemy domagać się od Rosji pełnego odszkodowania.” Zanim jednak to nastąpi ludzie i ich firmy muszą jakoś przetrwać. Z obserwacji naszych rozmówców wynika, że biznes jest bardzo elastyczny. Na przykładzie Kijowa widać, że nawet w całkowicie odłączonej od prądu dzielnicy można znaleźć restauracje, sklepy, punkty handlowo-usługowe, gdzie pracują małe agregaty prądotwórcze. Zapewnią one działanie kasy, sklep sprzedaje dzięki temu towary, w kawiarni można napić się kawy, a klienci mają dostęp do energii elektrycznej, dzięki czemu mogą naładować różne urządzenia i telefony.

– „Biznes różnych rozmiarów wychodzi naprzeciw ludziom, wspierając ich, zaopatrując się w małe agregaty. Dostosowuje się do sytuacji na tyle, na ile jest to możliwe, aby zachować miejsca pracy i nadal zarabiać. Jestem pod wrażeniem tego, jak Kijów radzi sobie z odłączeniem zasilania, jak radzi sobie Odessa, jak szybko przedsiębiorcy w Dnieprze połączyli siły i zamówili ogromną liczbę agregatów prądotwórczych, aby zaopatrzyć w prąd małe firmy. W mieście nie brakuje teraz agregatów, które byłyby w stanie zapewnić światło w niedużym prywatnym domu.” – komentował Oleksandr Kharchenko.

Sytuacja jest bardzo dynamiczna. Gdy w danej chwili czegoś Ukraińcom brakuje – już po tygodniu lub dwóch pojawiają się oferty sprzedaży.  Jeśli pojawia się popyt na dane produkty i są one stosunkowo łatwo dostępne za granicą, szybko na Ukrainę docierają. Firmy, szczególnie te mniejsze, potrafią się błyskawicznie zorganizować i w niekończącym się potoku wwożą towary na Ukrainę.

Natomiast, jeśli chodzi o średnie i duże przedsiębiorstwa, to bez wątpienia sytuacja jest niezwykle trudna, ponieważ zapewnienie ciągłości produkcji i ich normalnego funkcjonowania w obecnych warunkach nie jest możliwe.

Obraz sytuacji na Ukrainie uzupełnił również Vadim Utkin, Innovation Manager i Energy Storage Lead w Grupie DTEK: – „To wszystko na temat małych firm jest bardzo słusznie powiedziane. Kijów i inne miasta „żyją”. Nie zamierzamy się poddawać. Nadal można napić się bardzo smacznej kawy. Jeśli chodzi o duży biznes, tu podam przykład. Mamy produkcję transformatorów na Ukrainie. Na przykład w zakładzie Zaporozhtransformator (ZTR). To bardzo duże przedsiębiorstwo. Zamówiliśmy u nich kilka transformatorów. Oni nawet mogą podjąć się naprawy uszkodzonego sprzętu. Natomiast problem polega na tym, że oni też nie mają energii. Spójrzcie, jak to wszystko jest ze sobą połączone. Nie możemy szybko przywrócić do działania naszego sprzętu nawet w oparciu o lokalny łańcuch usług na Ukrainie, ponieważ nie ma energii. Duży biznes nie może funkcjonować w oparciu o mały agregat prądotwórczy. Duży biznes to megawaty mocy, które trzeba im dostarczyć. A póki co nie ma do tego warunków.”

Nasi rozmówcy pytani o ich wizję przyszłości, a więc odbudowy infrastruktury energetycznej Ukrainy podkreślają, że na pewno nie będzie ona przywracana jeden do jednego. Pierwszym z powodów jest to, że z pewnością po wojnie zmieni się mapa konsumpcji. Na przykład, miasto Mariupol zostało doszczętnie zniszczone wraz ze wszystkimi zakładami produkcyjnymi, które tam funkcjonowały. Wszyscy duzi odbiorcy energii, którzy tam działali zostali zniszczeni. Czy możliwe jest więc przywrócenie takiego jak przed wojną łańcucha dostaw? Z pewnością nie.

Ponadto branżowi eksperci są dziś przekonani co do tego, że ukraińska infrastruktura energetyczna będzie odbudowywana bez węgla. Rekonstrukcja jednostek wytwórczych oraz sieci dystrybucyjnych i przesyłowych będzie odbywała się na zasadach Zielonego Ładu (ang. Green Deal) i według standardów na jakich powinna rozwijać się europejska sieć energetyczna. Jest to dziś wspólne postrzeganie dla każdego, kto pracuje w energetyce na Ukrainie.

Kolejnym aspektem koniecznym do uwzględnienia w procesie obudowy ukraińskiej infrastruktury krytycznej, jest stałe branie pod uwagę zagrożenia ze strony północnego sąsiada. Obecność moskiewskiego ryzyka terrorystycznego stale towarzyszyć będzie Ukrainie. To powoduje, że jest ona zmuszona odbudowywać sieć energetyczną w sposób gwarantujący w przyszłości bezpieczeństwo dostaw.

Ukraińcy nie myślą jednak o systemie wyspowym, o lokalnych systemach przesyłowo-dystrybucyjnych. Przekonani są, że system musi być wspólny i połączony. Najważniejsze jednak aby ogniwa tego systemu były jak najbardziej niezawodne, jak najbardziej odporne na ewentualne przyszłe ataki. Dyskusje na ten temat prowadzone są już teraz na najwyższym poziomie w państwie. Celem jest taka odbudowa systemu by był on jak najmniej wrażliwy na ingerencje z zewnątrz.

Ogólna wizja odbudowy infrastruktury wygląda tak, że Ukraina będzie rozwijać z jednej strony tradycyjną energetykę jądrową. Posiada w tym obszarze ekspertyzę, kadry i istniejącą strukturę gotową do rozwoju po wojnie tego źródła wytwórczego. W firmie Energoatom pracuje ogromna liczba wykwalifikowanych, certyfikowanych specjalistów i inżynierów, którzy mają wszystko, czego potrzeba, aby rozwijać wytwarzanie energii jądrowej.

Jednocześnie jasne jest, że w centrum uwagi ukraińskiego systemu energetycznego będą odnawialne źródła energii. Dotyczy to przede wszystkim energii z wiatru i energii pochodzącej ze spalania biomasy.

Ukraina od pewnego czasu rozwija też koncepcje systemowego magazynowania energii elektrycznej, m.in. na bazie systemów akumulatorowych.

Eksperci spodziewają się również, że będzie ewoluował kierunek pozyskiwania energii z wody. Mowa tu o elektrowniach szczytowo-pompowych, które mają szansę powstawać po wojnie na Ukrainie.

– „Ukraina ma wizję na odtworzenie infrastruktury energetycznej. Oczywiście będziemy wiedzieli więcej, kiedy wojna się skończy, bo teraz nie wiemy, co zostanie, a co nie. Aby powiedzieć dokładnie, co powinniśmy odbudować, musimy najpierw zobaczyć, w jakim stanie wyjdziemy z wojny i co z infrastruktury przetrwa.” – zauważył Oleksandr Kharchenko.

Zdaniem naszych rozmówców zarówno państwowe przedsiębiorstwa energetyczne,
jak i prywatny biznes energetyczny Ukrainy powinny obecnie uzyskać wszystkie możliwe warunki do przywrócenia energetyki na tych właśnie zasadach: bezwęglowość, nowoczesność, bezpieczeństwo energetyczne, pełna integracja z europejską siecią energetyczną i maksymalna współpraca z partnerami w UE. Już dziś działania zmierzają w tym kierunku.

Polska i ukraińska energetyka mają wiele podobieństw. Zarówno w Polsce, jak i na Ukrainie elektrownie węglowe miały i mają dość duży udział w energetyce. W Polsce intensywna transformacja energetyczna się już rozpoczęła. Z czasem opalane węglem elektrociepłownie będą wycofywane. W tym kontekście specjaliści ukraińscy widzą nie tylko u siebie, ale i w kraju nad Wisłą, bardzo duży rynek dla systemów magazynowania energii, w tym akumulatorowych systemów magazynowania energii nad którymi pracuje Ukraina.

Jak podkreślał Vadim Utkin, Innovation Manager i Energy Storage Lead w Grupie DTEK: –  „Każdy system energetyczny charakteryzuje się dwoma wskaźnikami: pierwszy to wystarczalność, to znaczy, ile mamy generatorów energii, a drugi to elastyczność, czy nasze generatory mogą pokrywać w sposób płynny zapotrzebowanie na energię elektryczną. Z wystarczalnością przed wojną na Ukrainie wszystko było w porządku. Nasz kraj dysponował licznymi elektrowniami jądrowymi, ale z elastycznością zawsze były problemy.”

Przed wojną Ukraina rozwijała już naturalnie energetykę odnawialną, ale ten pułap był dość niski – ok. 10% sieci energetycznej. W innych krajach dopiero po osiągnięciu  co najmniej 30%, udziału OZE w miksie energetycznym obserwuje się problemy z elastycznością. Ukraina borykała się z problemami z elastycznością sieci przy 10% udziale energii odnawialnej w sieci energetycznej. Skutkiem tego dochodziło do częstego odłączania źródeł odnawialnych od sieci energetycznej, co równocześnie wiązało się z wysokimi kosztami. To było dla zwolenników zielonej energii bardzo rozczarowujące, ponieważ wysiłki i środki finansowe przeznaczane na zwiększanie udziału OZE w systemie, nie przekładały się na to, że Ukraina w istocie konsumowała więcej czystej energii.

Z tego powodu projekty zakładające powstanie systemów magazynowania energii były Ukrainie tak potrzebne. Wojna stała się w pewnym sensie katalizatorem tych działań. Obecnie strona ukraińska opracowuje kilka wariantów planów rozbudowy projektu Energy Storage System, w którym koncentracja infrastruktury planowana jest na zachodzie, przy granicy z Polską. Jednym z największych wyzwań jest bowiem zagwarantowanie fizycznego bezpieczeństwa instalacji. System magazynowania energii przypomina nieco port morski, czyli widocznych na powierzchni jest dużo kontenerów. Są to potencjalnie dość łatwe cele ataku rakietowego.

W tym kontekście, w sposób naturalny, pojawiają się pomysły współpracy między Polską a Ukrainą. Jak zauważyli nasi ukraińscy eksperci w strefie przygranicznej istnieje wiele ośrodków miejskich. Polska też miewa okresy deficytu energii, w których zainteresowana jest jej eksportem. Ale też identyfikuje na swoim terytorium wyzwania związane  elastycznością systemu. Można by więc myśleć o rozmieszczeniu systemów akumulatorowych na terytorium Polski i w ramach porozumienia pomiędzy operatorami obu świadczyć usługi równoważenia systemu. Mogłoby to być zgrabnym i dość nieoczekiwanym rozwiązaniem problemu, skutecznym nawet w okresie wojennym. Problemy z fizyczną ochroną obiektów znikają w tym wariancie, bo Polska jest członkiem NATO i jej sytuacja jest dalece inna od pozycji Ukrainy.

W opinii ukraińskich ekspertów pomysły organizacji infrastruktury pod ziemią nie są trafione. Z jednej strony koszt takich projektów jest niebotyczny, ponieważ istnieją bardzo ważne techniczne problemy inżynieryjne z odprowadzeniem wody, z regulacją temperatury w takich systemach. Dotyczy to również systemów magazynowania energii i podstacji. Z drugiej strony wszystkie systemy ochrony mają swoje słabe strony i pierwszym pytaniem powinno być to, przed czym się chronimy,  więc czy chronimy się przed dronami i pociskami klasy X55, które są na szeroką skalę stosowane przez Rosjan, czy też chronimy się przed pociskami balistycznymi. Są to bardzo różne poziomy ochrony. I należy to również wziąć pod uwagę.

Systemy magazynowania energii są teraz bardzo potrzebne Ukrainie, ponieważ rezerw energii jest niezwykle mało. Rezerwy mocy i systemy magazynowania energii bardzo pomagają w tak trudnych sytuacjach, gdy częstotliwość w sieci spada o 50% – jak to było 23 października 2022 r..

Mateusz Domian z Grupy ORLEN opisał podczas grudniowego spotkania zaangażowanie koncernu na rynku ukraińskim, które istniało i rozwijane było już przed wojną, a dotyczyło między innymi rynku paliw. Obecnie na Ukrainie problemem jest brak ciągłości dostaw sieciowej energii elektrycznej, dlatego też naturalnym substytutem stała się energia z agregatów, czy generatorów, które działają na paliwa silnikowe. Mały biznes właśnie poprzez utrzymywanie urządzeń o niskim poborze mocy typu kasy fiskalne, czy oświetlenie lokali radzi sobie w ten sposób z przerwami w dostawach prądu. Jednak dla podtrzymywania funkcjonowania działalności o większym poborze mocy, jak stacje paliw, oczekiwanie na odpowiednie generatory wynosi nawet 2 miesiące.

Obecnie produkcja paliw na Ukrainie nie ma miejsca, jedynym ich źródłem jest import. Dostępność paliw silnikowych na Ukrainie jest problematyczna, jednak nic nie wskazuje na to, że miałoby ich zabraknąć. Nie każdego jest wprawdzie na to paliwo stać, ale ono jest dostępne. Generalnie, w poprzednich latach okres przełomu jesieni i zimy charakteryzował się mniejszą podażą paliw zarówno w Europie, jak i na Ukrainie. Jednak w okresie wojennym, w szczególności jesienią 2022 r., popyt na paliwa na Ukrainie wzrósł o 30%. W związku z większym zainteresowaniem paliwami ze strony naszego południowo-wschodniego sąsiada, cena paliw w Polsce i na Litwie również wzrosła, co jednak nie jest czynnikiem ograniczającym dostawy, gdyż najważniejsze jest zapewnienie dostępności paliw na wszystkich tych rynkach.

W opinii Mateusza Domiana: „Ukraiński biznes paliwowy jest niezwykle sprawny i nie ma poważnych problemów z dostępnością paliw”. Pierwszy kwartał ubiegłego roku na Ukrainie był rzeczywiście trudny i ciężko było dostać paliwo np. w Kijowie. W momencie wybuchu wojny ponad 60% ukraińskiego oleju napędowego pochodziło z Rosji lub Białorusi. Bardzo szybko jednak udało się zastąpić te kanały importowe. Obecnie paliwo dociera na Ukrainę z wielu kierunków zarówno z Polski, z Rumunii, czy z Węgier. To sama Ukraina musi jednak dbać o to, by kanały były nadal dostępne. Głównymi połączeniami logistycznymi w transporcie paliw jest transport kolejowy, który wymaga usprawnienia logistycznego m.in. na granicy Polsko-Ukraińskiej. Obecnie za połowę transportu paliw odpowiadają autocysterny, których aktualnie brakuje na rynku. Myśląc o substytutach dla energetyki sieciowej, która nie funkcjonuje w czasie wojny w powodu uszkodzeń, najważniejszym jest obecnie właśnie rozwój logistyki dostaw paliw ciekłych.

Sytuacja ta poprawi się dopiero w wyniku odbudowy infrastruktury (gdyby ustał rosyjski ostrzał) lub wraz z nadejściem ocieplenia w marcu 2023 r. i zmniejszeniem zapotrzebowania moc.

Przedstawiciel Grupy ORLEN nie chciał też komentować obecnych planów koncernu związanych z Ukrainą – z uwagi na toczący się konflikt. Ukraina jednakże zawsze znajdowała się w kręgu zainteresowań rodzimego koncernu multienergetycznego, również pod kątem akwizycji. Jak podkreślił nasz rozmówca wszelkie plany będzie można realizować, gdy kraj zapewni stabilność z którą jest problem już od 2014 r. Oczekuje się, że wyzwania związane ze stabilnością gospodarczą na Ukrainie będą zmieniały się z miesiąca na miesiąc, wraz z zanikiem działań wojennych. Wtedy też firmy będą mogły powrócić do stołu negocjacji inwestycyjnych i szerokiego zaangażowania na rynku ukraińskim. Grupa ORLEN identyfikuje ogromny potencjał w Ukrainie, chociażby z uwagi na porównywalną z Polską liczbę ludności. Strona ukraińska również zwraca się do koncernu o współpracę w zakresie rozwoju rynku paliw. Trudno jest jednak obecnie mówić o przywróceniu produkcji paliw na Ukrainie. Każdy biznes widzi, że wobec aktywnych działań zbrojnych Rosji, trudno jest rozwijać infrastrukturę, która w mgnieniu oka może zostać zniszczona.

Dyrektor PTPiREE Wojciech Tabiś zaznaczył, ze od wielu lat kontynuowana jest współpraca w zakresie elektroenergetyki ze stroną Ukraińską. Zwrócił uwagę, że Polska w 1995 r. przestawiła swój system elektroenergetyczny na znormalizowany w standardzie UCTE i jeszcze przed wojną Ukraina analizowała ten proces dla własnych potrzeb. Dotychczasowa wieloletnia współpraca obu stron zaowocowała utworzeniem tzw. wyspy Chmielnickiej, która funkcjonowała w Ukrainie w systemie UCTE. Obecna współpraca z Ukrainą polega m.in. na analizowaniu pracy na napięciu 230V. Przed wojną realizowane były wieloletnie działania ukierunkowane na przejście Ukrainy na standardy funkcjonujące w Unii Europejskiej. Wojna z pewnością te zmiany przyspieszyła.

Obecnie strona Polska otrzymuje na bieżąco wykaz zapotrzebowania na materiały potrzebne do odtworzenia sieci energetycznej w Ukrainie. Sieć energetyczna jest bardzo mocno poszatkowana. Współpraca Polskich Sieci Elektroenergetycznych z UKRENERGO, jak i z DETEKiem, wymaga koordynacji, poprzez porozumienie resortów obu krajów – Ministerstwa Klimatu i Środowiska oraz Ministerstwa Energetyki Ukrainy. Wyzwanie stanowi struktura energetyki ukraińskiej, która różni się technicznie od energetyki polskiej. W kraju nie posiadamy takich poziomów napięć, jakie posiada energetyka ukraińska i w tym wypadku nie jesteśmy w stanie dostarczyć ani urządzeń, ani części zamiennych. O ile strona polska przekazała już niemal całe wyposażenie stacji 750 kW Widełka (autotransformator, wyłączniki, rozłączniki) bo to pasowało, było w strukturze poziomów napięć. O tyle nie posiadamy ani poziomu napięć 800 kW, 500 kW, 300 kW – pracujących w Ukrainie. Są one dla Polski niestandardowym poziomem napięć. Nie jesteśmy w stanie w tym przypadku sąsiadom pomóc. Dyrektor Wojciech Tabiś stwierdził: – „Doszliśmy do pewnej ściany, to znaczy w tym przypadku już wykorzystaliśmy wszystkie rezerwy, jakie posiadają firmy energetyczne polskie. Wysyłając te zapasy na Ukrainę, zostawiliśmy właściwie tylko minimalny, niezbędny poziom zapasów – między innymi do usuwania bieżących awarii na terenie naszego kraju.”

Rezerw dla Ukraińskiego systemu przesyłowego już więc w Polsce nie ma. Należałoby więc dziś inaczej podejść do problemu, a mianowicie rozpocząć współpracę w zakresie produkcji w Polsce materiałów i urządzeń do standardów Ukraińskich. Strona Ukraińska prosi nas o przesłanie chociażby zepsutych wyłączników, czy rozłączników, jednak obowiązujące przepisy zabraniają importu takich urządzeń przez Ukrainę, gdyż według prawa są one traktowane jako odpad. Wymaga to więc pilnej liberalizacji przepisów importowych Ukraińskich.

W zasadzie wszystkie firmy energetyczne w Polsce są otwarte na współpracę z Ukrainą. Dotyczy to również, a może przede wszystkim – energetyki rozporoszonej. W Polsce rozrosła się już gałąź energetyki opartej na źródłach odnawialnych. I o ile bardzo trudno jest sprowadzić, wyprodukować źródła generacyjne dużej mocy. Jednocześnie są to procesy wieloletnie, a takiego czasu Ukraina nie ma. Natomiast łatwo jest instalować źródła fotowoltaiczne, lokalizować transformatory małej mocy i budować taką energetykę od podstaw. Wydaje się też to naturalne, że destrukcja ukraińskiego systemu energetycznego powinna być impulsem do odbudowy sieci zgodnej z europejskim standardem UCTE. W pierwszej kolejności właśnie tam, gdzie ta infrastruktura została zupełnie zniszczona.

Kryzys charakteryzuje się tym, że niektóre procesy zachodzą dużo szybciej i Ukraina może tę sposobność do odbudowy infrastruktury opartej na europejskich standardach wykorzystać.

Jeżeli chodzi o wymianę energii elektrycznej między Polską, a Ukrainą to udało się wydzielić z Ukraińskiego systemu energetycznego wspominaną już wyspę Chmielnicką, zasilaną przez tamtejszą elektrownią atomową, która produkowała energię przesyłaną następnie do Polski. Były przeprowadzane próby działania tego systemu. Z uwagi jednak na działania wojenne obecnie wymiana energii między dwoma krajami nie zachodzi. Pomysł dostarczania energii z Polski na Ukrainę również obecnie jest nie do zrealizowania, gdyż oba połączenia na wysokim napięciu obecnie nie działają. Trwają równocześnie rozważania i prace nad utworzeniem połączeń na niższym napięciu, do czego niezbędne były by urządzenia transformujące różniące się napięcia Polskie i Ukraińskie. Dla realizacji tego zagadnienia potrzeba inicjatywy w tej sprawie z obu stron.

Sławomir Gładykowski, Wiceprezes ZWSE MEGAPOL przewiduje, że odbudowa Ukrainy będzie odbywać się w 2 etapach: w pierwszej kolejności istnieje konieczność przywrócenia zasilania dla produkcji przemysłowej; w kolejnym kroku potrzebna będzie koncepcja powojenna. Jednak z uwagi na brak możliwości przewidzenia terminu zakończenia konfliktu należy obecnie odbudowywać sieć poprzez linie kablowe, a nie napowietrzne. Warto rozważyć również budowę stacji energetycznych pod ziemią. To proces droższy, ale zapewniający większe bezpieczeństwo.

Jeżeli chodzi odbudowę powojenną to jest to kwestia legislacji, a więc należy najpierw położyć podwaliny prawne. Koniecznym jest określenie priorytetów, które pozwolą na szybszą odbudowę w realiach ukraińskich niż miałoby to miejsce w Polsce, w naszym systemie prawnym.

Tomasz Tomasiak, Dyrektor Departamentu Transformacji Energetycznej w Polskim Funduszu Rozwoju również jest zdania, że Ukraina będzie odbudowywana w 2 etapach. Pierwszy do wygrania wojny, gdzie niestety nie ma mowy o nowych inwestycjach z uwagi na prowadzone działania wojenne i ryzyko ich zniszczenia. Na tym etapie Ukraina może liczyć na wsparcie i pomoc grantową krajów UE. Co do sytuacji powojennej to już są prowadzone rozmowy o odbudowie Ukrainy, zarówno przez państwa Unii, jak i Stany Zjednoczone, czy biznes. Potencjał Ukrainy jako państwa sąsiadującego z UE jest zauważalny. A perspektywa włączenia go do Wspólnoty w niedalekiej przyszłości realna. Widzą to inne kraje i biznes. Po wygraniu wojny przez Ukrainę pieniądze z pewnością się znajdą. Polski Fundusz Rozwoju dysponuje dwoma typami instrumentów: wspierającymi i inwestycyjnymi (komercyjnymi). Jeżeli PFR dostałby środki na wsparcie Ukrainy to będzie je dystrybuował. Na tę chwilę PFR dysponuje już funduszami inwestycyjnymi, jednak które trudno jest wykorzystywać je na odbudowę ukraińskiej infrastruktury w trakcie żywego konfliktu zbrojnego. Nie oznacza to jednak, że nie można tych środków inwestować w Polsce dla np. produkcji części, czy elementów do dalszego wyposażenia Ukrainy.

Dyrektor Tomasz Tomasiak odniósł się również do wątku odbudowy systemu elektroenergetycznego. Jego zdaniem na przykładzie Ukrainy widać, że systemy rozproszone, lokalne, klastrowe, czy tak zwane wyspy energetyczne będą istotnym elementem w przyszłej elektroenergetyce Ukrainy. Wydaje się, że te systemy są przyszłością, gwarantują zabezpieczenie w energię dla lokalnej społeczności i zarazem odciążają system przesyłowy. I wówczas energia z dużych elektrowni może być przekazana do zakładów produkcyjnych.

Z pewnością celem samym w sobie jest standaryzacja Ukraińskiej elektroenergetyki do standardów europejskich. W energetyce na produkcję niektórych urządzeń, czy elementów nie będących w powszechnym standardzie potrzeba nieraz 2-3 lat. Tymczasem standardowe urządzenia można kupić bezpośrednio na rynku. Dostępne są również egzemplarze tańsze, używane.

Zagadnieniem ważnym z punktu widzenia zasilania energetyki jest dostępność źródła zasilania tj. paliw lub energii odnawialnej. Przy czym większą niezależność, która zdaje egzamin podczas konfliktu wydają się dawać źródła typu woda, wiatr, czy słońce, których nie trzeba importować. Z zastosowaniem energii odnawialnej związane jest też myślenie o efektywności jej wykorzystania i niejednokrotnie okazuje się, że zimą dużo mniej energii potrzeba na ogrzanie domu po termomodernizacji.

Istotne przy odbudowie Ukrainy może być też dążenie Europy do elektryfikacji, np. przejścia na transport elektryczny, czy wykorzystania pomp ciepła w codziennym użytkowaniu. Realizowany przez PFR projekt Green Hub, którego celem jest realizacja transformacji energetycznej Polski, jest już zdaniem przedstawiciela funduszu rozpoznawalny w Unii Europejskiej. Green Hub mógłby być dla Ukrainy wzorcem do naśladowania. Tym bardziej, że źródła odnawialne będą dosyć istotnym elementem jej przyszłego rozwoju.

O podsumowanie dyskusji poproszony został Hennadii Radchenko Dyrektor Ukraine Business Center w Związku Przedsiębiorców i Pracodawców. Wskazał on, że na Ukrainie nie tylko ludzie, ale i przemysł cierpi na brak prądu. Jednak zdumiewająco szybko przemysł potrafił odnaleźć się w nowych realiach. Przedsiębiorcy starają się zaspokajać zapotrzebowanie m.in. poprzez sprowadzanie dużych generatorów prądu, na który jest obecnie ogromny światowy popyt, nie współmierny w stosunku do podaży. Warto przy tym wspomnieć, że produkcja energii z generatorów prądotwórczych kosztuje 10 razy więcej niż energia sieciowa, przez co przy takim źródle energii koszt produkcji przemysłowej znacząco wzrasta. Zdaniem Dyrektora na obecnym etapie rozwoju sytuacji na Ukrainie należy zawiązywać daleko idącą współpracę pomiędzy przemysłem polskim i ukraińskim. Włączać biznes w potrzebne na ukraińskim rynku rozwiązania. Dobrym rozwiązaniem byłoby stworzenie na terenie Polski zaplecza produkcyjnego dla Ukrainy, które realizowałoby najpotrzebniejsze do odbudowy zlecenia. Byłoby to z korzyścią dla Polskiej i Ukraińskiej strony. Należy zwrócić uwagę, że po wojnie cały Ukraiński system energetyczny odwróci się od rosyjskich rozwiązań i będzie postępował w kierunku europejskich standardów. Należy przy tym już teraz zając się rozwiązaniami prawnymi i tworzeniem projektów, które wymagają czasu, a mogą zmaterializować się niebawem. Należy więc już dziś likwidować bariery biurokratyczne dla powojennej odbudowy. Z pewnością dużo łatwiej jest bowiem rozwiązać obecnie problemy inżynieryjne niż biurokratyczne.

Hennadii Radchenko podziękował również za wsparcie, którego Polska udziela narodowi ukraińskiemu stwierdzając, że mamy obecnie najlepszy czas dla współpracy między oboma narodami w historii.

Zobacz: 18.01.2023 Memorandum ZPP: Stan ukraińskiej infrastruktury energetycznej w kontekście współpracy polsko-ukraińskiej

Warszawa, 14 grudnia 2022 r. 

 

Memorandum ZPP ws. limitu na ceny gazu sprowadzanego na teren UE wraz z Polskimi rozwiązaniami

• Pomimo obniżenia zużycia gazu w prawie wszystkich państwach starego kontynentu w 2023 r. może zabraknąć w krajach Unii Europejskiej 30 mld m³ gazu;
• Komisja Europejska wciąż nie jest w stanie zaproponować rozwiązania w postaci limitu ceny sprowadzanego gazu, który zadowoliłby wszystkie kraje Wspólnoty;
• Kryzys energetyczny w którym ratują nas paliwa kopalne jest dla Brukseli impulsem do przyśpieszenia odejścia od wysokoemisyjnych źródeł energii;
• Limit rekompensat dla polskich spółek energetycznych zajmujących się gazem
  w 2023 r. ma wynieść 28 mld zł;

Ceny gazu w UE zaczęły swój marsz ma szczyty w 2021 roku w wyniku prowadzonej przez Gazprom polityki ograniczania podaży rosyjskiego gazu na kontynencie europejskim, w tym zaniechania napełniania przed ubiegłą zimą zarządzanych przez koncern magazynów. Następnie w lutym br. w odpowiedzi na poparcie Ukrainy przez zachód Rosja w sposób drastyczny ograniczyła dostawy, zrywając nawet część zobowiązań kontraktowych – co nigdy wcześniej w historii nie miało miejsca. Kryzys gazowy, który nadal wisi nad Europą miał swoje apogeum w sierpniu , gdy Gazprom przestał tłoczyć paliwo do Niemiec przez Nord Stream.

Europa od wielu miesięcy jest zdeterminowana by odzyskać kontrolę nad sytuacją. Dane grupy analitycznej ICIS wykazały, że popyt na gaz w UE był w listopadzie br. o 24% niższy od średniej z pięciu ostatnich lat, co jest dowodem na to, że w krótkim terminie udało się zmniejszyć zależność od rosyjskich surowców poprzez ograniczanie konsumpcji. Z pewnością dotychczas pomagała w tym wyjątkowo ciepła jesień, choć w ciągu ostatnich dwóch tygodni temperatury spadły do średnich rocznych poziomów. Wysoka cena gazu „zniechęcała” w ostatnich miesiącach odbiorców do korzystania z gazu. W 2021 r. UE sprowadziła z Rosji 155 mld metrów sześciennych gazu ziemnego, co stanowi około 45 proc. importu gazu do UE i blisko 40 proc. jej całkowitego zużycia. Obecnie kraje Europy lawinowo zmniejszyły import gazu ze wschodniego kierunku, który obecnie stanowi już tylko 7,5% całości importu błękitnego paliwa.[1]

Źródło: https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=53379

Przedstawiciele branży i analitycy ostrzegają jednak, że bez dalszych spadków popytu i większego importu LNG niedobory gazu mogą utrzymywać się w Europie latami.

Obserwowany jesienią spadek cen gazu w Europie wynikał między innymi z faktu, że wypełnienie magazynów gazu w UE w połowie listopada było zbliżone do najwyższego w historii poziomu (według danych Gas Infrastructure Europe). Pomogły też rekordowe dostawy LNG do regionu.

Jednak chłodniejsza pogoda w ostatnich tygodniach zwiększyła popyt, Europa rozpoczęła wytłaczanie gazu z magazynów (ich napełnienie wynosi obecnie około 93 procent). Niemal natychmiast wzrosły też ceny. Na holenderskim  rynku TTF (system transakcji natychmiastowych, tzw. Title Transfer Facility), wzorcowy kontrakt europejski, od miesiąca znowu drożeje i jest obecnie notowany na poziomie blisko 150 euro za megawatogodzinę. Co jednak wciąż jest „jedynie” połową ceny 300 euro/MWh, która została przekroczona
w sierpniu br.

Europa przyciągnęła w ostatnim czasie rekordowy wolumen LNG ze względu na premię, jaką płaci w stosunku do innych nabywców. Dane ICIS wskazują, że Europa i Wielka Brytania zaimportowały w listopadzie 11,14 mln ton LNG, co stanowi rekordowy miesięczny poziom. Zgodnie z prognozami w grudniu zostanie wtłoczone do państw Unii wraz z Wielką Brytanią 12,2 mln ton.[2] Może to wskazywać że EU i UK będa stosowały nową politykę, starając się utrzymywać pełne magazyny gazu przez większośc roku, a nie tylko zapełniać je przed sezonem grzewczym, do czego motywuje Państwa te nie tylko sytuacja na rynku i pragmatyka, ale również przyjęta w tym roku regulacja Gas Storage[3].

Żarna Komisji europejskiej mielą powoli.

Wiosną 2022 r. Komisja rozszerzyła swój zestaw narzędzi dotyczących cen energii (przedstawiony w październiku 2021 r.) o komunikat w sprawie krótkoterminowych interwencji rynkowych i długoterminowych usprawnień struktury rynku energii elektrycznej[4] oraz plan REPowerEU[5]. Aby ułatwić osiągnięcie w Europie równowagi między podażą a popytem Komisja zaproponowała również nowe obowiązki dotyczące magazynowania gazu oraz cele w zakresie zmniejszenia zapotrzebowania na gaz. Następnie państwa członkowskie w ekspresowym jak na UE tempie uchwaliły stosowne akty prawne.

Na fali szczytowych cen gazu na giełdach pod koniec września br 15 państw Unii Europejskiej, w tym Polska, wysłało wspólny list do Komisji Europejskiej, w którym domagano się wprowadzenia w UE limitu cenowego na hurtowe transakcje w obszarze gazu. “To jedyny środek, który pomoże każdemu państwu członkowskiemu złagodzić presję inflacyjną” — stwierdzono w dokumencie. Limit miał być stosowany wobec wszystkich transakcji hurtowych dotyczących gazu ziemnego, w miejsce pomysłu ograniczenia CAPem cenowym gazu
z importu.

Pod listem, oprócz Polski, podpisały się: Belgia, Bułgaria, Chorwacja, Francja, Grecja, Włochy, Łotwa, Litwa, Malta, Portugalia, Rumunia, Słowacja, Słowenia i Hiszpania.[6]

We wrześniu Komisja Europejska zaproponowała wprowadzenie dodatkowych środków nadzwyczajnych mających na celu zmniejszenie zapotrzebowania na energię elektryczną i przejęcie nieoczekiwanych zysków sektora energetycznego, w celu redystrybucji nadwyżki dochodów między obywateli i przemysł[7].

18 października Komisja przedstawiła dodatkowe środki w celu rozwiązania problemu wysokich cen gazu oraz zwiększenia bezpieczeństwa dostaw gazu[8] – poprzez wspólne zakupy, stosowanie zasady domyślnej solidarności między państwami członkowskimi w przypadku sytuacji nadzwyczajnych, nowy poziom odniesienia dla cen LNG oraz tymczasowy przedział cenowy mający zapobiec gwałtownym skokom cen na rynkach instrumentów pochodnych. Komisja zaproponowała również podstawę prawną mechanizmu korekty rynku, w celu rozwiązania w perspektywie krótkoterminowej problemu wyjątkowo wysokich cen gazu.

W konsekwencji podnoszonych przez państwa członkowskie głosów Komisja Europejska (głosem Kadri Simson, komisarz do spraw energii) 22 listopada br. zaproponowała mechanizm korekty rynku[9] mający chronić unijne przedsiębiorstwa i gospodarstwa domowe przed epizodami nadmiernie wysokich cen gazu. Komisja zaproponowała zapobieżenie zmienności cen gazu na europejskich rynkach przy pomocy tymczasowego instrumentu wprowadzającego „cenowy pułap bezpieczeństwa”.

Proponowany mechanizm byłby uruchamiany automatycznie, jeżeli spełnione byłyby dwa następujące warunki:

1. cena rozliczenia instrumentu pochodnego TTF o najbliższym terminie zapadania przekracza przez dwa tygodnie 275 euro;
2. ceny TTF są o 58 euro wyższe od ceny referencyjnej LNG (skroplonego gazu ziemnego) przez 10 kolejnych dni sesyjnych w ciągu dwóch tygodni.

Jeżeli warunki te zostaną spełnione, Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) natychmiast opublikuje w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej zawiadomienie o korekcie rynku oraz poinformuje Komisję, Europejski Urząd Nadzoru Giełd i Papierów Wartościowych (ESMA) i Europejski Bank Centralny (EBC). Mechanizm korekty cen wejdzie w życie następnego dnia i zlecenia dotyczące instrumentów pochodnych TTF o najbliższym terminie zapadania, które przekraczają cenowy pułap bezpieczeństwa, nie będą przyjmowane. Mechanizm ten może zostać uruchomiony począwszy od 1 stycznia 2023 r.

Aby uniknąć problemów związanych z bezpieczeństwem dostaw, pułap cenowy dotyczy wyłącznie jednego produktu typu future (produktów TTF z terminem realizacji w następnym miesiącu), tak aby podmioty działające na rynku nadal były w stanie zaspokoić zapotrzebowanie i zamawiać gaz na rynku spotowym i na rynku pozagiełdowym. Aby zapewnić, by wraz ze spadkiem cen nie dochodziło do wzrostu popytu na gaz, proponowane przepisy zobowiązują państwa członkowskie do powiadomienia – w ciągu dwóch tygodni od uruchomienia mechanizmu korekty rynku – o środkach zastosowanych przez nie w celu zmniejszenia zużycia gazu i energii elektrycznej. Po przyjęciu przez Radę przedłożonego wniosku w sprawie mechanizmu korekty rynku Komisja zaproponuje również ogłoszenie unijnego stanu alarmowego na podstawie przyjętego w lipcu rozporządzenia stanowiącego część pakietu „Oszczędzanie gazu na bezpieczną zimę”, uruchamiając w ten sposób mechanizm obowiązkowego oszczędzania gazu, tak aby zapewnić zmniejszenie popytu.  Ponadto planowane jest stałe monitorowanie przez ESMA, EBC, ACER, Grupę Koordynacyjną ds. Gazu i europejską sieć operatorów systemów przesyłowych gazu (ENTSO gazu).

Aby móc zareagować na niezamierzone negatywne skutki pułapu cenowego, we wniosku przewidziano, że mechanizm może zostać w każdej chwili zawieszony ze skutkiem natychmiastowym. Może to nastąpić:

• automatycznie, w postaci dezaktywacji, w przypadku gdy dalsze stosowanie mechanizmu nie jest już uzasadnione sytuacją na rynku gazu ziemnego, tj. konkretnie wtedy, gdy wymagana różnica między ceną TTF a ceną LNG nie utrzymuje się już przez 10 kolejnych dni sesyjnych;
• w drodze decyzji Komisji w sprawie zawieszenia mechanizmu, podejmowanej w przypadku, gdy stwierdzono zagrożenia dla bezpieczeństwa dostaw w Unii, wysiłków na rzecz ograniczenia popytu, wewnątrzunijnych przepływów gazu lub stabilności finansowej.

Komisja może również wstrzymać uruchomienie mechanizmu w przypadku, gdy odpowiednie organy, w tym EBC, ostrzegą, że tego rodzaju ryzyka mogą się urzeczywistnić.

Podstawę przedstawionego obecnie wniosku legislacyjnego stanowią art. 23 i 24 rozporządzenia zaproponowanego przez Komisję 18 października[10] dotyczącego rozporządzenia Rady w sprawie zwiększenia solidarności wspólnoty dzięki lepszej koordynacji zakupów gazu, transgranicznej wymianie gazu i wiarygodnym poziomom odniesienia dla cen. Stanowi on odpowiedź na wezwanie szefów państw i rządów UE z 20 i 21[11] października oraz wynik szeroko zakrojonych konsultacji z państwami członkowskimi. Komisji powierzono zadanie jak najszybszego przedłożenia propozycji konkretnych decyzji w sprawie dodatkowych środków służących rozwiązaniu problemu wysokich cen energii, w tym tymczasowego dynamicznego korytarza cenowego dla transakcji związanych z gazem ziemnym, tak aby natychmiast ograniczyć epizody rekordowych cen gazu, przy jednoczesnym zapewnieniu odpowiednich zabezpieczeń. Celem jest wyeliminowanie gazu z mechanizmu wyznaczania cen krańcowych dla energii elektrycznej (tzw. merit order). Wniosek dotyczący mechanizmu korekty rynku zawiera elementy służące zachowaniu stabilności finansowej, co Komisja uważa za niezbędne. Podstawę przedstawionego wniosku dotyczącego rozporządzenia Rady stanowi art. 122 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej[12]; wniosek ten musi zostać przyjęty przez kwalifikowaną większość państw członkowskich. Proponowane rozporządzenie ma obowiązywać przez jeden rok, ale okres ten może zostać przedłużony w następstwie przeglądu zaplanowanego na listopad 2023 r.[13]

Jak zaznaczają zwolennicy rozwiązania:

• po pierwsze, wyznaczona wysokość pułapu ceny bezpieczeństwa gwarantuje, że mechanizm nie wpłynie na ważność umów długoterminowych. po drugie, instrument jest ukierunkowany i będzie miał zastosowanie tylko do jednego produktu typu future (kontrakty miesięczne).
• po trzecie, wiąże się on z systemem szczegółowego monitorowania z udziałem ACER, ESMA, EBC, Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu i europejskiej sieci operatorów systemów przesyłowych gazu (ENTSO gazu), których zadaniem jest stałe monitorowanie wpływu limitu cenowego na rynki i bezpieczeństwo dostaw. Obejmuje ono kontrolę ex ante, w ramach której Komisja, w przypadku wystąpienia konkretnych przesłanek wskazujących, że wkrótce nastąpi korekta rynku, może zwrócić się o opinię do EBC i ESMA oraz, w stosownych przypadkach, do ENTSO gazu i Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu na temat wpływu ewentualnej korekty rynku na bezpieczeństwo dostaw, przepływy wewnątrzunijne i stabilność finansową. Dzięki temu Komisja w razie potrzeby będzie mogła zawiesić uruchomienie korekty przez ACER. Opinia powinna uwzględniać zmiany cen na innych istotnych zorganizowanych rynkach, zwłaszcza
  w Azji i Stanach Zjednoczonych.
• po czwarte, jego celem jest niedopuszczenie do celowego zwiększenia zapotrzebowania na energię, ponieważ nakłada on na państwa członkowskie – oprócz dotychczasowych obowiązków sprawozdawczych w zakresie redukcji zapotrzebowania – wymóg powiadamiania Komisji w terminie dwóch tygodni o środkach wprowadzonych w celu zapobieżenia wzrostowi zużycia gazu i energii elektrycznej.

Limit cenowy na gaz sprowadzony do UE na poziomie 275 euro/MWh został poddany w wątpliwość przez gro państw europejskich. Według agencji Reuters, holenderscy analitycy wskazują że do kryzysu przyczynili się wspierani przez rząd nabywcy gazu i firmy zobowiązane przez prawo do kupowania gazu, w celu napełnienia magazynów. Ich działania przyczyniły się do gwałtownego wzrostu cen gazu w Europie tego lata, ponieważ kraje ścigały się, aby zastąpić malejące dostawy rosyjskiego gazu i były gotowe zapłacić za to niebotyczne ceny.

Holandia zaproponowała zatem debatę nt. mechanizmu ograniczenia transakcji gazowych dokonywanych przez tych nabywców na poziomie niższym od pułapu zaproponowanego przez UE, który byłby poddawany comiesięcznej weryfikacji.

Kryzys energetyczny w Europie skłonił państwa członkowskie, w tym Holandię, do subsydiowania napełniania magazynów. W jeszcze gorszej sytuacji są Niemcy, którzy płacą wysoką cenę za prowadzoną politykę uzależnienia gazowego od Rosji. Berlin został zmuszony znacjonalizować importerów gazu Unipera i Sefe.

Holandia nie podała konkretnej wartości proponowanego przez siebie limitu, ale wedle Reuters’a możliwe jest wsparcie dla tego rozwiązania ze strony Belgii, Polski, Włoch i kilku innych państw, które popierają ideę unijnego pułapu, ale skrytykowały przyjęty wygórowany limit, który prawdopodobnie nie zostanie nigdy uruchomiony.

Wg. Holendrów ich wersja limitu nie będzie bezpośrednio interweniowała na giełdowych rynkach gazu w UE, czego domagają się niektóre kraje opowiadające się za limitem. Propozycja Holandii przewidywała, że limit mógłby być egzekwowany albo przez UE odmawiającą zatwierdzenia pomocy państwowej dla systemów zakupu gazu, jeśli ceny są powyżej limitu, albo przez kraje zgłaszające do UE swoje wspierane przez rząd zakupy gazu i ceny każdego miesiąca.[14]

Wprowadzać limity czy nie?

Od czasu inwazji Rosji na Ukrainę Europa uzupełniła magazyny gazu, spadł popyt na gaz i energię elektryczną, a ceny surowców energetycznych skorygowały w stosunku do sierpniowych szczytów. Ceny energii i gazu pozostają jednak niezwykle wysokie w porównaniu z 2020 rokiem, czy nawet 2021, a UE jest podzielona co do tego, jaki mechanizm wdrożyć, aby obniżyć ceny, jednocześnie chroniąc świeżo zawiązane łańcuchy dostaw przed zakłóceniami.

Od kilku miesięcy kraje UE dzielą się na dwa główne obozy. Pierwszy, do którego należą Francja, Włochy, Hiszpania, Polska, Portugalia, Grecja i dziewięć innych krajów UE, chciałby ograniczenia hurtowej ceny gazu, argumentując, że rozwiązuje to problem u źródła, może zostać szybko wdrożone i pomoże obniżyć inflację . Drugi obóz, na czele z Niemcami i Holandią, twierdzi, że taki pułap zwiększyłby popyt i utrudniłby UE przyciąganie dostaw gazu. Ta sytuacja blokuje porozumienie w sprawie skoordynowanego rozwiązania i podważa jedność UE
w obliczu rosyjskiej agresji.

Pułap cen hurtowych mógłby w zasadzie ustabilizować ceny energii przy niskich lub nawet zerowych kosztach fiskalnych. Takie podejście wyrównałoby szanse między krajami takimi jak Niemcy , które dysponują dużą przestrzenią fiskalną, a takimi , jak Polska, Francja, Włochy i Hiszpania. Zapobiegałoby to wyścigu na subsydia, który zapewne wygraliby Niemcy. Jednak pułap cen gazu na poziomie UE to nadal zły pomysł z dwóch głównych powodów. Po pierwsze, nie ma to sensu z punktu widzenia polityki energetycznej, gdyż nie przyczyniłoby się do zmniejszenia popytu, a mogłoby zaszkodzić zdolności Europy do przyciągania gazu ze światowych rynków, narażając na ryzyko bardzo potrzebne dostawy w 2023 r.

Po drugie, pułap cenowy mógłby spowodować więcej podziałów, niż jedności, ze względu na duże koszty dystrybucyjne, które musiałyby zostać zrekompensowane w ramach całej UE w jakiejś formie. Dla przykładu Francja zużywa bardzo mało gazu w sektorze energetycznym, jej konsumenci zapłacą więc bardzo mało za ten program. Jednocześnie Francja skorzystałaby na imporcie taniej energii elektrycznej z Niemiec i Holandii. W efekcie niemieccy i holenderscy konsumenci płaciliby za obniżenie rachunków za energię elektryczną dla francuskich konsumentów. 

Wyścig po dotacje może zaszkodzić słabszym gospodarczo krajom UE na dwa sposoby. Po pierwsze, mógłby „zassać” cały gaz do krajów o największych możliwościach subsydiowania Po drugie, nawet jeśli Niemcom uda się nie wysysać gazu z innych krajów, to mają wystarczająco dużo gotówki, by wspierać rodzime firmy – w przeciwieństwie do Włoch. Jeśli dla przykładu niemieckie energochłonne firmy wyjdą z kryzysu w dużej mierze bez szwanku, podczas gdy ich włoscy konkurenci upadną, Unii Europejskiej zostanie wyrządzona głęboka rana, oprócz blizn, które pozostały po kryzysie zadłużenia w strefie euro i pandemii COVID-19.

Pod presją państw członkowskich, Komisja Europejska zaproponowała bardzo powściągliwą wersję pułapu cenowego – zasadniczo ograniczającą zmienność głównego indeksu cen gazu, który nie pociąga za sobą ogromnych negatywnych konsekwencji, ale też może przez to nie zostać zastosowany – a więc pozostanie bez wpływu na rynek gazu. Przywódcy UE na szczycie w dniach 15-16 grudnia będą dążyć do porozumienia w następstwie spotkania ministrów ds. energii, które odbyło się 24 listopada.

Uzupełniającym działaniem na rzecz obniżenia cen gazu byłyby wspólne zakupy błękitnego paliwa za pośrednictwem nowego narzędzia – unijnej platformy energetycznej. Komisja Europejska zaproponowała w październiku br., aby wspólne zakupy pokrywały co najmniej 15% zapotrzebowania krajów UE na magazynowanie na 2023 r., ale jest to nadal przedmiotem dyskusji ministrów energii. Inicjatywa ta musi być gotowa na operacje uzupełniania magazynów w 2023 r., aby Europa znalazła się w lepszej sytuacji w czasie, gdy światowy rynek LNG może być jeszcze bardziej nieprzewidywalny i napięty niż w 2022 r. Inicjatywa ta mogłaby powstrzymać kraje europejskie przed wzajemnym „przebijaniem” ofert w celu zabezpieczenia ładunków LNG i ułatwiłoby to transgraniczną alokację niezbędnych ilości gazu w przypadku poważnych problemów z dostawami. Zmniejszyłoby to też ryzyko fragmentacji unijnego rynku energii, a co za tym idzie ograniczyło zagrożenia związane z zachwianiem bezpieczeństwem energetycznym oraz jego skutkami gospodarczymi i politycznymi.[15]

Polska rzeczywistość w europejskim tyglu gazowym.

Wprowadzenie na poziomie UE środków na rzecz ograniczenia nie tylko wysokich cen energii dla gospodarstw domowych, ale też wysokich cen surowców dla przemysłu i energetyki jest dobrym posunięciem. Skupianie się jednak tylko na cenie gazu (i ryzyku zmienności jego cen) ignoruje sytuację energetyczną państw takich jak Polska, gdzie na ceny energii wpływają przede wszystkim koszty węgla oraz emisji do uprawnień CO2 na rynku EU-ETS. Inicjatywy na rzecz ograniczenia cen gazu pojawiają się w odpowiedzi na bieżący kryzys cenowy. Trudno jednak uznać je za wystarczające, skoro warunki aktywacji mechanizmu ograniczającego ceny (CAP) nie byłyby spełnione nawet przy ostatnim wzroście cen gazu, który jest nie tyle nieakceptowalny, co niemożliwy do udźwignięcia przez szereg grup odbiorców.

W przypadku ustalenia zbyt niskiego limitu istnieje z kolei ryzyko, że eksporterzy LNG będą priorytetowo traktować inne rynki (np. chiński, japoński). Warto jednak pamiętać, że w tym roku ceny gazu na holenderskiej giełdzie TTF okresowo przewyższały ceny gazu w Chinach,
a w marcu br. chiński Sinopec odsprzedał część zakontraktowanego w USA LNG do Europy. Należy więc znaleźć właściwy balans, który zapewni możliwość aktywacji mechanizmu w razie kryzysu, jak i nie zniechęci eksporterów. Dodatkowo, nie należy podejmować kosztownych
i ryzykownych prób wprowadzania mechanizmów sztucznego obniżania ceny gazu, które grożą wzrostem popytu na importowany surowiec, a w konsekwencji niedoborem gazu w UE. Celowe wydają się dalsze zabiegi KE o zapewnienie dostaw surowca z innych niż rosyjski kierunków oraz na ograniczaniu popytu na gaz w UE.

Polski rynek gazu

W grudniu 2021 r. Sejm uchwalił nowelę Prawa energetycznego, której celem było zapobieganie skokowym podwyżkom cen gazu w 2022 r. Sprzedawcy gazu, których taryfy zatwierdza prezes URE, mogli do 30 czerwca 2022 r. przedłożyć do zatwierdzenia taryfę uwzględniającą koszty zakupu gazu planowane w czasie jej obowiązywania. Jeżeli w tym czasie koszty zakupu gazu wzrosłyby ponad te zaplanowane, sprzedawca mógł je odzyskać w kolejnych taryfach, obowiązujących od początku 2023 r. Podwyżka w kolejnej taryfie ustalonej na podstawie tych przepisów w okresie 12 miesięcy, następujących po okresie stosowania taryfy, do której wprowadzono korektę z tytułu wzrostu cen zakupu gazu, nie może przekroczyć 25 proc. poziomu średniej ceny, która zostałaby ustalona bez rozliczania tej korekty. Minister Anna Łukaszewska-Trzeciakowska poinformowała, że do tej pory PGNiG otrzymało 6,5 mld zł rekompensaty w związku z ograniczeniem podwyżek w taryfach.[16]

Sejm 1 grudnia br. uchwalił z kolei ustawę, której celem jest zamrożenie cen gazu m.in. dla odbiorców indywidualnych w 2023 r. na poziomie z 2022 r. Maksymalna cena gazu wyniesie więc 200,17 zł za MWh. Zamrożona zostanie też wysokość stawek opłat dystrybucyjnych. Nowe przepisy wprowadzają też “dodatek gazowy”, czyli refundację VAT dla gospodarstw domowych, które jako główne źródło ciepła wykorzystują piec gazowy wpisany bądź zgłoszony do centralnej ewidencji emisyjności budynków (CEEB). Nowe przepisy dotyczą odbiorców indywidulanych, odbiorców wrażliwych takich jak szkoły, szpitale, kościoły i przedszkola.

Izba sejmowa nie zgodziła się na poprawki jakie zgłosiła opozycja. Chciano m.in. aby zamrożenie cen gazu dotyczyło także mikro-, małych i średnich przedsiębiorców. Proponowano też, aby refundacja VAT odnosiła się do wszystkich objętych ustawą, a nie tylko najuboższych. Nie zgodzono się ponadto, by rozszerzyć działanie ustawy na spółki samorządowe zajmujące się m.in. transportem zbiorowym, czy prowadzące działalność sportową, w tym baseny.

Nowe przepisy wprowadzają z kolei mechanizm ograniczenia przychodów spółek energetycznych zajmujących się gazem, poprzez przekazanie określonych zysków na finansowanie rekompensat dla odbiorców indywidualnych. Podobny mechanizm został wprowadzony w tzw. ustawie prądowej[17].

Ustawa utrzymuje też mechanizm rekompensat dla sprzedawców paliw gazowych, który służy zrekompensowaniu im skutków wprowadzenia ceny maksymalnej dla odbiorców końcowych objętych taryfą. Wprowadza równolegle mechanizm rekompensat dla operatorów systemu dystrybucyjnego paliw gazowych.

Zgodnie z ustawą limit rekompensat dla spółek energetycznych zajmujących się gazem w 2023 r. ma wynieść 28 mld zł, a w 2024 r. 1 mld zł. Z kolei limit refundacji VAT w przyszłym roku to 612 mln zł, w 2024 – 306 mln zł, a w 2025 r. – 102 mln zł.[18]

Wiceszefowa resortu klimatu i środowiska Anna Łukaszewska-Trzeciakowska podkreślała, że procedowany projekt to ostatnia część tarczy energetycznej (po m.in. ustawie o dodatku węglowym czy o maksymalnych cenach prądu), która powstała w odpowiedzi na kryzys wywołany agresją Rosji na Ukrainę. Minister zapewniła, że „wszyscy jesteśmy beneficjentami mrożenia cen gazu od 26 stycznia br. do końca tego roku” zgodnie z uchwaloną wówczas ustawą o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców paliw gazowych
w związku z sytuacją na rynku gazu. Przypomniała, że 9 mld zł już zostało wypłacone w ramach rekompensat spółkom obrotu.

W rozmowie dla redakcji Business Insider najnowsze regulacje skomentował Prezes ZPP Cezary Kaźmierczak: – W tych działaniach sanacyjnych na poziomie finansów publicznych widać jednak, motywowany zapewne względami politycznymi, brak konsekwencji. Rząd zamraża na przyszły rok ceny gazu dla odbiorców taryfowych bez kryterium dochodowego, a więc także bogatym. Rachunek za ten gest wyniesie 30 mld zł.

Ludziom niezamożnym w trudnej sytuacji należy pomagać, ale nie na oślep. Wypracowaliśmy narzędzia, dzięki którym tych potrzebujących wsparcia ze strony państwa możemy bardzo łatwo zidentyfikować. Ministerstwo Finansów posiada te dane i wiemy, komu trzeba by było pomóc. Natomiast masowa pomoc nie ma sensu.

Jest wojna przy naszej granicy, trudna sytuacja ekonomiczna i wszyscy muszą troszeczkę ustąpić pola, zacisnąć pasa i przeczekać. Zatem chodzi o solidarny wysiłek całego społeczeństwa wraz ze wsparciem najbiedniejszych. No ale mamy z jednej strony filozofię partii rządzącej a z drugiej rok wyborczy, który zawsze jest przekleństwem dla finansów publicznych.

Polacy zadłużenie na potrzeby dozbrojenia armii by poparli. Natomiast zadłużanie się na programy socjalne, które są bardziej propagandowe niż realne, jest bardzo nieroztropne
i szkodliwe dla rozwoju.^[19]

Podsumowanie

Obecnie oczy rządów europejskich, jak i przedsiębiorców są skierowane na Komisję Europejską i jej propozycje jak najszybszego rozwiązania, które ulżyłoby odbiorcom gazu. Szybkość jest tu wskazana z uwagi na perspektywę wyprowadzenia poza UE przemysłu energochłonnego, który przestał być konkurencyjny na tle innych gospodarek. Ponowne uruchomienie produkcji jest niestety bardziej czasochłonne z uwagi na konieczność przywrócenia do pracy wygaszanych wielkich pieców. Producenci, aby pozostać w Unii muszą wiedzieć, że gospodarka jest odporna na skoki cen gazu i Komisja Europejska przeciwdziała im z całych sił.

Z informacji zebranych od przedsiębiorców oraz analizy potencjalnych skutków wprowadzonych regulacji wynika, że:

• obecny kryzys jest wywołany załamaniem podaży i ma dłuższą genezę niż sam konflikt zbrojny na Ukrainie;
• Europie dużym kosztem finansowym udało się zabezpieczyć rezerwy gazu na najbliższy sezon zimowy, więc nowe łańcuchy dostaw sprawdziły się w kryzysowej sytuacji;
• państwa Unii jako odbiorcy gazu są w stanie w krótkim czasie zakupić gaz na rynkach globalnych;
• poszczególne państwa podejmują kroki w celu powstrzymania wzrostów cen gazu dla odbiorców na lokalnych rynkach;
• przedsiębiorcy i odbiorcy hurtowi muszą zweryfikować swoje strategie zakupowe racjonalnie planując kontraktację gazu w długim terminie;
• wprowadzenie na poziomie UE CAPu cenowego na zbyt niskim poziomie może doprowadzić do braku dostępności błękitnego paliwa w Europie (gdyż gaz będzie przekierowany do państw, które może zapłacić więcej);
• bez wprowadzenia CAPu na importowany gaz najsilniejsze państwa Unijne mają większe możliwości finansowe zakupu paliwa po zawyżonych cenach, wywołując konkurencję wewnętrzną pomiędzy krajami członkowskimi;
• zachowanie obecnego status quo bardziej odpowiada dużym europejskim gospodarkom;
• brak jest perspektyw dla zakrojonych na większą skalę, wspólnych zakupów gazu na poziomie unijnym, gdyż kryzys ujawnił partykularyzmy w tym zakresie;
• regulacje na poziomie unijnym zmierzają do zahamowania cen gazu poprzez odgórną redukcję popytu, jednak jak widać na przykładzie poszczególnych Państw mechanizm ten zadziałał naturalnie w wyniku wzrostu cen;

• Mimo podjętych przez UE działań, w przyszłym roku może na starym kontynencie brakować nawet 30 mld m3 gazu, z czego intensywnie przyrastające moce odnawialne mogą zastąpić około 12 mld m3 gazu – lecz pozostałą część Europa będzie musiała jeszcze dodatkowo zabezpieczyć;
• Komisja Europejska powinna dalej pracować nad mechanizmem ochronnym unijnego rynku gazu, który w równym stopniu chroniłby wszystkie gospodarki europejskie
  i jednocześnie sprawiał, że Unia jako konsument była by nadal atrakcyjna dla eksporterów gazu (z wyłączeniem Rosji).

***

[1] https://www.money.pl/gielda/rosyjski-gaz-plynie-do-ue-tankowcami-import-lng-wzrosl-o-50-proc-6823899307014976a.html

[2] https://www.ft.com/content/0ab21afc-d034-4279-8ce1-4469d0ce8489

[3] https://commission.europa.eu/news/commission-sets-trajectories-filling-gas-storage-2023-2022-11-24-0_pl

[4] https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/pl/ip_22_3140

[5] https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/pl/IP_22_3131

[6] https://businessinsider.com.pl/gospodarka/limit-cen-gazu-15-panstw-apeluje-do-komisji-europejskiej/yzfhbvt

[7] https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/pl/ip_22_5489

[8] https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/pl/ip_22_6225

[9] Proposal for a COUNCIL REGULATION Establishing a market correction mechanism to protect citizens and the economy against excessively high prices COM/2022/668 final https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX%3A52022PC0668&qid=1669911853248

[10] Wniosek ROZPORZĄDZENIE RADY Zwiększenie solidarności dzięki lepszej koordynacji zakupów gazu, transgranicznej wymianie gazu i wiarygodnym poziomom odniesienia cen COM/2022/549 final

[11] https://www.consilium.europa.eu/pl/press/press-releases/2022/10/21/european-council-conclusions-on-energy-and-economy-20-october-2022/

[12] Wersja skonsolidowana Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej – CZĘŚĆ TRZECIA: POLITYKI I DZIAŁANIA WEWNĘTRZNE UNII – TYTUŁ VIII: POLITYKA GOSPODARCZA I PIENIĘŻNA – Rozdział 1: Polityka gospodarcza – Artykuł 122 (dawny artykuł 100 TWE)

[13] https://poland.representation.ec.europa.eu/news/ceny-gazu-z-bezpiecznikiem-2022-11-23_pl

[14] DANIEL CZYŻEWSKI 06.12.2022 13:51 https://energetyka24.com/gaz/wiadomosci/nowa-propozycja-limitu-cenowego-na-gaz-w-ue

[15] https://www.bruegel.org/blog-post/cap-or-not-cap-deal-europe-needs-energy-prices

[16] https://www.gazetaprawna.pl/wiadomosci/kraj/artykuly/8579174,ograniczenie-ceny-gazu-gospodarstwa-domowe-podmioty.html

[17] Ustawa z dnia 7 października 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 roku w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej, Dz.U. 2022 poz. 2127

[18] https://samorzad.pap.pl/kategoria/aktualnosci/sejm-za-zamrozeniem-cen-gazu-w-2023-r 01.12.2022

[19] https://businessinsider.com.pl/wiadomosci/szef-zpp-ostrzega-nie-jestem-krwawym-kapitalista-ale-ekonomia-jest-jedna/1g3r7lb

 

Zobacz: 14.12.2022 Memorandum ZPP ws. limitu na ceny gazu sprowadzanego na teren UE wraz z Polskimi rozwiązaniami

Warszawa, 30 listopada 2022 r. 

 

Jak wspierać MŚP na rynku zamówień publicznych? Nie zmarnujmy tej szansy!

 

• Krajowy rynek zamówień publicznych cechuje niedostateczna konkurencyjność. Dlatego pożądane jest – z punku widzenia uwarunkowań gospodarczych – zwiększenie udziału sektora MŚP w korzystaniu z zamówień publicznych. Obecnie udział MŚP jako wykonawców zamówień publicznych jest nieproporcjonalnie niski w odniesieniu do roli tych podmiotów w krajowej gospodarce.
• Istnieje szereg instrumentów prawnych potencjalnie wspierających sektor MŚP na rynku zamówień publicznych. Do najważniejszych z nich należą możliwość składania ofert częściowych (podział zamówienia na części); rezygnacja z formułowania warunków udziału w postępowaniu; brak stosowania przesłanek fakultatywnych względem podstaw wykluczenia tam, gdzie nie jest to niezbędne; elastyczne stosowanie kryteriów oceny ofert; odpowiednie kształtowanie opisów przedmiotu zamówienia; możliwość odstąpienia od żądania wadium lub ustalenie jego rozsądnej wysokości; tworzenie przyjaznych wykonawcom wzorców umów; możliwość składania ofert przez konsorcja; brak sztucznego sumowania zamówień; stosowanie art. 30 ust. 4 ustawy Prawo zamówień publicznych; brak zastrzegania obowiązku osobistego wykonania części zamówienia; udzielanie odpowiedzi na wszystkie pytania do SWZ; wydłużanie terminów składania ofert; stosowanie, o ile to możliwe, wynagrodzeń kosztorysowych czy brak żądania przedkładania dokumentów tam, gdzie wystarczające są oświadczenia wykonawców. Realizacja choć części z tych możliwości zniwelować może obecne dysproporcje względem potencjału sektora MŚP i jego udziału w rynku zamówień publicznych.
• Zamawiający w systemie zamówień publicznych powinni korzystać z koncepcji local content, której sedno stanowi wspieranie firm sektora MŚP (zarówno w wymiarze krajowym jak i regionalnym). Do powstania odpowiednich warunków dla ich zwiększonego udziału w systemie konieczne jest zwiększenie świadomości dotyczącej istnienia instrumentów przewidzianych w ustawie Prawo zamówień publicznych pozwalających na ułatwienie udziału MŚP w postępowaniach przetargowych.
• Kierowanie się przez zamawiających koncepcją local content w odniesieniu do systemu zamówień publicznych jest możliwe i pożądane wówczas, gdy nie stanowi celu nadrzędnego i jedynego, a stanowi cel drugoplanowy uwzględniający specyfikę MŚP rozumianą poprzez np. realizację celów ekologicznych, proinnowacyjnych czy o charakterze społecznym. Koncepcja local content wpisuje się w ramy ewolucyjnych zmian zachodzących w systemie zamówień publicznych.
• Polityka Zakupowa Państwa umożliwia praktyczne wykorzystywanie zasady local content, ponieważ sama w sobie stanowi ona źródło celów drugoplanowych dążących do zwiększenia poziomu innowacyjności krajowej gospodarki w myśl rozwoju rozwiązań o charakterze środowiskowym, społecznym i zdrowotnym.
• Koncepcja local content może być stosowana zarówno w odniesieniu do postępowań krajowych jak i unijnych. Należy wówczas pamiętać, że krajowi zamawiający uwzględniać muszą kontekst celów strategicznych z punktu widzenia państwa. Skoro wspieranie lokalnych MŚP jest możliwe na poziomie unijnym, jest tym samym pożądane w odniesieniu do krajowego systemu zamówień publicznych – przy założeniu jednak, że proces realizowany jest z poszanowaniem zasad unijnego prawa zamówień publicznych.
• Ustawa Prawo zamówień publicznych daje zamawiającym – w szczególności jednostkom samorządu terytorialnego – szereg instrumentów umożliwiających praktyczne stosowanie koncepcji local content. Kluczowe w tym zakresie pozostaje wykazanie istotnych korelacji między zastosowaniem wybranego rozwiązania, a faktycznymi, obiektywnymi potrzebami i celem, który chce zrealizować zamawiający.

Rola MŚP w gospodarce krajowej wobec wyzwań systemu zamówień publicznych – niewykorzystany potencjał

Jak wynika z danych Unii Europejskiej za rok 2020 zamówienia publiczne stanowią około 19 procent PKB Wspólnoty, co przekłada się na kwotę około 2,3 biliona euro w skali roku. W Polsce ich udział w PKB jest niższy i wynosi w przybliżeniu 10 procent, co stanowi jednak wartość nawet 200 miliardów złotych w skali roku.

Z perspektywy skali funkcjonowania sektora zamówień publicznych i jego wkładu w budowanie kluczowych wskaźników gospodarczych, uwagę zwrócić powinien niewystarczający udział mikro, małych i średnich przedsiębiorstw w odsetku ofert składanych w postępowaniach zarówno poniżej progów unijnych jak i je przekraczających. Niekorzystnie dla MŚP rysują się także dane dotyczące udzielonych zamówień.

Tymczasem, według danych Głównego Urzędu Statystycznego z 2020 roku, spośród 2,3 mln przedsiębiorstw niefinansowych w Polsce 99,8 procenta stanowili przedstawiciele sektora MŚP. 97 procent z puli rzeczonych 2,3 mln firm to mikroprzedsiębiorstwa zatrudniające do 9 pracowników – tylko 3,7 tysiąca to podmioty zatrudniające ponad 250 osób. Tendencja wciąż postępuje – w przedziale lat 2014-2020 liczba mikroprzedsiębiorstw w Polsce zwiększyła się, według danych GUS, o przeszło pół miliona. W tym samym czasie małych, średnich i dużych firm ubyło ponad 10 tysięcy. Jednocześnie to właśnie przedstawiciele sektora MŚP najdotkliwiej – z uwagi na niewystarczające rezerwy finansowe – odczuli skutki pandemii COVID-19, co stwarza konieczność udzielenia sektorowi wsparcia.

Mimo tak znaczącego udziału MŚP w ogóle liczby przedsiębiorstw w Polsce, udział ofert złożonych przez nie w zamówieniach publicznych poniżej progów unijnych w 2020 roku w Polsce wynosił 82 procent[1]. Stanowi to wartość nieznacznie wyższą niż w latach poprzednich (82 procent w roku 2019, 79 procent w roku 2018, 80 procent w roku 2017). W 2020 roku największym zainteresowaniem sektora MŚP cieszyły się zamówienia na roboty budowlane (88 procent). W przypadku ofert dotyczących usług i dostaw wskaźnik udziału MŚP wyniósł 79 procent. Za najkorzystniejsze oferty sektora MŚP uznano w 2020 roku w 81 procentach postępowań o wartości poniżej progów unijnych, co stanowiło 85 procent wartości ogółu zamówień. 

Sytuacja wygląda mniej korzystnie, gdy pod uwagę weźmiemy zamówienia o wartości przekraczającej progi unijne. Tu odsetek ofert składanych przez firmy sektora MŚP wyniósł zaledwie nieco ponad 65 procent ogółu, przy czym za najkorzystniejsze uznawano je w przedziale 60-62 procent przypadków, co przełożyło się na 48 procent ogólnej wartości zamówień (około 69,2 mld złotych). Udział MŚP jako wykonawców zamówień publicznych jest nieproporcjonalny w odniesieniu do roli tych podmiotów w krajowej gospodarce.

Zwiększyć konkurencyjność rynku zamówień publicznych

Polski rynek zamówień publicznych cechuje stosunkowo niska konkurencyjność, której winna jest wprost zbyt znikoma liczba ofert składanych w postępowaniach o udzielenie zamówień publicznych. Jak podaje Urząd Zamówień Publicznych w Raporcie z badania dotyczącego niskiej konkurencyjności w zamówieniach publicznych w roku 2020 w zamówieniach poniżej progów unijnych składano średnio zaledwie 2,786 oferty.

Powyższa liczba oznacza niski odsetek firm, które decydują się na wzięcie udziału w postępowaniu o udzielenie zamówienia publicznego i przekłada się na ograniczenie możliwości uzyskania przez zamawiającego oczekiwanej maksymalnej efektywności w zaspokojeniu zidentyfikowanej potrzeby. Sytuacja ta przyczynia się również do zdominowania rynku zamówień publicznych przez największe firmy stanowiące zaledwie 0,2 procenta rynku polskich przedsiębiorstw.

Przyczyn niechęci względem składania ofert w ramach zamówień publicznych doszukiwać należy się przede wszystkim w ograniczonej znajomości narzędzi, które sektorowi MŚP oferuje ustawa Prawo zamówień publicznych, nadmiernym skomplikowaniu rynku zamówień publicznych oraz – co podkreślają sami przedsiębiorcy – wrogości systemu wobec małych i średnich firm, której pokłosiem jest obawa o naruszenie dyscypliny finansów publicznych.

Istnieje zatem paląca potrzeba zwiększenia udziału przedstawicieli sektora MŚP w rynku zamówień publicznych, tym bardziej, że – z uwagi na jego liczebność – każde jego zakłócenie może przełożyć się na istotne spowolnienie wzrostu gospodarczego. Dodatkowym atutem MŚP jest możliwość zaspokojenia potrzeb związanych ze zwiększeniem wykorzystywania oferowanych przez sektor rozwiązań innowacyjnych.

Tymczasem administracja samorządowa – będąca jednocześnie najistotniejszym kupującym usługi, dostawy i roboty budowlane świadczone przez wykonawców (51,8 proc. wszystkich zamówień w roku 2020) – niechętnie korzysta z nowych możliwości zapewniających realizację koncepcji local content. Efekt tego stanu rzeczy widoczny jest szczególnie w odniesieniu do sektora budowlanego, gdzie najważniejsze zamówienia realizowane są zazwyczaj przez największe przedsiębiorstwa wykorzystujące sektor MŚP jako podwykonawców, którzy niejednokrotnie mają problem z terminowym uzyskaniem wynagrodzenia za wykonaną pracę. Brak możliwości samodzielnego złożenia oferty przez przedstawicieli sektora MŚP (w wyniku niekorzystania przez zamawiających z instrumentów takich jak choćby stosowanie zaliczek czy podział zamówienia na części) skutkuje niepotrzebną konkurencją cenową przedstawicieli sektora MŚP o podwykonawstwo względem wykonawcy generalnego, co przekłada się na niższy zarobek i zmniejszenie rentowności tych przedsiębiorstw.

Ustawodawca, projektując obowiązującą ustawę Prawo zamówień publicznych, dostrzegł problem, czego efektem są liczne zmiany dokumentu, które – wbrew obiegowej opinii – nie wykluczają stosowania zasady local content. Obecny kształt ustawy Prawo zamówień publicznych daje zamawiającemu szereg instrumentów wspierających MŚP zarówno w wymiarze regionalnym jak i krajowym.

Wszystko w rękach zamawiających

Zamawiający, a w szczególności jednostki samorządu terytorialnego – bazując na aktualnych przepisach prawa – dysponują szeregiem instrumentów potencjalnie wspierających koncepcję local content i nie naruszających jednocześnie przepisów płynących z ustawy Prawo zamówień publicznych.

Podstawowym narzędziem, które mogłoby posłużyć do zintensyfikowania udziału MŚP w rynku zamówień publicznych jest – tu zamawiający ma swobodę w stosowaniu przepisów – możliwość podziału zamówienia na części. Zamawiający ma także prawo do ograniczenia liczby części, które udzielone zostaną jednemu wykonawcy. Zarówno Dyrektywa Klasyczna jak i Dyrektywa Sektorowa dały państwom członkowskim dowolność we wprowadzeniu obowiązku podziału zamówienia na części, strona polska jednak nie skorzystała z tej możliwości.

Zamawiający – w myśl najnowszego brzmienia ustawy Prawo zamówień publicznych –  zyskał także pełne prawo – bez naruszania przepisów ustawy – do podjęcia decyzji o odstąpieniu od formułowania warunków udziału w postępowaniu. Dzięki temu przedstawiciele sektora MŚP zyskują szansę na to, by nie składać pełnej dokumentacji i oświadczeń, gdy nie jest to konieczne. Odbiurokratyzowanie tego elementu postępowania – przy założeniu korzystania przez zamawiających z tego przywileju – może mieć ogromny wpływ na zwiększenie konkurencyjności rynku zamówień publicznych i zwiększenie w nim roli sektora MŚP. Zamawiający może także zrezygnować ze stosowania fakultatywnych przesłanek wykluczenia, o ile ta decyzja nie naruszy zasad konkurencyjności oraz nie stworzy ryzyka niewłaściwego wykonania przedmiotu zamówienia. Stosowanie fakultatywnych przesłanek wykluczenia każdorazowo wiązać się musi z jasno określonym celem.

Pewne szanse na realizację koncepcji local content dają także kryteria oceny ofert. Tu wprawdzie zamawiający nie może wprost promować małych i średnich przedsiębiorstw, ale jednocześnie nic nie stoi na przeszkodzie, by zastosował on kryteria, których realizacja będzie prostsza z punktu widzenia MŚP – takich jak choćby zatrudnianie przez te podmioty pracowników zamieszkałych w bezpośredniej bliskości miejsca realizacji przedmiotu zamówienia, co przełożyć może się na wyższą sprawność jego wykonania.

Szansą dla sektora MŚP na zwiększenie udziału w rynku zamówień publicznych jest także brak obowiązku ustalenia żądania wniesienia wadium bez względu na wartość umowy, rodzaj zamówienia i tryb prowadzonego postępowania. Jest to novum względem ustawy Prawo zamówień publicznych z roku 2004. Z uwagi na fakultatywność instytucji wadium, każdorazowa rezygnacja z niej przez zamawiającego, poszerza konkurencyjność postępowania.

W kwestiach finansowych sensu stricto kapitalne znaczenie zyskuje także przepis art. 442 ustawy Prawo zamówień publicznych, który przewiduje możliwość udzielenia przez zamawiającego – na określonych zasadach – zaliczki. Jest to ukłon w stronę przedstawicieli sektora MŚP, którzy dysponują zazwyczaj mniejszymi możliwościami finansowymi aniżeli największe firmy w kraju. Zaliczki pozostają w pełnej zgodności z prawem UE oraz każdorazowo wpływają na zwiększenie konkurencyjności na rynku zamówień publicznych.

Wykonawcy mają także możliwość złożenia oferty jako konsorcjum. Wpływa to pozytywnie na zwiększenie potencjału wykonawców względem spełnienia warunków stawianych w postępowaniu przez zamawiającego. Zamawiający ma jednak możliwość ograniczenia swobody wykonawców w zakresie spełnienia poszczególnych warunków udziału w postępowaniu. Aby zwiększyć szanse MŚP na złożenie najbardziej dopracowanej oferty, zamawiający mogą skorzystać z przywileju wydłużania terminu składania ofert – musi on jednak wówczas pozostawać w zgodzie z możliwością prawidłowego i pełnego przygotowania oferty. Wydłużanie terminów na składanie ofert to jedna z szans realizacji koncepcji local content – dłuższy czas to urealnienie szans firm sektora MŚP, które nie posiadają zazwyczaj wyspecjalizowanych komórek odpowiedzialnych za szybkie przygotowanie pełnej oferty i skompletowanie niezbędnej dokumentacji. Zamawiający – celem aktywizacji firm sektora MŚP na niwie zamówień publicznych – mogą także stosować formułę wynagrodzeń kosztorysowych, które, w odróżnieniu od ryczałtowych, dają relatywną pewność względem otrzymania od zamawiającego zapłaty wyższego wynagrodzenia w sytuacji, w której wykonawca ponosi dodatkowe koszty. Stosowanie wynagrodzenia kosztorysowego to formuła wprost zachęcająca wykonawców sektora MŚP do zwiększonego udziału w rynku zamówień publicznych.

Zamawiający mogą realizować koncepcję local content stosując również szereg innych instrumentów, które zapewnia im ustawa Prawo zamówień publicznych. Należą do nich tworzenie maksymalnie przejrzystych wzorców umów, odpowiednie kształtowanie opisów przedmiotów zamówień, odstąpienie od popularnej praktyki sztucznego sumowania zamówień, udzielanie możliwie najbardziej treściwych odpowiedzi dotyczących specyfikacji warunków zamówień czy rozważne zastrzeganie obowiązku osobistego wykonania części zamówienia przez wykonawcę.

Podsumowanie

Jednostki samorządu terytorialnego oraz inni zamawiający, w myśl ustawy Prawo zamówień publicznych – realizując tak krajowe jak i unijne zamówienia – dysponują możliwością realizowania koncepcji local content, która realnie zwiększa szanse na udział najliczniejszej w Polsce grupy przedsiębiorstw, czyli sektora MŚP, w rynku zamówień publicznych. Stosowanie wymienionych narzędzi zwiększa konkurencyjność sektora zamówień publicznych i oddala widmo „zawłaszczenia” rynku niemal wyłącznie przez największe firmy.

Oparta na zasadach partnerstwa i dialogu kooperacja między sektorami publicznym i prywatnym z jednej strony zachęcić może większą liczbę przedsiębiorców – ze szczególnym wskazaniem na przedsiębiorców sektora MŚP – do udziału w postępowaniach o udzielenie zamówień. Z drugiej strony szersze grono firm składających swoje oferty to także szansa dla zamawiających, który wybrać mogą ofertę najkorzystniejszą z punktu widzenia pierwszo- i drugoplanowych celów.

Aby tak się stało, nastąpić musi jednak realna zmiana mentalności zmawiających, za którą pójść muszą chęci – oparte na realnych wymiernych korzyściach – wykonawców, w tym także przedstawicieli sektora małych i średnich przedsiębiorstw.

***

[1] Dane na podstawie Sprawozdania Prezesa Urzędu Zamówień Publicznych z funkcjonowania systemu zamówień publicznych w 2020 roku.

 

Zobacz: 30.11.2022 Jak wspierać MŚP na rynku zamówień publicznych Nie zmarnujmy tej szansy!

Warszawa, 17 października 2022

 

Wpływ kryzysu energetycznego na wybrane branże, a najnowsze propozycje prawne

 

• Kryzys energetyczny sprawił, że coraz więcej państw podejmuje ekstraordynaryjne działania w celu ochrony firm i gospodarstw domowych – w Polsce regulator zdecydował się na wprowadzenie cen maksymalnych dla odbiorców indywidualnych i sektora firm MŚP, a także rekompensat dla podmiotów energochłonnych;
• Zaproponowane instrumenty, choć cenne i gwarantujące istotnej części odbiorców podstawową stabilność, nie obejmują grupy firm dużych, jednocześnie nieobjętych pomocą dla przemysłu energochłonnego;
• Przykładem sektorów, w których duża część firm nie została objęta programami pomocowymi, są m.in. sektor telekomunikacyjny, czy spożywczy. Niektóre branże krytyczne z powodu ich znaczenia dla bezpieczeństwa – takie jak np. producenci leków – zwracają z kolei uwagę na konieczność zapewnienia absolutnej ciągłości dostaw energii elektrycznej.
• Analizując wpływ kryzysu energetycznego na gospodarkę należy uwzględniać również perspektywę firm z branż mniej oczywistych, jak sektory energochłonne, a często absolutnie kluczowych dla bezpieczeństwa i stabilności funkcjonowania państwa oraz obrotu gospodarczego. Apelujemy, by wszelkie rozwiązania pomocowe dla firm przygotowywane były w głębokim, bieżącym dialogu z biznesem.

 

WPROWADZENIE

Odpowiadając na apele przedsiębiorców, którzy wzięli udział w debacie Okrągłego Stołu, zorganizowanej w dniu 26 września w ramach Forum Energii ZPP, poddaliśmy analizie rozwiązania prawne proponowane przez rząd i mające przeciwdziałać następstwom kryzysu energetycznego. Wzięliśmy pod lupę zróżnicowane branże i ich wrażliwość na wahania cen energii i gazu oraz ewentualny brak ciągłości dostaw. Wreszcie zebraliśmy uwagi przedsiębiorców odnośnie najważniejszych kierunków zmian, które pozwoliłyby chronić poszczególne segmenty gospodarki, nie tylko energochłonne, lecz także te które są ogniwami w łańcuchach dostaw podstawowych świadczeń dla obywateli.

Jak bardzo strona rządowa stara się przeciwdziałać spadkom nastrojów wśród przedsiębiorców świadczy fakt zapowiedzenia w drugim tygodniu października projektu ustawy w sprawie złagodzenia skutków podwyżek cen energii dla małych i średnich firm oraz samorządów. W poniedziałek na stronach RCL pojawiła się zapowiedź „ustawy o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 roku” (UD454). Jest to kolejna z szeregu ustaw, która nie trafia do konsultacji społecznych, a tym samym niesie ze sobą szereg ryzyk.

We wspomnianym projekcie rząd zapowiedział wyznaczenie maksymalnych cen, jakie mają być stosowane w rozliczeniach z wybranymi grupami odbiorców w 2023 r. W komunikacie Ministerstwa Klimatu i Środowiska oraz Kancelarii Premiera ogłoszono limit cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych na poziomie 693 zł/MWh. Maksymalną cenę za energię elektryczną dla podmiotów użyteczności publicznej, odbiorców wrażliwych oraz małych i średnich przedsiębiorstw ustalono na 785 zł/MWh. Cena maksymalna będzie obowiązywać dla poziomu 90 proc. zużycia w odniesieniu do okresu trwania pandemii, gdy wiele firm i instytucji ograniczało działalność.

Cena maksymalna ma dotyczyć rozliczeń z MŚP z datą od 1 grudnia 2022 r. i obowiązywać do 31 grudnia 2023 r. Jak wynika z opisu regulacji, ma się on odnosić również do kontraktów już zawartych, które miałyby być przez spółki obrotu renegocjowane. Z zapowiedzi projektu wynika również jakoby referencyjnym poziomem dla wypłaty rekompensat spółkom obrotu miałyby być notowania z rynku SPOT, publikowane co miesiąc przez TGE. Pozostaje pytanie o źródło środków dla pokrycia różnicy pomiędzy rzeczywistym kosztem zabezpieczenia na giełdzie energii przez spółkę obrotu dla odbiorcy, a ceną maksymalną. W umowach historycznych (np. z sierpnia br.) stawki umowne sięgały nawet 2700zł/MWh. Gdyby różnicę pokryć miały spółki obrotu – zbankrutują.

Niemniej o ile cena maksymalna to dobra informacja dla ogromnej liczby przedsiębiorców, tak zdecydowanie jakiekolwiek proponowane rozwiązania prawne nie mogę pogarszać sytuacji innych grup firm.

Kolejne z procedowanych obecnie przepisów, mające zapobiegać skutkom kryzysu energetycznego, słusznie skupiają się na przemyśle energochłonnym, czyli takim, w którym koszty zakupu energii elektrycznej i gazu wynosiły już historycznie do kilkudziesięciu procent wartości produkcji, i które działają w branżach wskazanych przez Komisję Europejską jako szczególnie odczuwające skutki kryzysu. Chodzi o ustawę o zasadach realizacji programów wsparcia przedsiębiorców w związku z sytuacją na rynku energii w latach 2022 – 2024 (UD440), a właściwie o opracowany w relacji do niej rządowy projekt wsparcia.

W przedstawionej koncepcji Ministerstwa Rozwoju i Technologii są to głównie przedsiębiorstwa produkcyjne reprezentujące przemysł: metalurgiczny, chemiczny, ceramiczny, czy papierniczy, jednak i tutaj ustawodawca proponuje pomoc dla wąskiego i wyspecjalizowanego grona. Pomimo szczytnych celów jakim jest ochrona miejsc pracy, czy zatrzymanie w Polsce pewnych gałęzi przemysłu, pominięto szereg działalności, które są newralgiczne z punktu widzenia funkcjonowania państwa. Dlatego też ZPP postanowiło przeprowadzić konsultacje z przedsiębiorstwami, które świadczą m.in. usługi medyczne, telekomunikacyjne, są producentami i dostawcami farmaceutyków, elektroniki, czy odpowiadają za transport kolejowy.

W obecnym kształcie programu o pomoc mogą ubiegać się przedsiębiorcy, będący zakładem energochłonnym, tzn. potrafiący wykazać, że w 2021 r. ponieśli koszty zakupu energii elektrycznej i gazu ziemnego, stanowiące nie mniej niż 3% wartości ich produkcji. Jednocześnie ich przeważająca działalność odbywać się musi w jednej z grup PKD wymienionych w Załączniku nr 1 do programu (poniżej).

Termin kwalifikowalny do pomocy obejmuje okres od 1 lutego do 31 grudnia 2022 r. Okres referencyjny dla obliczenia wzrostu cen energii elektrycznej i gazu ziemnego obejmuje okres od 1 stycznia do 31 grudnia 2021 r. Program trwa od momentu ogłoszenia do 31 grudnia 2022 r., do kiedy też pomoc ma zostać wypłacona. Budżet Programu na 2022 r. wynosi 5 079 416 000 zł i jest finansowany z Funduszu Rekompensat Pośrednich Kosztów Energii.

Wg polskiego programu Intensywność pomocy stanowi do 30% kosztów kwalifikowanych, lecz nie więcej niż 2 mln euro. Poziom wsparcia może zostać zwiększony do maksymalnie 70%, jeżeli wnioskodawca ponosił straty z działalności operacyjnej w okresie kwalifikowalnym, przy czym wzrost kosztów kwalifikowalnych (wzrost kosztów energii) musi stanowić co najmniej 50% straty z działalności operacyjnej. Wsparcie nie może jednak przekroczyć wartości 80% straty i nie może wynieść więcej niż 25 mln euro. Parametry te są zgodne z zapisami Tymczasowych Ram Kryzysowych dla członków Unii Europejskiej, jednak limit 25 mln euro jest zdecydowanie niższy od pułapu 50 mln euro, wskazanego w oryginalnym dokumencie.

Program wsparcia w Polskim brzmieniu ogranicza dodatkowo grono beneficjentów mogących ubiegać się o najniższy limit wsparcia (wynoszący 30% kosztów kwalifikowanych) do zakładów energochłonnych. Bowiem przeważająca działalność przedsiębiorcy musi mieścić się w jednej z grup PKD wskazanych w załączniku do Programu. Unijne Tymczasowe Ramy Kryzysowe nie narzucają takich ograniczeń, a o najniższy poziom wsparcia może ubiegać się każde przedsiębiorstwo.

 

WSPARCIE NIE DLA WSZYSTKICH

Lista kodów PKD uwzględnionych w polskiej wersji programu wsparcia na rok 2022 „sektory szczególnie odczuwające skutki kryzysu”:

14.11 Produkcja odzieży skórzanej

24.42 Produkcja aluminium

20.13 Produkcja pozostałych podstawowych chemikaliów nieorganicznych

24.43 Produkcja ołowiu, cynku i cyny

17.11 Produkcja masy włóknistej

07.29 Górnictwo pozostałych rud metali nieżelaznych

17.12 Produkcja papieru i tektury

24.10 Produkcja surówki żelazostopów, żeliwa i stali oraz wyrobów hutniczych

20.17 Produkcja kauczuku syntetycznego w formach podstawowych

24.51 Odlewnictwo żeliwa

20.60 Produkcja włókien chemicznych

19.20 Wytwarzanie i przetwarzanie produktów rafinacji ropy naftowej

24.44 Produkcja miedzi

20.16 Produkcja tworzyw sztucznych w formach podstawowych

13.10 Przygotowanie i przędzenie włókien tekstylnych

24.45 Produkcja pozostałych metali nieżelaznych

23.31 Produkcja ceramicznych kafli i płytek

13.95 Produkcja włóknin i wyrobów wykonanych z włóknin, z wyłączeniem odzieży

23.14 Produkcja włókien szklanych

20.15 Produkcja nawozów i związków azotowych

16.21 Produkcja arkuszy fornirowych i płyt wykonanych na bazie drewna

23.11 Produkcja szkła płaskiego

23.13 Produkcja szkła gospodarczego

Następujące podsektory w ramach sektora gazów technicznych (20.11):

20.11.11.50 Wodór

20.11.12.90 Nieorganiczne związki tlenowe niemetali

Następujące podsektory w ramach sektora produkcji pozostałych podstawowych chemikaliów organicznych (20.14):

20.14.12.13 Cykloheksan

20.14.12.23 Benzen

20.14.12.25 Toluen

20.14.12.43 o-Ksylen

20.14.12.45 p-Ksylen

20.14.12.47 m-Ksylen; mieszaniny izomerów ksylenu

20.14.12.50 Styren

20.14.12.60 Etylobenzen

20.14.12.70 Kumen

20.14.12.90 Pozostałe węglowodory cykliczne

20.14.23.10 Glikol etylenowy (etanodiol)

20.14.63.33 2,2-Oksydietanol (glikol dietylenowy, digol)

20.14.63.73 Oksiran (tlenek etylenu)

20.14.73.20 Benzol (benzen); toluol (toluen) i ksylol (ksyleny)

20.14.73.40 Naftalen i pozostałe mieszaniny węglowodorów aromatycznych, z wyłączeniem benzolu, toluolu i ksylolu

Następujący podsektor w ramach sektora produkcji wyrobów z pozostałych mineralnych surowców niemetalicznych, gdzie indziej niesklasyfikowanej (23.99):

23.99.19.10 Wełna żużlowa, wełna skalna i podobne wełny mineralne, włącznie z ich mieszaninami, luzem, w arkuszach lub w belach

W opinii Magdaleny Zawadzkiej – Partnera Crido Business & Innovation Consulting Sp. z o.o. ograniczenie grona potencjalnych beneficjentów jest zbyt daleko idące, przez co wsparcie może być nieosiągalne dla ogromnej liczby polskich przedsiębiorstw. Dodatkowo ograniczenie zakresu sektorów mogących ubiegać się o wsparcie może stanowić utrudnienie w szybkim przeprowadzeniu notyfikacji Komisji Europejskiej polskiego programu, a więc odsunąć w czasie moment udzielenia pomocy firmom.

Niektóre branże w polskiej wersji programu zostały odsunięte od wsparcia, chociaż branże pokrewne są uprawnione do otrzymania go. W związku z tym postulujemy możliwie najszersze podmiotowo zwiększenie dostępności wsparcia o najniższym poziomie 30%, w przedziale w którym KE nie ogranicza pomocy do listy określonych branż.

Jak bardzo wąski jest katalog branż mogących liczyć na wsparcie wskazał podczas posiedzenia sejmowej Komisji Gospodarki i Rozwoju (nr 92) w dniu 27 września 2022 r Dyrektor Biura Krajowego Zrzeszenia Producentów Materiałów Budowlanych CERBUD Tomasz Rowiński. Zaznaczył on, że Ministerstwo wybrało 26 branż, którym „należy” się pomoc, jednocześnie pomijając firmy z tego samego sektora. Jak wspomniał w katalogu wsparcia brakuje branży produkcji ceramicznych materiałów budowlanych, natomiast jest tam wymieniona branża bliźniacza – produkcja kafli i płytek ceramicznych. W skali kraju jest to około 170 wykluczonych podmiotów, reprezentujących jedynie ten segment rynku.

Niekonsekwentny wybór przez Ministerstwo Rozwoju i Technologii branż objętych programem, m.in. wynikający z braku przeprowadzenia konsultacji społecznych, wykluczył również takie działalności (PKD) jak:

17.21.Z produkcja papieru falistego i tektury falistej oraz opakowań z papieru i tektury,

22.11.Z produkcja opon i dętek z gumy; bieżnikowanie i regenerowanie opon z gumy,

22.22.Z produkcja opakowań z tworzyw sztucznych,

23.32.Z produkcja cegieł, dachówek i materiałów budowlanych, z wypalanej gliny,

24.20.Z produkcja rur, przewodów, kształtowników zamkniętych i łączników, ze stali,

25.22.Z produkcja opakowań z tworzyw sztucznych,

25.92.Z produkcja opakowań z metali,

25.99.Z produkcja pozostałych gotowych wyrobów metalowych, gdzie indziej niesklasyfikowana

28.72.Z produkcja opakowań z metali lekkich,

38.32.Z odzysk surowców z materiałów segregowanych.

Wskazane sektory to jedynie wybrane przykłady pominiętych branż.

TELEKOMUNIKACJA

Środowiskiem, które już odczuwa skutki kryzysu energetycznego jest branża telekomunikacyjna, gwarantująca szeroko rozumianą łączność. To dzięki telekomom możemy uzyskiwać konsultacje medyczne przez telefon, utrzymywać kontakty nie tylko prywatne lecz również biznesowe, uczyć się zdalnie, nie mówiąc o obsłudze robotów medycznych na odległość. Telekomunikacja to fundament gospodarki. O łączność oparta jest dziś edukacja i prowadzenie wielu działalności, funkcjonowanie państwa. W ciągu 3 lat wolumen konsumowanej przez niektóre firmy z sektora telekomunikacyjnego energii podwoił się. Jednocześnie, ceny usług telekomunikacyjnych w Polsce pozostają najtańszymi w Europie, a indeksacja cen jest niemożliwa bez zgody Urzędu Komunikacji Elektronicznej. Branża komunikacyjna, która jest symbolem nowych technologii nie ma też możliwości ograniczania zużycia energii, z uwagi na nieprzerwany rozwój sieci.

Znaczący procent stacji bazowych, które użytkują telekomy nie jest połączonych bezpośrednio z dostawcą energii, ale za pomocą umów na podlicznikach. Przy zmienności cenowej jaką obserwowaliśmy przez ostatnie 1,5 roku na rynku możliwość przewidzenia stawek w jakich zakontraktują energię właściciele nieruchomości jest utrudniona. Firmy obawiają się też, że części sprzedawców bardziej będzie opłacało się wypowiedzieć umowę, niż utrzymać jej warunki, co również zwiększa ryzyko niedoszacowania kosztów. To z kolei powoduje, że firmy telekomunikacyjne mogą wstrzymywać się z inwestycjami.

TRANSPORT KOLEJOWY

Branża kolejowa przewiduje wzrost cen energii dla przewoźników w transporcie szynowym o nawet 146 %, co spowoduje wyższe o 3,6 mld zł koszty z tego wynikające.Ten poziom cen spowoduje, że przewoźnicy nie będą mogli realizować przewozów w zakładanych wolumenach. Jeżeli nie będzie celowej dotacji dla sektora kolejowego oferta przewozów współfinansowanych przez samorządy może być ograniczana. Są obszary w naszym kraju, gdzie bez transportu publicznego nie będziemy w stanie wjechać do miast bo nie mamy tylu dróg i miejsc parkingowych aby pomieścić zwiększoną liczbę samochodów.Kolej pomijana jest w planowanym przez rząd wsparciu mimo, że udział kosztów energii to średnio kilkanaście procent, a obecnie nawet 20% kosztów związanych z działalnością przewoźników.

Przewoźnicy kolejowi postulują o zwolnienie z opłaty mocowej, z tytułu której odprowadzają do budżetu państwa około 100 mln zł rocznie.  Branża kolejowa, apeluje o tarczę dla kolei, aby mogła ona swoją – poniekąd publiczną – misję realizować. Kolej to najbardziej ekologiczny środek transportu, który w przyszłości ma szansę zmniejszać krajowe uzależnienie od węgla. Dziś jednak kwestia płynności finansowej przewoźników kolejowych jest kluczowa.

Branża potrzebuje gwarancji w płatnościach za energię elektryczną dla transportu kolejowego. Gwarancje Skarbu Państwa i/lub Banku Gospodarstwa Krajowego mogłyby pomóc przetrwać obecny kryzys energetyczny. Generalnie, dla podmiotów kontraktujących energię poprzez TGE kwestia zwolnienia lub czasowego zwolnienia z depozytów, które dotyczyłyby nie tylko Spółek Skarbu Państwa oraz posiadających rating, ale także innych podmiotów, które sprzedają energię elektryczną klientom końcowym przyniosłoby nie tylko proporcjonalność w traktowaniu uczestników giełdy, ale też ograniczyło ryzyka finansowe, które leżały u podstaw propozycji zniesienia obliga giełdowego. Należy zaznaczy że spółki obrotu nie obierają pozycji spekulacyjnych, gdyż mają pokrycie dla zawieranych transakcji w umowach z odbiorcami.

Wysokie ceny energii oznaczają też konieczność przyspieszenia transformacji kolei w stronę OZE. Dziś polska kolej płaci 2,5 mld zł za energię, a w przyszłym roku szacuje się wzrost o 3,6 mld zł. Branża przewiduje, że projekt “Zielona kolej” zapewni do 2030 roku 85 % zużycie energii ze źródeł odnawialnych. Kolej ma szansę stać się pierwszym środkiem transportu, który będzie neutralny klimatycznie. Program ”Zielona Kolej” może wyeliminować 1/3 energii, która do tej pory produkowana była z węgla importowanego z Rosji. Ale bez doraźnego wsparcia państwa w obliczu kryzysu energetycznego przewoźnicy staną przed koniecznością ograniczenia siatki połączeń, gdyż samorządy nie udźwigną zwiększonych kosztów usług kolejowych.

PRZEMYSŁ SPOŻYWCZY

Branżą gorąco apelującą o interwencję państwa na rynku energii są producenci żywności. Chociaż Europa, w tym Polska, obecnie nie zmaga się z kryzysem bezpieczeństwa żywnościowego, to niepewność energetyczna – zarówno pod względem dostępności, jak i kosztów – wywiera ogromną presję na producentów żywności, co może potencjalnie w przyszłości prowadzić do niedoborów żywności i pogłębiać inflację w całej UE. Znaczna część producentów żywności to duże firmy, nie objęte ani rządowym programem dopłat, ani planowaną ceną maksymalną dla MŚP.

Z kolei niektóre firmy z sektora rolno-spożywczego już odczuwają skutki problemów z wysokimi cenami energii i inflacją, przez co ich prognozy finansowe na jesień i zimę są niepokojące. We wszystkich głównych kategoriach kosztów nakładczych, takich jak surowce, opakowania, logistyka, paliwa obserwowane są wzrosty cen, a planowanie i prognozowanie staje się coraz większym wyzwaniem dla producentów żywności, gdzie celem jest utrzymanie niezakłóconej produkcji. Efekt domina w całym łańcuchu dostaw żywności jest również coraz bardziej prawdopodobny ze względu na współzależność dostaw.

Konieczne jest wyraźne i jednoznaczne uznanie produkcji żywności, w rozumieniu całego powiązanego łańcucha rolno-spożywczego, za „społecznie krytyczne” (w tym między innymi sektorów produkcji podstawowej, przetwórstwa żywności i dystrybucji oraz sektorów pokrewnych np. opakowań, pasz, itp.). Oznacza to nadanie priorytetu pod względem dostępu do energii i umiarkowanych jej cen, umożliwiając zasilanie zakładów produkcyjnych i logistycznych bez przerw. Ten szczególny status sektora rolno-spożywczego był ważny podczas pandemii COVID-19 i jest równie ważny dzisiaj.

Produkcja żywności jest z definicji energochłonna, ponieważ obejmuje procesy takie jak ogrzewanie, chłodzenie i zamrażanie w cyklu ciągłym. Z tego powodu, gdyby sektor produkcji żywności został objęty mechanizmem ograniczania zużycia energii elektrycznej w godzinach szczytu (np. stopnie zasilania), mogłoby to wywołać poważne negatywne konsekwencje dla zapewnienia bezpieczeństwa żywności, marnotrawienia żywności i dostępności żywności na rynku.

PRODUKTY LECZNICZE

Nawet kilkugodzinne wstrzymanie dostaw energii to w praktyce opóźnienia w dostarczaniu leków wynoszące nawet do kilkunastu tygodni.

Branża produkująca leki jest głęboko regulowana. Jednym z elementów tej regulacji jest zarówno dobra praktyka wytwarzania, jak i dobra praktyka dystrybucji. Obie zakładają takie wykorzystywanie energii, że jeżeli temperatura zmieni się o pół stopnia poza zdefiniowane standardy to całą partię produktu trzeba utylizować. Przywracanie produkcji na niektórych liniach zajmuje kilka tygodni, na innych kilkanaście, a przy części procesów fizycznie się tego nie da zrobić. Ceny leków refundowanych to ceny sztywne, ustalane urzędowo. Najczęściej na okres 3 lat. Ostatnie ustalenia dotyczące cen około 2000 leków refundowanych miały miejsce przed pandemią COVID-19. W farmacji więc wyzwaniem jest dziś inflacja, koszt uzyskania substancji, kursy walutowe i koszty, które w szybkim tempie rosną.

Każdy etap wytwarzania jest nadzorowany przez Główny Inspektorat Farmaceutyczny. Nie można pewnych czynności – jak choćby badania jakości – przeprowadzić w innej fabryce (w stosunku do miejsca wytworzenia). A więc każdy kilkugodzinny brak dostępu do energii to co najmniej kilkudniowe opóźnienie w dostępie do leków na rynku. Odtworzenie procesu wytwarzania to czasochłonny i kosztochłonny proces. Dla przykładu bez udziału wentylacji nie ma systemu wytwarzania. Z kolei substancje czynne mogą być wykorzystane tylko raz w procesie. Jeżeli więc lek jest produkowany z wykorzystaniem substancji czynnej i ten proces zostanie przerwany generuje to dwie starty: kosztową i produktową – lek nie trafi na rynek. W obecnych procesach produkcyjnych substancje czynne – serce leku – są głównie wytwarzane na postawie gazu. Zdarza się, że utrata zasilania powoduje trwałe zniszczenie maszyn, podobnie jak to ma miejsce z piecami hutniczymi. Krajowy przemysł farmaceutyczny ogromnym kosztem utrzymał ciągłość działania w czasie pandemii, tym bardziej nie można go ponownie wystawiać na ryzyko utraty płynności dostaw.

Koszty wytwarzania produktów leczniczych z punktu widzenia dostępu do energii są dziś bardzo duże. Jedna z większych firm farmaceutycznych w naszym kraju dostała informację, ze wzrost kosztów energii na przyszły rok to w jej przypadku 500%. Krajowy przemysł farmaceutyczny odpowiada za co drugi lek refundowany w aptece. Skala ryzyka jest więc poważna. W obecnej sytuacji rynkowej nie można powiedzieć z przekonaniem, że leków nie zabraknie. Aby tej sytuacji przeciwdziałać należy literalnie wskazać przemysł farmaceutyczny, jako przemysł chroniony. Posiadamy póki co krajowy przemysł farmaceutyczny i warto go docenić oraz chronić.

USŁUGI MEDYCZNE

Gdyby zabrakło leków lekarze nie mogliby skutecznie zwalczać najprostszych schorzeń. Jednak gdyby zabrakło prądu obecnie placówki medyczne, inne niż szpitale, nie mogłyby liczyć na gwarancję dostaw. Aktualna legislacja nie chroni i nie gwarantuje ciągłości dostaw energii dla systemu ochrony zdrowia. Funkcjonujące od 2021 r. znowelizowanie Rozporządzenie Rady Ministrów „w sprawie szczegółowych zasad i trybu wprowadzania ograniczeń w sprzedaży paliw stałych oraz w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej lub ciepła” nie gwarantuje ciągłości dostaw energii do wszystkich placówek ochrony zdrowia, ograniczając ochronę jedynie do „szpitali i innych obiektów ratownictwa medycznego”.  Prawo zapewnia ochronę wyłącznie szpitalom, w całości pomijając m. in.: podstawową opiekę zdrowotną, laboratoria, apteki, przychodnie specjalistyczne – czyli podmioty, na których swoje funkcjonowanie opiera polski system opieki zdrowotnej. Obecna regulacja została zmieniona w 2021 r., niestety na niekorzyść sektora ochrony zdrowia, ponieważ wcześniej pełną ochroną, jeżeli chodzi o dostępność do źródeł energii, był objęty cały sektor. W tym momencie taka ochrona jest zapewniona tylko dla szpitali. Jeżeli apteki będą zmuszone wyłączyć lodówki, leki będzie trzeba zutylizować. Dotyczy to szczepionek i wielu innych substancji. Nawet chwilowe przerwy w dostawie prądu do tych podmiotów to ryzyko dla zdrowia i życia polskich pacjentów, do którego nie możemy dopuścić. W takiej sytuacji szpitale nie będą też w stanie samodzielnie zrealizować potrzeb zdrowotnych tych pacjentów, którzy dotychczas korzystali z usług ambulatoriów – zwłaszcza w kontekście nadchodzącego sezonu infekcyjnego.

Kolejnym wyzwaniem jest wsparcie publiczne dla całego sektora ochrony zdrowia (publicznego i prywatnego). Wszystkie placówki medyczne mają ten sam prąd w gniazdku, za który w bieżącym roku płacą od kilku do kilkudziesięciu milionów więcej niż w latach ubiegłych. Bez publicznego wsparcia galopujące ceny prądu przełożą się na koszty usług dla pacjentów, co dla wielu z nich ograniczy dostęp do świadczeń medycznych. Sektor podstawowej opieki zdrowotnej, nie tylko ten publiczny, ale i prywatny to system ochrony zdrowia i w momencie kiedy tam energia będzie droga, albo jej zabraknie to szpitale nie poradzą sobie z napływem pacjentów na szpitalne odziały ratunkowe.

Potrzebujemy dziś prawnych gwarancji nieprzerwanych dostaw energii w umiarkowanych cenach do wszystkich placówek medycznych i związanej z nimi infrastruktury (serwery, zimne łańcuchy dostaw w przypadku leków i szczepionek etc.).

Projektowana w Ministerstwie Klimatu i Środowiska „ustawa o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 roku”, zawiera rozwiązania analogiczne do ustawy „o szczególnych rozwiązaniach w zakresie niektórych źródeł ciepła w związku z sytuacją na rynku paliw”. W naszej opinii najgorszym rozwiązaniem dla pacjentów byłoby wskazanie, że specjalne ułatwienia / preferencyjne stawki otrzymają wyłącznie „podmioty udzielające świadczeń opieki zdrowotnej finansowanych ze środków publicznych, w zakresie, w jakim zużywają energię na potrzeby udzielania tych świadczeń”. (Analogiczny zapis znajduje się w ustawie o cieple, przy czym słowo „energii” zostało zastąpione słowem „ciepło”). Spowoduje to kuriozalną sytuację, w której niemożliwe będzie prawidłowe (odrębne) rozliczanie kosztów energii elektrycznej dla wielu elementów wspólnej infrastruktury placówek medycznych realizujących świadczenia finansowane i niefinansowane ze środków publicznych, jak m. in.: wentylacja i klimatyzacja, oświetlenie, utrzymanie serwerów (na których znajdują się dane pacjentów otrzymujących świadczenia finansowane publicznie i niepublicznie), koszty ogrzewania pomieszczeń wspólnych dla obu rodzajów świadczeń, lodówek w których przechowywane są leki i szczepionki finansowane ze środków publicznych i niepublicznych etc. Z ustaw tych nie można wykluczać krytycznych elementów infrastruktury sektora ochrony zdrowia, które nie realizują świadczeń medycznych finansowanych ze środków publicznych (laboratoria, apteki, ambulatoria etc.)

Koniecznym jest, by w toku prac legislacyjnych nad „tarczą solidarnościową” i „nadzwyczajnymi środkami”, czy „ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej lub ciepła” poszerzyć katalog beneficjentów instrumentów pomocowych o wszystkie podmioty funkcjonujące w sektorze ochrony zdrowia i nie ograniczać tego katalogu wyłącznie do podmiotów szpitalnych.

SPRZĘT ELEKTRYCZNY I ELEKTRONICZNY

Z wcześniej wspomnianą branżą telekomunikacyjną związana jest również branża elektroniczna, rozumiana nie tylko jako nowoczesne energooszczędne technologie, które powinny wypierać urządzenia energochłonne, lecz również np. centra przetwarzania danych.  Jeżeli centra przetwarzania danych będą miały ograniczenia w poborze mocy to ryzykujemy przerwaniem funkcjonowania tysięcy polskich, ale też zagranicznych firm. 

W produkcji elektroniki określone procesy wymagają również szczególnego zabezpieczenia pod kątem ciągłości dostaw energii z uwagi na obecność toksycznych gazów, które muszą być w nieprzerwany sposób kontrolowane. Nagłe przerwanie systemu produkcyjnego mogłoby spowodować niekontrolowaną emisję gazów trujących do atmosfery. Warto w tym kontekście rozważyć wydłużenie czasu, w którym dany podmiot jest zobowiązany do ograniczenia poboru mocy. W przypadku produkcji elektroniki branża tak wskazuje iż jest to co najmniej 48 godzin, aby firma mogła dopasować linię i w bezpieczny sposób takie ograniczenia wprowadzić, unikając emisji gazów toksycznych.

Dodatkowo, jeżeli mówimy o promowaniu oszczędności zużycia energii to być może jest to czas żeby rozpocząć dyskusję jak zachęcać finansowo do wymiany sprzętów konsumenckich na bardziej oszczędne. Doświadczenia z rynku włoskiego, gdzie takie rozwiązania przyjęto, są bardzo dobre. Dziś oczekuje się dość powszechnie od odbiorców redukcji konsumpcji energii, nie oferując jednocześnie żadnych systemowych narzędzi w tym zakresie.

POSTULATY

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców jest w stałym kontakcie z przedstawicielami branż, które odczuwają skutki kryzysu energetycznego. Postulujemy bardziej kompleksowe podejście do analizy wpływu sytuacji na rynku energii i gazu na polską gospodarkę.

W tych trudnych czasach apelujemy więc o rzetelność w analizie prezentowanych przez poszczególne branże problemów, dobieranie rozwiązań, które będą transparentne i proporcjonalne. A ponad wszystko prosimy o dialog z przedsiębiorcami, dzięki któremu z pewnością możliwe będzie wyeliminowanie zapisów o charakterze wybiórczym, jak również wyprzedzanie rozmaitych problemów, które dziś firmy identyfikują, a które niekoniecznie są powszechnie znane wśród twórców prawa.

 

Zobacz: 17.10.2022 Memorandum ZPP ws. wpływu kryzysu energetycznego na wybrane branże, a najnowsze propozycje prawne

Warszawa, 19 września 2022 r. 

 

Memorandum ZPP w sprawie planów budowy w Polsce elektrowni atomowej

Zapoznaj się z memorandum ZPP w sprawie rozwoju polskiej energetyki atomowej. Dowiedz się:

• jak Polacy są nastawieni do budowy elektrowni atomowej,
• jakie są najnowsze plany rządu w tej sprawie,
• czy tylko administracja ma pomysł na energię atomową,
• czy nasi sąsiedzi budują elektrownie atomowe, czy może je zamykają,
• kiedy i ile prądu popłynie z atomu,
• czy atom to wydatki, czy może niezależność i korzyści?

W ciągu najbliższych tygodni ma zostać wybrany inwestor dla pierwszej elektrowni atomowej dużej mocy w Polsce. Rozwijane są również projekty zakładające powstanie mniejszych jednostek modułowych. Społeczne postrzeganie atomu w kraju i za granicą poprawia się. Kraje ościenne w istotnym zakresie korzystają też już ze źródeł jądrowych. Mimo istotnych kosztów i relatywnie długiego procesu inwestycyjnego w opinii Związku Przedsiębiorców i Pracodawców Polska potrzebować będzie w przyszłości źródeł atomowych.

Poparcie dla energetyki jądrowej w Polsce systematycznie wzrasta. W badaniu CBOS z 2006 roku odsetek osób sprzeciwiających się energetyce jądrowej wynosił aż 56%^[1]. W ciągu ponad 15 lat sentyment się odwrócił i według Ministerstwa Klimatu i Środowiska w listopadzie 2020 r. poparcie społeczne dla budowy elektrowni jądrowej w Polsce wyniosło 62,5%^[2]. Co więcej, już w czasie trwającego kryzysu energetycznego oraz działań zbrojnych na Ukrainie według badań opublikowanych 3 sierpnia br. (źródło: ARC Rynek i opinia), aż 64% respondentów opowiedziało się za przyspieszeniem prac nad dużymi elektrowniami jądrowymi.^[3]

Za początek energetyki jądrowej w Polsce możemy uznać 12 sierpnia 1971 r. kiedy to ówczesny rząd podjął decyzję o budowie elektrowni. Po ponad pół wieku od tamtych wydarzeń w grudniu 2021 r. spółka Polskie Elektrownie Jądrowe wskazała nadmorską gminę Choczewo, jako miejsce budowy pierwszej polskiej elektrowni atomowej. Prace budowlane powinny rozpocząć się w 2026 roku, a po sześciu latach ma zostać oddany do użytku pierwszy blok elektrowni o mocy około 1-1,6 GW. Co dwa-trzy lata mają być oddawane kolejne z sześciu bloków o łącznej mocy zainstalowanej wynoszącej około 9 GW.^[4]

Od 1971 r. wiele zmieniło się w zakresie bezpieczeństwa i sprawności jednostek atomowych. Pojawiły się także nowe koncepcje techniczne pozwalające na skalowanie instalacji jądrowej. Równolegle do rządowego projektu budowy elektrowni atomowej dużej mocy uruchomieniem tzw. małych elektrowni atomowych zainteresowane są największe polskie spółki. SMR (Small Modular Reactors), bo o nich mowa, z założenia mają być bardziej „efektywne”. Zarówno w kwestii czasu realizacji inwestycji, jak i zarządzania takimi jednostkami. Moc modularnych elektrowni jądrowych składających się z większej liczby pojedynczych reaktorów może zostać dostosowana do lokalnych potrzeb i uwarunkowań sieciowych. Dodatkowo tego typu elektrownie, z uwagi na różnorodność rozwijanych technologii, mogą znaleźć w przyszłości szerokie zastosowania w zależności od potrzeb inwestorów. Zaczynając od wytwarzania energii elektrycznej, poprzez produkcję ciepła na potrzeby technologiczne w dużych zakładach przemysłowych, po wykorzystanie w ciepłownictwie sieciowym.

Budowa elektrowni jądrowych szansą dla polskiej gospodarki.

Polski Instytut Ekonomiczny (PIE) wycenił budowę dwóch elektrowni jądrowych w Polsce na kwotę 184 mld zł. W raporcie „Ekonomiczne aspekty inwestycji jądrowych w Polsce – wpływ na biznes, rynek pracy i społeczności lokalne” PIE dowodzi, że za 20 lat atom zabezpieczy dostawy energii elektrycznej w Polsce na poziomie od 26 do 38% popytu^[5].

Analitycy PIE szacują, że udział polskich firm w budowie atomu w realistycznym scenariuszu może wynieść od 50 do 70%, o czym wspominają również potencjalni inwestorzy z USA, Francji i Korei Południowej.

Wartość inwestycji przeprowadzonych przez polskie firmy wynieść ma około 130 mld zł, co powinno zapewnić od 26,4 tys. do 39,6 tys. nowych miejsc pracy. Będą to miejsca związane nie tylko z budową, ale i funkcjonowaniem elektrowni jądrowych w 50-letnim cyklu pracy reaktorów.

Coraz bliżej do wyłonienia wykonawcy polskiej elektrowni jądrowej

Najnowsze stanowiska przedstawicieli rządu wskazują, że jest coraz bliżej rozstrzygnięć w krajowym programie jądrowym. Projekt budowy elektrowni jądrowej w Polsce ma zostać przyjęty przez rząd w najbliższych tygodniach (harmonogram zakłada III kwartał tego roku).

Do tej pory zainteresowanie sprzedażą technologii i budową infrastruktury wyraziły:

Francja – przedstawiając w październiku 2021 r. ofertę grupy EDF wskazującą w Polsce
od dwóch do trzech lokalizacji elektrowni jądrowych z deklarowaną łączną mocą zainstalowaną od 6,6 do 9,9 GW,

Korea Południowa – która w kwietniu 2022 r. przedstawiła polskiemu rządowi ofertę koncernu Korea Hydro & Nuclear Power (KHNP) zakładającą budowę 6 reaktorów o łącznej mocy 8,4 GW,

Stany Zjednoczone – których spółki Westinghouse Electric Company i Bechtel jako ostanie zaprezentowały stronie rządowej propozycję dotyczącą budowy elektrowni jądrowych, (jednak do chwili publikacji szczegóły oferty nie zostały ujawnione).

Wszystkie wymienione firmy mają duże doświadczenie w budowie reaktorów atomowych, a zaproponowane Polsce technologie z powodzeniem funkcjonują na świecie:

• cztery bloki Westinghouse typu AP 1000 pracują w Chinach a dwa są na końcowych etapach budowy w Stanach Zjednoczonych. Chińczycy planują budowę kolejnych czterech takich jednostek.
• dwa Koreańskie bloki APR1400 obecnie użytkowane są w Korei Południowej, a jeden wykorzystywany jest przez Zjednoczone Emiraty Arabskie. W sumie siedem kolejnych bloków jest obecnie budowanych w tych państwach.
• Francuski EPR (ang. European Pressurized Reactor) to typ reaktora działający od kilku lat w chińskim Taishan. Wkrótce ukończone zostaną elektrownie: Olkiluoto w Finlandii, jednostka we francuskim Flamanville oraz Hinkley Point w Wielkiej Brytanii.

Premier Mateusz Morawiecki w ostatnich tygodniach rozmawiał o polskim atomie z wiceprezydent USA Kamalą Harris, prezydentem Korei Południowej Yoon Suk-yeolem, a także prezydentem Francji Emmanuelem Macronem. Po rozmowie telefonicznej z wiceprezydent USA podkreślił, że rząd szczegółowo analizuje możliwości, zarówno jeśli chodzi o budowę dużej elektrowni jądrowej, jak i rozwój tzw. małych modułowych reaktorów jądrowych.

Wcześniej 30 sierpnia 2022 r. Mateusz Morawiecki rozmawiał telefonicznie z prezydentem Korei Południowej Yoon Suk-yeolem. Kancelaria premiera podała, że omówiono m.in. wzajemną współpracę gospodarczą i wojskową, działania w zakresie bezpieczeństwa energetycznego, w tym w obszarze energetyki jądrowej.

Premier Morawiecki wskazał, że partnerstwo z Republiką Korei to istotny element krajowej polityki zagranicznej. W ostatnich miesiącach Polska dokonała szeregu poważnych zamówień u Koreańskich partnerów. Siły Zbrojne RP będą wyposażane w koreańskie samoloty bojowe oraz artylerię samobieżną.

30 czerwca 2022 r. Minister Klimatu i Środowiska Anna Moskwa zawarła porozumienie z Ministrem Handlu, Przemysłu i Energii Republiki Korei dotyczące współpracy energetycznej w zakresie m.in. pokojowego wykorzystania energii jądrowej, efektywności energetycznej, technologii wodorowych, OZE, sekwestracji dwutlenku węgla (CCS) wychwytywaniu dwutlenku węgla ze spalin oraz jego późniejszej utylizacji (CCU), elektro-mobilności i inteligentnych sieci.

Dzień przed rozmową z prezydentem Korei Południowej, Mateusz Morawiecki podczas wizyty w Paryżu dyskutował o współpracy w sektorze energetyki jądrowej z prezydentem Francji Emmanuelem Macronem.

Tak częste bezpośrednie rozmowy Premiera Morawieckiego z trzema przedstawicielami rządów państw ubiegających się o pokaźny kontrakt, świadczą o bliskim wskazaniu zwycięzcy w walce o budowę polskiej elektrowni jądrowej.

Jak wiadomo, wybór tak strategicznego partnera jest nie tylko kalkulacją finansową, ale też zagadnieniem polityczno-strategicznym. Każdy z konkurentów jest związany z polską więziami gospodarczymi, czy to w ramach struktur UE, NATO, czy przemysłu zbrojeniowego.^[6]

Strategiczne Spółki nie czekają na decyzję rządu i podejmują inicjatywę ws. małych reaktorów modułowych (SMR).

Równoległą drogą do energii jądrowej w Polsce mogą być mniejsze od tradycyjnych, dużych kompleksów jądrowych, małe modułowe reaktory jądrowe SMR (Small Modular Reactors). Reaktory tego typu cechują się niższymi kosztami i krótszym czasem inwestycji w porównaniu z tzw. dużymi elektrowniami jądrowymi. Poszczególne elementy są wytwarzane u dostawcy technologii, jak również poprzez wykorzystanie tzw. „local content” – czyli w firmach na terenie kraju, w którym prowadzona jest inwestycja. Tak produkowane komponenty dostarczane są w segmentach bezpośrednio na miejsce budowy. Stosowane nowoczesne systemy zabezpieczeń, w tym pasywnych, przy jednoczesnym uproszczeniu konstrukcji tych jednostek, pozwalają na jeszcze bezpieczniejszą eksploatację minimalizują skutki wyłączenia reaktora, które wiązać się mogą z brakiem zasilania dużych grup odbiorców. Dzięki tym cechom mogą być one budowane bliższej skupisk ludzkich, przez co możliwe jest ich wykorzystanie – oprócz generacji energii elektrycznej – do wytwarzania ciepła dla miejskich systemów grzewczych oraz ciepła procesowego na potrzeby odbiorców przemysłowych. Mniejsze rozmiary i modułowość jednostek umożliwiająca łatwiejszą rozbudowę elektrowni o kolejne bloki, pozwala na większą elastyczność w zakresie dostosowania wielkości całego parku do zapotrzebowania inwestorów na energię elektryczną i ciepło procesowe. Dodatkowo powstanie wielu mniejszych jednostek w różnych częściach kraju, może pomóc w przyszłości w zachowaniu rozproszonego systemu produkcji energii w Polsce.

KGHM Polska Miedź SA oraz PKN Orlen S.A. stawiają właśnie na technologię SMR. KGHM jest drugim, największym odbiorcą energii elektrycznej w Polsce. Roczne zapotrzebowanie spółki wynosi 3 TWh, co przekłada się na rachunek za prąd w wysokości 1 mld zł. Dużym odbiorcą energii elektrycznej jest również cała Grupa Kapitałowa Orlen, w której skład wchodzą między innymi rafinerie w Płocku i Gdańsku oraz zakład chemiczny Anwil we Włocławku. Nie dziwi więc fakt, że obie firmy widzą dla siebie ogromne oszczędności w energetyce jądrowej.

Z podpisanych już umów wynika, że elektrownie miedziowej spółki będą zasilane sześcioma reaktorami SMR VOYGR o mocy 462 MW, od amerykańskiej firmy NuScale. Natomiast Orlen skorzysta również z amerykańskiej technologii – BWRX-300, od GE Hitachi Nuclear Energy.^[7] Pierwsze reaktory dla KGHM oraz PKN Orlen mają zostać uruchomione do 2029 r.

Powrót do atomu na starym kontynencie

Oczy Europejczyków z uwagi na perspektywę niedoborów energii w sezonie zimowym z powrotem skierowały się ku energii jądrowej. Jak zapotrzebowanie na energię zmienia postrzeganie może świadczyć zarówno zwrot ku atomowi w polityce największych gospodarek, jak również pozytywna zmiana nastawienia samych obywateli Unii Europejskiej. Technologia jądrowa, która jeszcze niedawno była w odwrocie przeżywa obecnie renesans i korzyści z niej płynące są zauważalne na tle chociażby reaktywowanych elektrowni węglowych.

Niemcy utrzymają dwie z trzech ostatnich elektrowni jądrowych w ramach zwrotu w polityce energetycznej i tymczasowo przedłużą okres ich eksploatacji ponad zakładaną datę ich wygaszenia, tj. do 31 grudnia 2022 r. – ogłosił minister gospodarki naszego zachodniego sąsiada Robert Habeck^[8]. To oczekiwane w UE posunięcie, wynikające z niedotrzymywania kontraktów na dostawy nośników energii z Rosji, oznacza zwrot w rozwijanej od dwóch dekad polityce rezygnacji z energii jądrowej na rzecz OZE (Energiewende).^[9]

Wycofywanie się z energii jądrowej przed kryzysem energetycznym cieszyło się w Niemczech ogromnym poparciem społecznym, jednak w niedawno przeprowadzonym przez Forsa Institut sondażu trzy czwarte Niemców poparło przesunięcie w czasie zamykania elektrowni jądrowych.

Zachodni sąsiedzi Niemiec na przestrzeni dekad przyzwyczaili się do wykorzystywania energii z atomu. Materiał rozszczepialny służy obecnie do wytwarzania 70% prądu we Francji. Nad Sekwaną trwa budowa kolejnego reaktora, a w planach jest sześć następnych. W 2019 roku francuski rząd przesunął o 10 lat realizację planu, który zakładał pierwotnie ograniczenie udziału energii jądrowej do 50% do 2025 roku. Francuzi byli swego czasu największymi eksporterami energii elektrycznej w Europie i dostarczali ją w znacznych ilościach do Wielkiej Brytanii i Włoch. Obecnie sąsiednie kraje bacznie przyglądają się sytuacji we Francji, która boryka się z wewnętrznym kryzysem energetycznym związanym z ograniczeniami w eksploatacji reaktorów i prawdopodobnie w tym roku będzie importować więcej energii niż eksportować. Sytuację francuski rząd uznał za bardzo poważną i pod koniec lipca br. Zgromadzenie Narodowe zaaprobowało nacjonalizację nuklearnego koncernu energetycznego EDF. ^[10]

Na terenie państw dawnego bloku wschodniego, które obecnie są włączone w struktury Unijne działa kilka elektrowni jądrowych, zaspokajających potrzeby gospodarek na elektryczność od 15 do 50%. Z kolei w Belgii i Holandii, które również korzystają z atomu, po ataku Rosji na Ukrainę, zrezygnowano z planów wygaszenia reaktorów jądrowych. W Szwecji sześć elektrowni atomowych zaspokaja potrzeby kraju na prąd w 40%, natomiast Finowie do końca roku mają uruchomić szósty reaktor. Wówczas 60% prądu będzie pochodzić w tym kraju ze źródeł jądrowych. W Hiszpanii siedem elektrowni atomowych zaspokaja potrzeby kraju na 22,2% energii elektrycznej. W całej UE z elektrowni atomowych pochodzi aktualnie 26% energii elektrycznej. ^[11]

Co da nam energia jądrowa?

Niestabilne ceny gazu, węgla i innych paliw racjonalnie powinny kierować nas ku alternatywnym, dającym niezależność i bezpieczeństwo źródłom energii. Obecnie struktura miksu energetycznego w Polsce opiera się na węglu, który pomimo występujących w Polsce złóż, dla polskich elektrowni sprowadzany jest w dużej części spoza obszaru Wspólnoty. Wielokrotnie już odnosząc się do polskiej drogi ku niezależności energetycznej podkreślaliśmy nieuchronność realizacji celów klimatycznych tj. redukcji CO2, pyłów zawieszonych, oraz innych czynników mających wpływ na globalne ocieplenie klimatu. Obowiązujące w UE opłaty z tytułu uprawnień do emisji CO2 powodują, że wytwarzanie energii z węgla staje się mniej opłacalne dla przedsiębiorstw energetycznych, a jej zakup wiąże się z coraz wyższymi kosztami dla przedsiębiorstw energochłonnych. Nie będzie stwierdzeniem przełomowym, iż planowana w Polsce od lat elektrownia jądrowa stanowiłaby nie tylko pełnowartościową alternatywę dla węgla, ale też mogła pracować na rzecz stabilizacji systemu w rozwoju Odnawialnych Źródeł Energii.

Według danych GUS, w 2021 r. aż 11% wszystkich wydatków poniesionych przez gospodarstwa domowe stanowiły wydatki na energię^[12]. Lata 2022-2023 będą wiązały się z dalszym wzrostem nominalnym rachunków. W tym większość to koszty ogrzewania w sezonie jesienno-zimowym. Jedynie prowadzona z determinacją transformacja energetyczna i dywersyfikacja wykorzystywanych źródeł wytwarzania energii elektrycznej daje perspektywę zażegnania widma ubóstwa energetycznego, które w największym stopniu obciąża najbiedniejsze gospodarstwa domowe.

Z analizy danych WHO wynika, że – wbrew często odmiennym obiegowym opiniom – energetyka jądrowa stanowi najbezpieczniejsze źródło energii, co potwierdzają również inne opracowania naukowe, w tym wykonane w 2020 r. dla Statista^[13].

Z uznaniem dostrzegamy, że rząd dostrzega potrzebę pilnej reakcji i zmienia przepisy regulujące realizację inwestycji jądrowych poprzez przyspieszoną ścieżkę legislacyjną. Rada Ministrów, 16 sierpnia 2022 r., przyjęła projekt ustawy o zmianie ustawy o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących oraz niektórych innych ustaw, przedłożony przez Ministra Klimatu i Środowiska. Pierwsze czytanie projektu odbyło się 14 września 2022 r. na posiedzeniu sejmowej Komisji do Spraw Energii, Klimatu i Aktywów Państwowych. W dokumencie większy nacisk położono na badania oceny oddziaływania elektrowni na środowisko, jednak cały proces powstawania elektrowni ma być szybszy z uwagi na ułatwienia formalne. Inwestor będzie mógł m.in. zwracać się do organów administracyjnych w sprawie niezbędnych informacji do wykorzystania w związku z wykonywaniem zadań związanych z obiektami energetyki jądrowej oraz inwestycjami towarzyszącymi. Ponadto po uzyskaniu zezwolenia na rozruch pojawi się możliwość tymczasowej eksploatacji obiektu jądrowego.^[14] Patrząc jednocześnie w przyszłość oraz na plany rozwoju KGHM Polska Miedź S.A. i PKN Orlen S.A. w zakresie technologii opartych o reaktory modułowe, tworząc przepisy dotyczące inwestycji w obiekty jądrowe należy wziąć pod uwagę również potrzebę dostosowania polskiego prawa do budowy mniejszych jednostek, które docelowo mogą być zlokalizowane m.in. w sąsiedztwie dużych parków przemysłowych.

Po dekadach wyścigu słownego o alternatywne źródła energii, Polska wciąż jest mocno osadzona w epoce karbonu. Związek Przedsiębiorców i Pracodawców podkreślał wielokrotnie, że rozwój energetyki rozproszonej oraz jądrowej w Polsce powinien być maksymalnie przyśpieszony. W dobie kryzysu energetycznego w Europie to przyspieszenie powinno być już bezwzględne. Aby było to możliwe potrzeba szeregu rozwiązań deregulacyjnych, na które systematycznie staramy się zwracać uwagę. Równocześnie, w naszej opinii niezbędna jest ogólnospołeczna kampania informacyjna na ten temat, dlatego między innymi jesteśmy inicjatorem takich przedsięwzięć jak konferencja „Energia dla Europy”, która odbędzie się 27 października br. w Brukseli: https://zpp.net.pl/events/event/konferencja-energia-dla-europy-jednym-glosem-o-przyszlosci-europejskiej-energetyki/ Konferencja jest jednym z wielu przedsięwzięć wpisujących się w długofalową politykę propagowania przez ZPP nisko i zeroemisyjnych źródeł energii w Polsce.

***

[1] https://www.cbos.pl/SPISKOM.POL/2006/K_108_06.PDF

[2] https://www.gov.pl/web/polski-atom/poparcie-spoleczne-dla-budowy-elektrowni-jadrowej-w-polsce—badania-z-listopada-2020-r-625-polakow-popiera-budowe-elektrowni-jadrowych-w-polsce

[3] Źródło: ARC Rynek i opinia, 03.08.2022. https://www.wirtualnemedia.pl/artykul/wiekszosc-polakow-popiera-budowe-krajowej-elektrowni-atomowej

[4] https://spidersweb.pl/2022/08/elektrownia-jadrowa-w-polsce-historia.html

[5] https://energia.rp.pl/atom/art36882581-energetyka-jadrowa-w-polsce

[6] https://www.wnp.pl/energetyka/wybor-atomowego-partnera-polski-jest-coraz-blizej,619112.html

[7] https://wszystkoconajwazniejsze.pl/pepites/jak-bedzie-dzialal-maly-reaktor-jadrowy-smr-kghm/

[8] https://www.wsj.com/articles/germany-to-delay-closure-of-two-nuclear-power-plants-as-energy-crisis-bites-11662400161

[9] https://businessinsider.com.pl/gospodarka/elektrownie-atomowe-w-niemczech-moga-dzialac-dluzej-niz-planowano/8j5q0l1

[10] https://www.dw.com/pl/francja-elektrownie-atomowe-na-granicy-przegrzania/a-62816418

[11] https://biznes.interia.pl/gospodarka/news-energia-jadrowa-w-ue-niemcy-sie-kloca-inni-stawiaja-na-atom,nId,6201434

[12] Sytuacja gospodarstw domowych w 2021 r. w świetle wyników badania budżetów gospodarstw domowych, GUS, 2021.

[13] Brook, Barry W., Alonso, Agustin i Meneley, Daniel A. Why nuclear energy is sustainable and has to be part

of the energy mix. Sustainable Materials and Technologies. 1-2, strony 8-16, 2014.

[14] https://www.experto24.pl/aktualnosci/42117-nowe-przepisy-o-energetyce-jadrowej.html#.YxrrrHZBy3A

 

Zobacz: 19.09.2022 Memorandum ZPP w sprawie planów budowy w Polsce elektrowni atomowej

Warszawa, 11 sierpnia 2022 r. 

 

Memorandum ZPP w sprawie znaczenia obrotu gotówkowego i limitów transakcji gotówkowych
w transakcjach B2C

 

Synteza

• Od 1 stycznia 2023 r. do ustawy o prawach konsumenta dodany zostanie art. 7b ustanawiający obowiązek dokonywania płatności bezgotówkowych w relacjach między konsumentem a przedsiębiorcą jeśli wartość transakcji przekroczy 20.000 zł. Związek Przedsiębiorców i Pracodawców uważa to rozwiązanie za zbyt daleko idącą ingerencję w preferencje obywateli dotyczące metod płatności i apeluje o wycofanie się z tego rozwiązania.
• Ograniczenie obrotu gotówkowego w czasie istotnych napięć geopolitycznych i trwającej wojny na Ukrainie może stanowić zagrożenie dla cyberbezpieczeństwa państwa (zwiększenie zagrożenia wynikającego z ataków na systemy bankowe).
• Również w relacjach B2B przedsiębiorcy od 1 stycznia 2023 r. będą objęci obowiązkiem dokonywania płatności bezgotówkowych już od 8.000 zł, zamiast jak dotychczas 15.000 zł. Ustanowienie tak niskiego limitu również należy ocenić negatywnie.
• Polska jest jednym z pionierów w zakresie stosowania nowoczesnych technologii w obrocie bezgotówkowym. Badania wskazują, że 47,3% osób preferuje płatności bezgotówkowe, natomiast 32,6% wciąż woli płacić gotówką. Wskazać jednak należy, że w grupie wiekowej 55-64 lata aż 48,1% osób wybiera gotówkę (wobec 26,7% wybierających płatności bezgotówkowe), a w grupie osób powyżej 65 roku życia gotówkę wybiera aż 71,8% ankietowanych (wobec 14,2% wybierających płatności bezgotówkowe).
• Konsumenci używający gotówki wskazują, że ta forma płatności pozwala na lepszą kontrolę wydatków (30%), poczucie niezależności (21%), czy większą prywatność i ochronę danych osobowych (17%).
• Ilość pieniądza gotówkowego w obiegu stale rośnie – wartość gotówki 31 grudnia 2020 r. wyniosła 321,5 mld zł. W stosunku do 31 grudnia 2019 r. odnotowano w 34,8%, tj. o 83,0 mld zł. Oznacza to, że Polacy nie chcą rezygnować z fizycznego pieniądza.
• Przyjęcie bezgotówkowych form płatności powinno następować drogą ewolucji, nie zaś być wynikiem odgórnego nakazu Państwa.

 

Wstęp

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców z zasady sprzeciwia się sztucznym ingerencjom regulatora w katalog sposobów płatności akceptowanych przez przedsiębiorców. To sami właściciele i pracownicy firm powinni decydować o tym, jakie formy zapłaty będą przyjmowane w danym podmiocie. Naturalnym trendem jest rozwój płatności bezgotówkowych, które są coraz popularniejsze i pożądane. Warto wspomnieć o tym, że Polska jest jednym z najbardziej rozwiniętych krajów Europy pod względem korzystania z nowoczesnych technologii przy płatnościach bezgotówkowych. Proces ich upowszechniania zaszedł w zasadzie całkowicie naturalnie, drogą samoregulacji i ewolucji oczekiwań konsumenckich – niepotrzebne okazują się zatem dodatkowe metody wsparcia rozwoju płatności bezgotówkowych z wykorzystaniem przepisów prawa.

Jednocześnie, nie da się odmówić należnego miejsca gotówce – szczególnie dzisiaj, gdy jest to kwestia bezpośrednio powiązana ze ścisłym bezpieczeństwem państwa. Mając to na uwadze, postulujemy odejście od propozycji wprowadzenia limitu transakcji gotówkowych w transakcjach B2C, który – w rezultacie uchwalenia „Polskiego Ładu” – ma zacząć obowiązywać od 2023 roku. Jest to postulat szkodliwy, zwłaszcza w warunkach trwającego konfliktu zbrojnego.

Ewolucja metod płatności

Fizyczny pieniądz towarzyszy nam już od około 3000 lat. Początkowo wartość pieniądza była zbliżona do rynkowej wyceny kruszców użytych do jego produkcji. Bardzo istotnym wydarzeniem w historii płatności pieniężnych było zrezygnowanie z pokrycia wartości pieniądza w złocie. Od tamtego czasu koncepcja pieniądza oparta jest wyłącznie na zaufaniu do państwa będącego gwarantem jego wartości, a tym samym na swego rodzaju umowie społecznej między państwem – emitentem a społeczeństwem[1].

Wraz z coraz większą cyfryzacją świata, doświadczamy znacznej ewolucji w zakresie metod płatności. Osoby będące klientami banków mogą korzystać z kart płatniczych (debetowych i kredytowych), czy np. przelewów online. Rozwiązania te od kilku lat nie wymagają od klientów nawet wizyty w oddziale banku, a jedynie zalogowania się w systemie informatycznym za pomocą komputera bądź smartfona. Również instytucje pozabankowe od wielu lat oferują nowatorskie rozwiązania w zakresie płatności.

Bezgotówkowe formy płatności mają wiele zalet, są szybkie, bezpieczne i nie wymagają od nas noszenia nawet portfela. Umożliwiają także szybką identyfikację stron i uzyskanie informacji o samej transakcji. Dzięki tym cechom coraz częściej bezgotówkowe formy płatności stają się przedmiotem zainteresowania władz publicznych, w których interesie jest kontrolowanie obiegu pieniądza, choćby ze względów podatkowych.

Obowiązkowe płatności bezgotówkowe

Obecnie przepisy prawa wymagają korzystania z rachunku płatniczego przy dokonywaniu transakcji, których stroną są przedsiębiorcy. W ustawie Prawo przedsiębiorców[2] w art. 19 ustanowiono limit wynoszący 15 tysięcy złotych, od którego dokonywanie i przyjmowanie płatności związanych z wykonywaną działalnością gospodarczą następuje za pośrednictwem rachunku płatniczego przedsiębiorcy. Co istotne od 1 stycznia 2023 r. limit ten ma zostać obniżony do kwoty 8 tysięcy złotych. Rozwiązanie takie pozwala państwu na większą kontrolę nad obrotem pieniądza między przedsiębiorcami. Ma to istotne znaczenie np. z uwagi na wprowadzenie mechanizmu split payment, czyli fizycznego oddzielenia rachunku, na który wpływa kwota netto z faktury od rachunku dedykowanego rozliczeniom z tytułu podatku VAT. Rozwiązanie to pomaga ograniczyć ryzyko nadużyć podatkowych, z drugiej jednak strony mogą być istotnym utrudnieniem w działalności mikro i małych przedsiębiorców z powodu ograniczenia ich płynności finansowej i nałożenia dodatkowych obowiązków formalnoprawnych.

O ile do obowiązkowych płatności bezgotówkowych w rozliczeniach między przedsiębiorcami zdążyliśmy się już przyzwyczaić, to ustawodawca od 1 stycznia 2023 r. szykuje kolejną bardzo dużą zmianę. Mianowicie pierwszy raz w historii wprowadzone zostaną obowiązkowe płatności bezgotówkowe w transakcjach między konsumentami a przedsiębiorcami. Od przyszłego roku do ustawy o prawach konsumenta[3] dodany zostanie art. 7b stanowiący jednoznacznie, że:

„Konsument jest obowiązany do dokonywania płatności za pośrednictwem rachunku płatniczego, jeżeli jednorazowa wartość transakcji z przedsiębiorcą, bez względu na liczbę wynikających z niej płatności, przekracza 20 000 zł lub równowartość tej kwoty, przy czym transakcje w walutach obcych przelicza się na złote według średniego kursu walut obcych ogłaszanego przez Narodowy Bank Polski z ostatniego dnia roboczego poprzedzającego dzień dokonania transakcji.”.

Gotówka musi mieć swoje miejsce w obiegu

Według badań Narodowego Banku Polskiego w naszym kraju coraz większą popularnością cieszą się bezgotówkowe formy płatności. Spośród ankietowanych 47,3% osób preferuje właśnie płatności bez użycia fizycznego pieniądza, natomiast 32,6% wciąż woli płacić gotówką. Jednocześnie wskazać należy, że w grupie wiekowej 55-64 lata aż 48,1% osób wybiera gotówkę (wobec 26,7% wybierających płatności bezgotówkowe), a w grupie osób powyżej 65 roku życia gotówkę wybiera aż 71,8% ankietowanych (wobec 14,2% wybierających płatności bezgotówkowe)[4]. Wyniki badania jednoznacznie pokazują, że Polacy cenią sobie bezgotówkowe formy płatności, jednak nie zamierzają rezygnować z gotówki. Jednocześnie dla osób po 55 roku życia używanie fizycznego pieniądza wciąż jest preferowaną formą dokonywania płatności. Jak wynika z badań, konsumenci używający gotówki wskazują na lepszą kontrolę wydatków (30%), poczucie niezależności (21%), czy kwestie związane z prywatnością i ochroną danych osobowych (17%) jako główne argumenty przemawiające za korzystaniem z tej formy płatności[5]. Jak się zatem okazuje, nie dla wszystkich konsumentów wygoda kojarzona z reguły z obrotem bezgotówkowym stanowi kluczowy czynnik decydujący o wyborze preferowanego sposobu płatności.

NBP przywołuje również badania prowadzone w UE, wskazując, że ilość osób preferujących gotówkę w różnych krajach jest mocno zróżnicowana. Odsetek tych osób waha się od 9% we Francji do 48% na Cyprze[6].

Wskazać należy również na inny fakt podawany przez NBP. Wartość pieniądza gotówkowego w obiegu według stanu na 31 grudnia 2020 r. wyniosła 321,5 mld zł. W stosunku do 31 grudnia 2019 r. odnotowano wzrost wartości pieniądza gotówkowego w obiegu o 34,8%, tj. o 83,0 mld zł. Ponadto przedstawiony przez NBP trend w raporcie jest wyraźnie rosnący, a największy przyrost gotówki w obiegu datowany był na lata 2019-2020[7]. Inne, nowsze dane NBP odnoszące się do miary pieniądza „M0” (obejmującej przede wszystkim pieniądz gotówkowy w obiegu oraz środki na rachunkach bieżących) wskazują wzrost od stycznia (413 280,4 milionów złotych) do maja 2022 r. (458 772 milionów) o 45 491,6 milionów złotych[8]. Podane dane jednoznacznie wskazują, że gotówki z rynku nie tylko nie ubywa, ale jest jej coraz więcej. Oznacza to, że ludzie wciąż chętnie korzystają z fizycznego pieniądza i chcą mieć do niego stały dostęp, nawet jeśli równocześnie korzystają również z bezgotówkowych form płatności. Bardzo jasno wynika to z badań – 82% respondentów sprzeciwia się likwidacji gotówki z obiegu, zarówno z przyczyn gospodarczych, jak i tych związanych z bezpieczeństwem konsumentów[9].

Nie bez znaczenia pozostaje również fakt, że koszty płatności gotówkowych przekładają się na przychód w Polsce (centra gotówki, druk, przeliczenia, pensje kasjerów).

Pieniądze w swojej fizycznej postaci są głęboko zakorzenione w naszej tradycji i kulturze. Towarzyszą nam od tysiącleci i z pewnością wiele osób wciąż czuje silne przywiązanie do tej metody płatności. Wskazać ponadto należy, że wciąż istnieje grono osób, które nie korzystają z usług bankowych. Bezgotówkowe formy płatności niewątpliwie dynamicznie rozwijają się, jednak wielu konsumentów wciąż preferuje gotówkę – czy z przyzwyczajenia, czy z innych względów (związanych np. z ochroną prywatności). Banknoty i monety emitowane przez NBP są legalnymi środkami płatniczymi w Polsce i nie znajdujemy powodu, dla którego ich wykorzystywanie miałoby być sztucznie ograniczane regulacjami.

Co również bardzo istotne, starając się ograniczyć obrót gotówkowy w transakcjach B2C możemy poniekąd stymulować powstawanie patologii na rynku. W sytuacji bowiem, w której klient nie będzie miał możliwości dokonania transakcji bezgotówkowej (np. z powodu braku gotówki na rachunku bądź w ogóle braku rachunku płatniczego), a przedsiębiorca nie będzie mógł przyjąć legalnie płatności w gotówce, to może on nie wystawić faktury VAT nie chcąc tracić klienta. Tym samym, zmiana może w istocie stymulować wzrost szarej strefy, zamiast realizować swój podstawowy cel i ją ograniczać.

Podsumowując wszystkie powyższe rozważania pozostaje zadać pytanie, czy ustawodawca powinien ingerować w preferencje obywateli dotyczące metod płatności. W naszym przekonaniu nie. Wszelkie zmiany w tym zakresie powinny odbywać się samoistnie, a wprowadzanie ustawowego obowiązku dokonywania płatności, nawet powyżej określonych limitów kwotowych, w transakcjach między konsumentem a przedsiębiorcą jest daleko idącą ingerencją w preferencje i wolność konsumentów.

***

[1] Por. np. https://businessinsider.com.pl/twoje-pieniadze/budzet-domowy/historia-pieniedzy-kiedy-pojawily-sie-monety-i-banknoty/xqt1z7x; https://mfiles.pl/pl/index.php/Historia_pieniądza; https://www.focus.pl/artykul/historia-pieniadza-od-pierwszych-monet-do-placenia-bez-gotowki-jakie-byly-etapy-rozwoju-pieniadza (dostęp na dzień 27.06.2022 r.).

[2] Dz. U. z 2021 r., poz. 162 ze zm.

[3] Dz. U. z 2020 r., poz. 287 ze zm. – przepis ten wprowadzony zostanie przez ustawę z dnia 29 października 2021 r. o zmianie ustawy o podatku dochodowym od osób fizycznych, ustawy o podatku dochodowym od osób prawnych oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2021 r., poz. 2105).

[4] Narodowy Bank Polski, Zwyczaje płatnicze w Polsce w 2020 r., grudzień 2021 r.

[5] Badanie przeprowadzone w lipcu 2022 roku przez firmę Opinia 24 na zlecenie firmy Tavex. Wywiady przeprowadzone zostały techniką CATI (computer-assisted telephone interviewing) na ogólnopolskiej, reprezentatywnej próbie N=1000 Polaków w wieku 18+.

[6] Narodowy Bank Polski, ibidem.

[7] Narodowy Bank Polski, Raport o obrocie gotówkowym w Polsce w 2020 r., Warszawa 2021 r.

[8] https://www.nbp.pl/home.aspx?f=/statystyka/pieniezna_i_bankowa/miary.html (dostęp na dzień 27.06.2022 r.).

[9] Badanie przeprowadzone w lipcu 2022 roku przez firmę Opinia 24 na zlecenie firmy Tavex. Wywiady przeprowadzone zostały techniką CATI (computer-assisted telephone interviewing) na ogólnopolskiej, reprezentatywnej próbie N=1000 Polaków w wieku 18+.

 

Zobacz: 11.08.2022 Memorandum ZPP w sprawie znaczenia obrotu gotówkowego i limitów transakcji gotówkowych w transakcjach B2C 

Warszawa, 1 sierpnia 2022 r. 

 

Memorandum ZPP w sprawie propozycji deregulacji w ramach ustawy pakietowej

 

Z uwagi na prowadzone przez Ministerstwo Rozwoju i Technologii prace nad regulacjami mającymi usprawnić i ułatwić prowadzenie działalności gospodarczej w ramach tak zwanej ustawy pakietowej w celu ułatwienia wykonywania działalności gospodarczej, Związek Przedsiębiorców i Pracodawców przeprowadził szerokie konsultacje z przedstawicielami biznesu mające na celu zebranie poszczególnych propozycji w tym zakresie. Owocem konsultacji było wspólne wypracowanie szeregu propozycji, które mają na celu deregulację w wielu obszarach i mogą w znaczny sposób przyczynić się likwidacji barier natury prawnej istniejących w obowiązujących przepisach.

Zebrane propozycje i uwagi licznych przedstawicieli biznesu prezentujemy poniżej.

1. Wykreślenie art. 86j §4 Ordynacji podatkowej

Uzasadnienie:

Obecnie art. 86j §4 Ordynacji podatkowej wyklucza możliwość podpisania formularza MDR-3 „Informacja korzystającego o zastosowaniu schematu podatkowego” przez pełnomocnika. W praktyce więc, w przypadku spółek kapitałowych – konieczne jest podpisywanie powyższego formularza zgodnie z zasadami reprezentacji wynikającymi z KRS, z wykorzystaniem aplikacji obsługujących podpis elektroniczny. W przypadku dużych podmiotów, z wieloosobową reprezentacją, wiąże się to z koniecznością:

• podpisania formularza MDR-3 w dedykowanej aplikacji, zapisania dodatkowo wygenerowanego pliku podpisu XADES oraz przesłania obu plików (MDR-3 + XADES) do kolejnego członka zarządu,
• uruchomienia dedykowanej aplikacji przez kolejnego członka zarządu na innym komputerze, powtórzenia powyższej procedury itd.

Powyższe jest znacznym utrudnieniem w praktyce podmiotów gospodarczych, zwłaszcza w sytuacji, kiedy członkowie zarządu przebywają w delegacjach zagranicznych, nie zawsze mają tam dostęp do komputera z zainstalowaną aplikacją do obsługi podpisu elektronicznego, lub też z uwagi na względy bezpieczeństwa – nie zabrali ze sobą w podróż służbową karty zawierającej e-podpis. Ponadto – prawdą jest także to, że członkowie zarządu podmiotów gospodarczych o wielomilionowych (czy wręcz wielomiliardowych) obrotach – w praktyce realizują w spółkach zadania o znaczeniu strategicznym, a funkcje podatkowe – obsługiwane są przez umocowanych pełnomocników.

Zwracamy ponadto uwagę, że wspomniany szczególny tryb nie ma uzasadnienia merytorycznego. W szczególności – formularz MDR-3 jest jedynie informacją o występującej w danym okresie rozliczeniowym korzyści podatkowej (legalnej) związanej z zastosowaniem tzw. schematu podatkowego, lub o jakiejkolwiek czynności dokonanej w związku z danym schematem w danym okresie rozliczeniowym. Nie kreuje on więc zobowiązania podatkowego, a w praktyce często może być wyłącznie informacją o czynności nie mającej jakiegokolwiek wpływu na zobowiązanie podatkowe. Jeśli więc informacja o wdrożeniu schematu podatkowego w przedsiębiorstwie (MDR-1) może być podpisana przez pełnomocnika, to tym bardziej możliwość taka powinna istnieć w również w odniesieniu do informacji jego zastosowaniu.

2. Indeksacja progów dokumentacyjnych z art. 11k ust. 2 ustawy o CIT

Propozycja:

„2. Lokalna dokumentacja cen transferowych jest sporządzana dla transakcji kontrolowanej o charakterze jednorodnym, której wartość przekracza w roku podatkowym następujące progi dokumentacyjne:

1) 20 000 000 zł – w przypadku transakcji towarowej;

2) 20 000 000 zł – w przypadku transakcji finansowej;

3) 4 000 000 zł – w przypadku transakcji usługowej;

4) 4 000 000 zł – w przypadku innej transakcji niż określona w pkt 1-3.”

Uzasadnienie:

Ustalone w art. 11k ustawy o CIT progi dokumentacyjne zostały wprowadzone od 1 stycznia 2019 r. Mając na uwadze upływ czasu oraz zmianę wartości pieniądza w tym okresie, proponujemy odpowiednie zaktualizowanie progów dokumentacyjnych. Obecnie ze względu na zmianę wartości pieniądza coraz większa ilość transakcji będzie podlegała dokumentowaniu ze względu na wzrost cen, przy jednoczesnym braku wzrostu wolumenów w tych transakcjach.

3. Aktualizacja limitu kosztów uzyskania przychodu obowiązującego od 1 stycznia 2026 r. – art. 16 ust. 1 pkt 4 ustawy o CIT.

Uzasadnienie:

Od 1 stycznia 2026 r. podatnicy (odpowiednio CIT oraz PIT) do kosztów uzyskania przychodu nie będą mogli zaliczyć odpisów z tytułu zużycia samochodu osobowego, w części ustalonej od wartości samochodu przewyższających kwotę:

• 100 000 zł – jeśli emisja CO2 silnika spalinowego samochodu osobowego (określona na podstawie danych zawartych w centralnej ewidencji pojazdów) wynosi lub przekracza 50 g/km;
• 150 000 zł – jeśli emisja CO2 silnika spalinowego samochodu osobowego (j/w) wynosi poniżej 50 g/km,
• 225 000 zł – dla pojazdów osobowych o napędzie elektrycznym oraz wodorowym.

Analogiczne ograniczenie zostało wprowadzone w odniesieniu do opłat wynikających z umowy leasingu poprzez wprowadzenie odwołania w art. 16 ust. 1 pkt 49a ustawy o CIT.

Powyższe limity zostały wprowadzone ustawą z 2 grudnia 2021 r. (Dz.U.2021.2269), niemniej pomimo tak krótkiego czasu od ich uchwalenia, ze względu na obecną sytuację rynkową, w praktyce nie ma możliwości nabycia samochodu osobowego wyposażonego w silnik spalinowy, który może być wykorzystywany w działalności gospodarczej dużych podmiotów, który by nie przekraczał nowych progów ustawowych (przykładowo na dzień przygotowania niniejszej propozycji cena najtańszej Skody Octavii Kombi wyposażonej w silnik wysokoprężny wynosi 110 350 PLN). 

Mając na uwadze powyższe postuluje się odpowiednie zaktualizowanie wysokości progów ustawowych, w celu ich urealnienia w stosunku do obowiązujących cen samochodów osobowych (w tym z uwzględnieniem spodziewanej sytuacji rynkowej po 1 stycznia 2026).

4. Wprowadzenie możliwości dobrowolnego stosowania art. 17 ust. 1 pkt. 54a ustawy o CIT.

Propozycja:

W art. 17 ustawy CIT wprowadza się ust. 10aa w brzmieniu:

„10aa. Przepisu art. 17 ust. 1 pkt. 54a oraz ust. 10a nie stosuje się, gdy odszkodowanie zostało rozpoznane jako przychód podatkowy w dacie jego otrzymania.”.

Uzasadnienie:

Jak wskazuje art. 17 ust. 1 pkt. 54a ustawy o CIT, wolne od podatku są odszkodowania za szkody w środku trwałym, z wyłączeniem samochodu osobowego, w części wydatkowanej w roku podatkowym lub w roku bezpośrednio po nim następującym na remont tego środka trwałego albo na zakup lub na wytworzenie we własnym zakresie środka trwałego zaliczonego zgodnie z Klasyfikacją do tego samego rodzaju co środek trwały, z którym związana była taka szkoda, przy czym przepis art. 16 ust. 1 pkt 48 stosuje się odpowiednio”.

Wskazana regulacja wprowadzona od 2019 r., mimo iż z perspektywy finansowej miała wychodzić naprzeciw oczekiwaniom podatników, w firmach o istotnych rozmiarach – gdzie szkody z uwagi na specyfikę działalności, sposób ich wyceny, okres usuwania jak i długotrwałe spory z ubezpieczycielami co do wysokości ubezpieczenia są zdarzeniami częstotliwymi –wprowadziła konieczność dodatkowego monitorowania powyższej kwestii, tworzenia dodatkowej dokumentacji oraz ewidencji w celu prawidłowego wywiązywania się z obowiązków podatkowych.

Stąd też proponuje się, aby stosowanie tegoż przepisu było alternatywne. Oznaczałoby to, iż podatnik ma prawo do rozliczenia w rachunku podatkowym wskazanych odszkodowań oraz kosztów pokrytych tymi odszkodowaniami na zasadach wskazanych w w/w przepisie lub na zasadach ogólnych (tj. rozpoznania przychodu w dacie otrzymania odszkodowania oraz rozpoznania kosztu podatkowego w dacie jego poniesienia).

5. Modyfikacja art. 87 ustawy akcyzowej.

Propozycja:

W art. 87 ustawy akcyzowej wprowadza się ust. 5 w brzmieniu:

„5. Przepis ust. 3 nie stosuje się, w przypadku podatników podatku akcyzowego, u których wyroby określone w ust. 3 objęte są opodatkowaniem akcyzą (w tym jako zwolnione).”.

Uzasadnienie:

Ustawa akcyzowa w art. 87 ust. 3 nakłada na podatników obowiązek raportowania niewielkich ilości produktów obocznych stanowiących wyroby energetyczne. Tymczasem ciągłe zmiany przepisów, jak również objęcie opodatkowaniem nowych wyrobów powoduje obecnie, iż niektóre z tych wyrobów (jak np. gazy gardzielowe) raportowane/ujawniane są już w deklaracjach comiesięcznych lub kwartalnych (KZ). W konsekwencji dochodzi do wielokrotnego raportowania do właściwych organów skarbowych tych samych wyrobów. Stąd też proponuje się wyeliminowanie obowiązków wynikających z art. 87 ust. 3 ustawy akcyzowej, gdy dany wyrób jest ujawniany organom w innych deklaracjach/ informacjach składanych na mocy przepisów prawa.

6. Wzór oświadczenia o liczbie pracowników i uczestników u danego pracodawcy przekazywanego Polskiemu Funduszowi Rozwoju – art. 23a ustawy o PPE

Uzasadnienie:

Zgodnie z obecnym brzmieniem art. 23a ustawy o PPE, Pracodawca przekazuje Polskiemu Funduszowi Rozwoju S.A. oświadczenia o liczbie pracowników i uczestników zatrudnionych u danego pracodawcy według stanu na dzień 1 stycznia i na dzień 1 lipca w danym roku kalendarzowym.

Powyższy przepis nie zobowiązuje właściwego ministra do wydania rozporządzenia wprowadzającego wzór ww. oświadczenia. Niemniej jednak, wydanie takiego wzoru ułatwiłoby pracodawcom wypełnienie ciążącego na nich obowiązku, a PFR otrzymywałby jednolity dokument od wszystkich pracodawców.

7. Doprecyzowanie przepisów dotyczących obowiązku informacyjnego przewidzianego w art. 5 ust. 5 i 6 ustawy z dnia z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne.

Propozycja:

Zmiana brzmienia art. 5 ust. 5 i 6 ustawy z dnia z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (dalej: „uPE”):

„5. Projekty umów, o których mowa w ust. 1, 3 i 4, lub projekty wprowadzenia zmian w zawartych umowach, z wyjątkiem zmian cen lub stawek opłat określonych w zatwierdzonych taryfach, powinny być niezwłocznie przesłane odbiorcy; jeżeli w zawartych umowach mają być wprowadzone zmiany, wraz z projektem zmienianej umowy należy przesłać pisemną informację o prawie do wypowiedzenia umowy.

6. Sprzedawca paliw gazowych lub energii powinien powiadomić odbiorców o zmianach w zatwierdzonych taryfach, najpóźniej w dniu wprowadzenia jej do stosowania, poprzez zamieszczenie zmienionej taryfy na stronie internetowej sprzedawcy. Niezależnie od powyższego sprzedawca powinien poinformować odbiorcę, w sposób przejrzysty i zrozumiały, o podwyżce cen lub stawek opłat za dostarczane paliwa gazowe lub energię określonych w zatwierdzonych taryfach o fakcie wprowadzenia do stosowania zmienionej taryfy i miejscu jej publikacji, w ciągu jednego okresu rozliczeniowego od dnia tej podwyżki wprowadzenia jej do stosowania.”.

Uzasadnienie:

Obowiązki przedsiębiorstwa energetycznego w zakresie informowania odbiorców o zmianie taryfy zatwierdzonej przez Prezesa URE określone w art. 5 ust. 5-6 uPE zostały zaimplementowane do polskiego prawa w czasach braku powszechnego dostępu do Internetu oraz przed wprowadzeniem tzw. formy dokumentowej czynności prawnej. Przepisy te wydają się z dzisiejszej perspektywy archaiczne, nieekonomiczne i nieekologiczne. Nie spełniają także należycie swojej funkcji informacyjnej. W konsekwencji proponujemy:

• usunięcie wątpliwości interpretacyjnych co do możliwości korzystania z formy dokumentowej przy realizacji obowiązku przesłania do odbiorcy informacji o prawie do wypowiedzenia umowy w związku ze zmianą umowy;
• przeniesienie całości obowiązku informacyjnego o zmianie taryfy do art. 5 ust. 6 uPE;
• zastąpienie wysyłki zmienionej taryfy jej publikacją na stronie internetowej przedsiębiorstwa energetycznego wraz z obowiązkiem poinformowania odbiorcy o fakcie zmiany taryfy w okresie jednego okresu rozliczeniowego (w praktyce wraz z najbliższą fakturą).

W 2016 roku weszła w życie zmiana ustawy z dnia 23 kwietnia 1964 r. – Kodeks cywilny (dalej: „kodeks cywilny”), której przedmiotem było m.in. ustanowienie nowej formy szczególnej dokonywania czynności prawnych – formy dokumentowej. Zmiana ta, długo wyczekiwana przez uczestników rynku, miała w założeniu przyczynić się do usprawnienia dokonywania czynności prawnych m.in. poprzez bezpieczne wykorzystanie elektronicznych kanałów komunikacji. Niestety, niektóre regulacje funkcjonujące w innych aktach prawnych uniemożliwiają osiągnięcie pełnych korzyści z tej instytucji. Przykładem takim może być, określony w art. 5 ust. 5 uPE, obowiązek przesłania pisemnej informacji o prawie do wypowiedzenia umowy w przypadku przesłania obiorcy projektu zmienianej umowy z odbiorcą. Powyższy przepis rodzi wątpliwości interpretacyjne czy sformułowanie: „przesłać pisemną informację” oznacza, że przesłana informacja powinna być przesłana z zachowaniem, określonej w kodeksie cywilnym, formy pisemnej (zatem na papierze z podpisem), ewentualnie formy elektronicznej (wymagającej kwalifikowanego podpisu elektronicznego), czy może dopuszczalna jest forma dokumentowa (powszechnie stosowana w obrocie gospodarczym). Wprowadzenie zaproponowanej zmiany przyczyni się do usunięcia wątpliwości interpretacyjnych co do możliwości korzystania z formy dokumentowej przy realizacji powyższego obowiązku.

Obecne przepisy ustawy uPE rozróżniają ponadto obowiązek przedsiębiorstwa energetycznego dotyczący poinformowania odbiorcy o zmianach w zatwierdzonej taryfie w zależności od zakresu tych zmian. W przypadku zmian niedotyczących cen lub stawek opłat, obowiązek ten należy zrealizować niezwłocznie, czyli w praktyce dedykowaną w tym celu przesyłką. W przypadku podwyżki cen lub stawek opłat, obowiązek ten należy zrealizować w ciągu jednego okresu rozliczeniowego, czyli w praktyce wraz z najbliższą fakturą. Powyższe rozróżnienie ma zatem znaczący wpływ na koszty, bowiem opłata pocztowa stanowi dominującą pozycję w kosztach wysyłki. Na marginesie warto zauważyć, że w przypadku obniżki cen lub stawek opłat, przedsiębiorstwo energetyczne nie ma obowiązku poinformowania swoich odbiorców o tym fakcie.

Stosowanie powyższych przepisów nastręcza przedsiębiorcy szeregu problemów natury prawnej, ekonomicznej i organizacyjno-technicznej. Rzadko bowiem się zdarza, że zmiany w taryfie dotyczą tylko jednego zakresu (np. sama zmiana cen bez zmian w tekście taryfy), czasami zmiany w tekście taryfy mają charakter stricte techniczny i decyzja w jakim trybie przeprowadzona ma być wysyłka taryfy wymaga analiz prawnych lub obarczona jest pewnymi ryzykami.

W czasach powszechnego dostępu do Internetu wykorzystanie tego medium w obrocie gospodarczym, także z konsumentami, stało się wygodne, ekonomiczne i ekologiczne. Publikacja taryfy na stronie internetowej przedsiębiorstwa energetycznego wraz poinformowaniem odbiorcy o fakcie zmiany taryfy wychodzi naprzeciw potrzebom współczesnego świata, daje korzyści, także ekonomiczne, obu stronom umowy i jest działaniem uwzględniającym poszanowanie dla środowiska naturalnego (każdorazowa wysyłka taryfy do prawie 7 mln odbiorców oznacza zużycie ton papieru i wycinkę wielu drzew). Zaproponowane rozwiązanie zawierające obowiązek poinformowania odbiorcy o fakcie zmianie taryfy wraz z miejscem jej publikacji przy okazji wysyłki najbliższej faktury (w ciągu jednego okresu rozliczeniowego) gwarantuje odbiorcy możliwość zapoznania się ze zmianami w dowolnym momencie bez konieczności gromadzenia papierowej dokumentacji.

Traktowanie taryfy tak samo jak każdego innego wzorca umownego (np. ogólnych warunków umowy) wydaje się nieuzasadnione ze względu na nadzór Prezesa URE nad procesem zmian w taryfie, który daje gwarancję uwzględnienia interesu odbiorców w tym szczególnym dokumencie. Wprowadzenie zaproponowanych zmian przyczyni się do usunięcia szeregu wątpliwości interpretacyjnych, zmniejszy koszty wysyłki, ograniczy ryzyko przedsiębiorstwa energetycznego, przyczyni się do rozwoju elektronicznych kanałów komunikacji z odbiorcą oraz ograniczy zużycie ton papieru na jednorazową akcję.

Także z perspektywy odbiorcy zaproponowaną zmianę należy ocenić jako korzystną. Coraz więcej odbiorców ceni sobie elektroniczny obieg dokumentów i związany z tym prosty i wygodny dostęp do żądanych informacji i dokumentów. Wielu klientów w licznych reklamacjach wręcz skarży się na przesyłaną do nich „makulaturę, która zaraz trafia do kosza”. Zjawisko to nasila się wraz ze wzrostem świadomości ekologicznej w społeczeństwie. Implementacja zaproponowanych zmian legislacyjnych powinna także przynieść oszczędności w tzw. kosztach uzasadnionych rzędu kilkunastu milionów złotych roczne.

8. Zmiana art. 34 ust. 3 ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. – Prawo budowlane poprzez prowadzenie zasady „pierwszeństwo dla wtórnych”.

Propozycja:

• Zmiana brzmienia art. 34 ust. 3 ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. – Prawo budowlane poprzez dodanie pkt. 6:

„3. Projekt budowlany zawiera:

(…)

„6) analizę dostępności i możliwości wykorzystania odpadów lub produktów ubocznych niebędących odpadem, o których mowa w art. 10 ustawy z dnia 14 grudnia 2012 r. o odpadach lub produktów powstałych na skutek utraty statusu odpadów, o których mowa w art. 14 tej ustawy. Wynik przeprowadzonej analizy, obejmującej również aspekty ekonomiczne, warunkuje zgodę na wykorzystanie surowców naturalnych.”.

• Zmiana brzmienia art. 62 ust. 1 oraz art. 84 ust. 1a w ustawie z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko:

„1. W ramach oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko określa się, analizuje oraz ocenia:

(…)

4) dostępność i możliwość wykorzystania odpadów lub produktów ubocznych niebędących odpadem, o których mowa w art. 10 ustawy z dnia 14 grudnia 2012 r. o odpadach lub produktów powstałych na skutek utraty statusu odpadów, o których mowa w art. 14 tej ustawy. Wynik przeprowadzonej analizy, obejmującej również aspekty ekonomiczne, warunkuje zgodę na wykorzystanie surowców naturalnych.”.

(…)

„1a. W decyzji, o której mowa w ust. 1, właściwy organ może określić warunki lub wymagania, o których mowa w art. 62 ust. 1 pkt 4, w art. 82 ust. 1 pkt 1 lit. b lub c, lub nałożyć obowiązek wykonania działań, o którym mowa w art. 62 ust. 1 pkt 4, w art. 82 ust. 1 pkt 2 lit. b lub c.”.

Uzasadnienie:

Częścią systemu wspierającego ochronę surowców naturalnych powinno być wprowadzenie zasady „pierwszeństwa dla wtórnych”, czyli racjonalnego, uzasadnionego ekonomicznie i ekologicznie zastępowania surowców naturalnych materiałami pochodzenia antropogenicznego. Materiał będący w jednym sektorze bezużytecznym odpadem, może być dla innej branży cennym surowcem wtórnym zastępującym surowiec naturalny. Zaznaczyć należy, że w Polsce znane i stosowane są techniki i technologie, które dają możliwość zawrócenia strumienia materiałów do obiegu gospodarczego. Przykładem może być zastosowanie popiołów lotnych jako dodatku do betonu (zgodnie z normą PN-EN 450), zastosowanie gipsu syntetycznego (pozostałość po procesie odsiarczania spalin) w przemyśle budowlanym, zastosowanie antropogenicznych analogów kruszyw w budownictwie drogowym, wypełnienie wyrobisk górniczych. Rozwijanie rynku dla materiałów antropogenicznych powinno rozpocząć się od przyjaznego klimatu prawnego, promującego ich wykorzystanie przed kruszywami naturalnymi.

9. Wprowadzenie możliwości złożenia wniosku o wydanie pozwolenia zintegrowanego w formie elektronicznej.

Propozycja:

Zmiana brzmienia art. 208 ust. 5 i 6 ustawy z dnia z dnia 27 kwietnia 2001 r. – Prawo ochrony środowiska:

„5. Wniosek o wydanie pozwolenia zintegrowanego składa się w postaci papierowej w jednym egzemplarzu oraz w postaci elektronicznej na informatycznym nośniku danych albo tylko w postaci elektronicznej, jeżeli składa się go za pomocą środków komunikacji elektronicznej. Wniosek złożony za pomocą środków komunikacji elektronicznej opatruje się kwalifikowanym podpisem elektronicznym, podpisem zaufanym albo podpisem osobistym.”

6. Do wniosku o wydanie pozwolenia zintegrowanego dołącza się:

1) dowód uiszczenia opłaty rejestracyjnej;

2) zapis wniosku w postaci elektronicznej na informatycznych nośnikach danych – w przypadku wniosku składanego w postaci papierowej;

3) kopię programu zapobiegania awariom, o którym mowa w art. 251, lub kopię raportu o bezpieczeństwie, o którym mowa w art. 253, jeżeli były opracowane.”.

Uzasadnienie:

Zmiana ma na celu usprawnienie procedury dla obywateli i przedsiębiorców poprzez umożliwienie złożenia wniosku o wydanie pozwolenia zintegrowanego również w postaci elektronicznej. Zmiana zmierza również do usprawnienia pracy organów administracji, zakładając, że do wniosku złożonego w wersji papierowej dołącza się zapis wniosku w postaci elektronicznej na informatycznych nośnikach danych. Doświadczenie wskazuje, że papierowe wersje dokumentów, z uwagi na tabelaryczne zestawienia części danych, są mało czytelne i często uniemożliwiają odczytanie dokumentu w takiej wersji. W praktyce praca nad dokumentami, ich weryfikacja, przeszukiwanie czy recenzja prowadzona jest przy użyciu wersji elektronicznych. Taka regulacja stworzy organowi podstawę do żądania danych w formie elektronicznej, co przełoży się na sprawność prowadzonego przez ten organ postępowania.

Proponowana zmiana polegająca na możliwości złożenia wniosku jedynie w wersji elektronicznej ma swoje uzasadnienie także z punktu widzenia ochrony środowiska i oszczędności czasu. Dodatkowo, w dobie coraz bardziej powszechnego wykorzystania narzędzi informatycznych przez organy administracji państwowej oraz wnioskodawców proponowana zmiana umożliwi większą swobodę po stronie wnioskodawców.

10. Milcząca zgoda przy opiniowaniu postanowienia, o którym mowa w art. 63 ust. 1 ustawy OOŚ.

Propozycja:

Zmiana brzmienia art. 64 ust. 4 ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko:

„4. Opinie i uzgodnienia, o których mowa w ust. 1–1d, wydaje się w terminie 14 dni od dnia otrzymania wniosku o wydanie opinii. Brak odpowiedzi ze strony organów opiniujących postanowienie, o którym mowa w art. 63 ust. 1, w terminie, o którym mowa w zdaniu pierwszym skutkuje brakiem konieczności przeprowadzenia oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko dla planowanego przedsięwzięcia mogącego potencjalnie znacząco oddziaływać na środowisko i nie wymaga pisemnej odpowiedzi do organu właściwego do wydania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach. Przepisy art. 35 § 5 i art. 36 Kodeksu postępowania administracyjnego stosuje się odpowiednio.”.

Uzasadnienie:

Propozycja zmiany dotyczy procedury uzyskiwania opinii dla postanowienia dotyczącego obowiązku przeprowadzenia oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko dla planowanego przedsięwzięcia mogącego potencjalnie znacząco oddziaływać na środowisko w formie pisemnej. Obecnie organ zasięgający opinii/dokonujący uzgodnień nie ma możliwości dalszego procedowania i zakończenia sprawy w przedmiocie obowiązku oceny oddziaływania, przed uzyskaniem stanowiska odpowiedzi organu w formie pisemnej. Taka procedura niepotrzebnie wydłuża proces wydawania postanowienia, w szczególności w przypadkach gdy ocena oddziaływania na środowisko nie jest konieczna. Proponujemy zatem wprowadzenie zasady, że brak stanowiska organu opiniującego w terminie równoznaczny będzie z brakiem konieczności przeprowadzenia oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko (zasada milczącej zgody organu). Takie rozwiązanie przyczyni się do znacznego skrócenia postępowania i wyeliminowania lub znacznego ograniczenia okresu pozostawania przedsiębiorcy w sytuacji niepewności.

Należy zaznaczyć, że wprowadzenie zasady milczącej zgody spowoduje zmniejszenie obowiązków organów administracyjnych, a tym samym zwiększenie efektywności procedowania w sprawach dotyczących wydawania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach. Proponowana zmiana docelowo wpłynie korzystnie na cały proces inwestycyjny. Jednocześnie należy podkreślić, że w obecnym porządku prawnym, zgodnie z art. 122a ust. 1 kpa sprawa może być załatwiona milcząco, tylko jeżeli przepis szczególny tak stanowi. Bez wprowadzenia powyższego rozwiązania nie jest zatem możliwe milczące załatwienie sprawy przez organ.

11. Wprowadzenie ułatwienia w zagospodarowaniu wydobytych mas ziemnych (art.
    2 pkt 3 ustawy z dnia z dnia 14 grudnia 2012 r. o odpadach).

Propozycja:

Zmiana brzmienia art. 2 pkt 3 ustawy z dnia z dnia 14 grudnia 2012 r. o odpadach (dalej: „ustawa o odpadach”):

„Przepisów ustawy nie stosuje się do:

(…)

3) niezanieczyszczonej gleby i innych materiałów występujących w stanie naturalnym, wydobytych w trakcie robót budowlanych, pod warunkiem, że materiał ten zostanie wykorzystany do celów budowlanych w stanie naturalnym na terenie, na którym został wydobyty;”

Uzasadnienie:

Ustawa o odpadach uznaje za odpady wszystkie masy ziemne (poza związanymi z wydobyciem kopaliny ze złoża i poza terenem nieruchomości, z której zostały usunięte), bez względu na jakość geochemiczną. Efektem takiego podejścia jest konieczność uzyskania przez przedsiębiorców wykonujących roboty ziemne lub ich podwykonawców szeregu decyzji administracyjnych. Wykreślenie warunku dotyczącego wykorzystania mas ziemnych na terenie, na którym zostały wydobyte, wprowadzi znaczące ułatwienie w zagospodarowaniu wydobytych mas ziemnych. Należy również podkreślić, że zaproponowana zmiana jest zgodna z ideą Pakietu na rzecz Gospodarki o Obiegu Zamkniętym – pakietu Dyrektyw UE z obszaru Circular Economy.

12. Wyłączenie ze stosowania ustawy o odpadach frakcji biodegredowalnej (art. 2 pkt 6 oraz art. 4 ust. 5 ustawy o odpadach).

Propozycja:

Zmiana brzmienia art. 2 pkt 6 oraz art. 4 ust. 5 ustawy o odpadach:

„Przepisów ustawy nie stosuje się do:

(…)

6) biomasy w postaci:

(…)

„d) frakcji biodegradowalnej, efektywnie odseparowanej z odpadów komunalnych, spełniającej parametry określone zgodnie z art. 4 ust. 5.”.

(…)

„5. Minister właściwy do spraw środowiska określi w drodze rozporządzenia parametry fizykochemiczne niezbędne do osiągnięcia dla frakcji biodegradowalnej, o której mowa w art. 2 pkt 6 lit. d.”.

Uzasadnienie:

Wyłączenie spod stosowania ustawy o odpadach biomasy stanowiącej frakcję biodegradowalną odpadów komunalnych, ułatwiłoby wykorzystanie jej do produkcji energii elektrycznej i ciepła, a także stanowiłoby odpowiedź na unijne oczekiwanie dotyczące wzrostu przetwórstwa odpadów komunalnych (w perspektywie do roku 2035 – 65% odpadów komunalnych powinno zostać przygotowane do ponownego użycia i recyklingu). W Polsce każdego roku wytwarzane jest ok. 11 mln ton odpadów komunalnych. Szacuje się, że aż trzy czwarte z nich stanowią odpady zmieszane (ok. 8 mln ton), z których blisko połowa to frakcja ulegająca biodegradacji. W ostatnich latach zużycie biomasy w energetyce zawodowej kształtuje się na poziomie ok. 9 mln ton/rok i prognozuje się jego dalszy wzrost. Jest to jedynie w części biomasa krajowa, ponieważ corocznie Polska importuje 2-4 mln ton tego surowca do produkcji zielonej energii. Biomasa sprowadzana jest z ponad 50 krajów, a transport przez tysiące kilometrów pozostawia „ślad węglowy”, będący zaprzeczeniem głównej idei produkcji zielonej energii, czyli ochrony przed zmianami klimatycznymi. Zestawiając powyższe dane z ilością odpadów wytwarzanych corocznie w kraju i ulegających biodegradacji (prawie 4 mln ton), dostrzec można olbrzymi potencjał polskiego rynku. Frakcja biodegradowalna, efektywnie odseparowana z odpadów komunalnych, spełniająca parametry jakościowe odbiorców i bezpieczna dla środowiska, mogłaby z powodzeniem zastąpić importowaną biomasę.

13. Zmiana przepisów dotyczących uznania przedmiotu lub substancji za produkt uboczny (art. 11 ust. 3 ustawy o odpadach).

Propozycja:

Zmiana brzmienia art. 11 ust. 3 ustawy o odpadach:

„3. Do zgłoszenia uznania przedmiotu lub substancji za produkt uboczny dołącza się dowody potwierdzające spełnienie warunków, o których mowa w art. 10, oraz szczegółowych wymagań, o ile zostały określone. Dowodami mogą być w szczególności umowy potwierdzające wykorzystanie przedmiotu lub substancji do określonych celów lub potwierdzające właściwości przedmiotu lub substancji wyniki badań, wykonanych przez laboratoria, o których mowa w art. 147a ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 r. – Prawo ochrony środowiska. Dowodami, o których mowa zdaniu pierwszym będzie także wykazanie istnienia rynku zbytu na produkt uboczny poprzez przedstawienie umowy na odzysk odpadu o takich samych właściwościach jak przedmiot lub substancja, dla których składa się zgłoszenie o uznanie za produkt uboczny.”.

Uzasadnienie:

Przepis dotyczący warunku posiadania umów handlowych jako dowodu pewności wykorzystania substancji stanowi barierę dla uznania za produkt uboczny. Podmioty nie mogą uzyskać dla substancji statusu produktu ubocznego, z powodu braku umów, a jednocześnie nie mogą podpisać takich umów – nie mają bowiem decyzji na produkt uboczny. Warto rozważyć zatem wprowadzenie możliwości, aby pewność dalszego wykorzystania przedmiotu lub substancji mogła być wyrażona umową na odzysk odpadu o takich samych właściwościach jak przedmiot lub substancja, dla których składa się zgłoszenie o uznanie za produkt uboczny – jako dowód na istnienie rynku zbytu dla wnioskowanego produktu ubocznego. Zaproponowana zmiana jest zgodna z ideą Pakietu na rzecz Gospodarki o Obiegu Zamkniętym – pakietu Dyrektyw UE z obszaru Circular Economy.

14. Uproszczenie procedury uznania przedmiotu lub substancji za produkt uboczny (art. 11 ust. 4, ust. 4a-4f ustawy o odpadach).

Propozycja:

Zmiana brzmienia art. 11 ust. 4, ust. 4a-4f ustawy o odpadach:

„4.Marszałek województwa, w drodze decyzji wydawanej po zasięgnięciu opinii wojewódzkiego inspektora ochrony środowiska właściwego ze względu na miejsce wytwarzania przedmiotu lub substancji, potwierdza spełnienie warunków uznania za produkt uboczny albo stwierdza niespełnienie tych warunków.

4. Jeżeli Marszałek województwa, w terminie 3 miesięcy od dnia otrzymania zgłoszenia uznania przedmiotu lub substancji za produkt uboczny nie wyrazi sprzeciwu, potwierdza spełnienie warunków uznania za produkt uboczny albo stwierdza niespełnienie tych warunków w drodze decyzji.

4a. Decyzję potwierdzającą spełnienie warunków uznania przedmiotu lub substancji za produkt uboczny wydaje się na czas oznaczony, nie dłuższy niż 10 lat.

4b. Przed wydaniem opinii, o której mowa w ust. 4, wojewódzki inspektor ochrony środowiska może przeprowadzić kontrolę w zakresie objętym zgłoszeniem, o którym mowa w ust. 2.

4c. W kontroli, o której mowa w ust. 4b, może uczestniczyć marszałek województwa, o którym mowa w ust. 1.

4d. W przypadku negatywnej opinii wojewódzkiego inspektora ochrony środowiska marszałek województwa wydaje decyzję stwierdzającą niespełnienie warunków uznania za produkt uboczny.

4e. Kontrola, o której mowa w ust. 4b, wstrzymuje bieg terminu do wydania opinii, o której mowa w ust. 4.

4f. W przypadku dokonywania zmian w procesie produkcyjnym, w którym powstają przedmiot lub substancja uznane za produkt uboczny, lub w procesie, w którym są one wykorzystywane, wytwórca przedmiotu lub substancji jest obowiązany do dokonania nowego zgłoszenia uznania przedmiotu lub substancji za produkt uboczny. Przepisy ust. 2-4e stosuje się.”.

Uzasadnienie:

Zmiany wprowadzają znaczne ułatwienia procedury uznania przedmiotu lub substancji za produkt uboczny m.in. poprzez wykreślenie konieczności uzyskiwania opinii Wojewódzkiego Inspektoratu Ochrony Środowiska przed wydawaną decyzją przez marszałka województwa. Ponadto zaproponowano zniesienie konieczności przedkładania co 10 lat kolejnego zgłoszenia uznania przedmiotu lub substancji za produkt uboczny w tej samej sprawie, nawet wówczas gdy nie nastąpiły żadne zmiany w procesie produkcyjnym, w którym powstają przedmiot lub substancja uznane za produkt uboczny, lub w procesie, w którym są one wykorzystywane. Jednocześnie należy wyjaśnić, że odpowiednim zabezpieczeniem uzyskiwania decyzji bezterminowej w powyższym zakresie jest istniejący obowiązek dokonania nowego zgłoszenia przez wytwórcę organu, w przypadku dokonywania zmian w procesie produkcyjnym, w którym powstają przedmiot lub substancja uznane za produkt uboczny, lub w procesie, w którym są one wykorzystywane.

15. Umożliwienie wykorzystania wytworzonych odpadów.

Propozycja:

Wprowadzenie art. 27 ust. 11 ustawy o odpadach:

„11. Wytwórca odpadów będący przedsiębiorcą może wykorzystywać wytworzone przez siebie odpady na potrzeby własne za pomocą dopuszczalnych metod odzysku zgodnie z wymaganiami określonymi w przepisach wydanych na podstawie ust. 10.”.

Uzasadnienie:

Zmiana polega na umożliwieniu przedsiębiorcom wykorzystywania wyprodukowanych w skutek prowadzonej przez nich działalności odpadów na własny użytek. Obecne występuje ograniczenie możliwości wykorzystania odpadów wskazanych w rozporządzeniu Ministra Środowiska z dnia 10 listopada 2015 r. w sprawie listy rodzajów odpadów, które osoby fizyczne lub jednostki organizacyjne niebędące przedsiębiorcami mogą poddawać odzyskowi na potrzeby własne, oraz dopuszczalnych metod ich odzysku wyłącznie do osób fizycznych oraz jednostek organizacyjnych niebędących przedsiębiorcami, uniemożliwia przedsiębiorcom wytwarzającym odpady ich wykorzystanie na potrzeby własne. Przykładem może być brak możliwości utwardzenia żużlem drogi wewnętrznej na terenie elektrociepłowni. Obecnie „posiadacz odpadów może przekazywać osobie fizycznej lub jednostce organizacyjnej niebędącym przedsiębiorcami określone rodzaje odpadów, do wykorzystania na potrzeby własne za pomocą dopuszczalnych metod odzysku”. Rozwiązaniem likwidującym tę barierę, które ułatwi wykorzystanie surowców wtórnych z energetyki, będzie zaproponowana zmiana.

16. Skrócenie terminu złożenia planu metodyki monitorowania (art. 26f ust. 3 w ustawie z dnia 12 czerwca 2015 r. o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych).

Propozycja:

Zmiana brzmienia art. 26f ust. 3 w ustawie z dnia 12 czerwca 2015 r. o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych:

„3. Plan metodyki monitorowania składa się nie później niż na 4 miesiące 1 miesiąc przed dniem rozpoczęcia normalnej działalności, o której mowa w art. 2 pkt 12 rozporządzenia Komisji (UE) 2019/331.”.

Uzasadnienie:

Nie znajdujemy racjonalnego uzasadnienia czteromiesięcznego terminu na złożenie planu metodyki monitorowania do zatwierdzenia przez organ przed dniem rozpoczęcia normalnej działalności. Przedmiotowa ustawa nie przewiduje analogicznego terminu względem złożenia wniosku o wydanie zezwolenia na emisję. Z uwagi na fakt, że plan metodyki monitorowania zawiera odniesienia do zezwolenia oraz zatwierdzonego planu monitorowania emisji, wskazany w ustawie termin determinuje odpowiednio wcześniejsze wystąpienie z wnioskiem o wydanie zezwolenia na emisję gazów cieplarnianych, a co za tym idzie także terminy w odniesieniu do wydania pozwolenia zintegrowanego lub pozwolenia na wprowadzanie pyłów lub gazów do powietrza. Z tego względu proponuje się skrócenie terminu do 1 miesiąca przed rozpoczęciem normalnej działalności.

17. Wprowadzenie ograniczeń w obowiązku tworzenia stref ochronnych i obszarów chronionych.

Propozycja:

Zmiana brzmienia art. 120, 121 oraz 124 ustawy z dnia 20 lipca 2017 r. – Prawo wodne (dalej: „Prawo wodne”):

„Art. 120. Zapewnieniu odpowiedniej jakości wód ujmowanych do zaopatrzenia ludności w wodę przeznaczoną do spożycia przez ludzi oraz zaopatrzenia zakładów wymagających wody wysokiej jakości, a także ochronie zasobów wodnych, służy ustanawianie:

1) stref ochronnych ujęć wody, zwanych dalej „strefami ochronnymi”;     

2) obszarów ochronnych zbiorników wód śródlądowych, zwanych dalej „obszarami ochronnymi”.

(…)

„3. Strefę ochronną obejmującą wyłącznie teren ochrony bezpośredniej ustanawia się dla każdego ujęcia wody, z wyłączeniem ujęć wody służących do zwykłego korzystania z wód przeznaczonej do spożycia przez ludzi.”

(…)

„1. Strefę ochronną ujęcia wód powierzchniowych określa się tak, aby trwale zapewnić jakość wody zgodną z przepisami wydanymi na podstawie art. 74 ust. 1 oraz aby zabezpieczyć wydajność ujęcia wody.”

Uzasadnienie:

Obowiązek ustanawiania stref ochronnych wynika z Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 23 października 2000 r. ustanawiającej ramy wspólnotowego działania w dziedzinie polityki wodnej (dalej: „Ramowa Dyrektywa Wodna”). W art. 7 pkt 3 Ramowej Dyrektywy wodnej mowa o możliwości, a nie konieczności ustanawiania stref ochronnych ujęć. Ponadto możliwość ta (a nie obowiązek) odnosi się tylko do poboru wody do spożycia. Transpozycja przepisów Ramowej Dyrektywy Wodnej na grunt prawa krajowego, w przepisach Prawa wodnego w zakresie ustanawiania stref ochronnych ujęć znacznie zaostrza wymagania w tym zakresie, co w konsekwencji powoduje nieuzasadniony obowiązek ustanawiania stref ochrony bezpośredniej dla każdego funkcjonującego ujęcia wody powierzchniowej i wody podziemnej – niezależnie od jej przeznaczenia. Wyznaczenie strefy – poprzez jej ogrodzenie i oznakowanie pływakami (funkcjonująca praktyka) nie chroni ani przed napływem zanieczyszczeń do ujęcia, ani przed ewentualnym wtargnięciem osób nieuprawnionych, ani tym bardziej nie ma wpływu na wydajność ujęcia (o czym mowa art. 124 Prawa wodnego). Jednocześnie ogrodzenie wykonane z bojek zlokalizowane w nurcie rzeki wiąże się z koniecznymi do poniesienia kosztami jego wykonania, a także z dalszymi kosztami operacyjnymi związanymi z jego utrzymaniem, w tym naprawą, konserwacją oraz stałym monitoringiem jego wpływu na rzekę (np. w zakresie tworzenia się na bojkach zatorów z materiału niesionego przez rzekę). W przypadku sektora energetycznego zdecydowana większość strumienia pobieranej wody służy chłodzeniu urządzeń wytwarzających energię elektryczną, a zatem nie wymaga odpowiednich parametrów, nie podlega procesom oczyszczania, stanowi wodę surową. Nie znajdujemy argumentów za ustanawianiem stref ochrony bezpośredniej dla innych ujęć niż ujęcia wody przeznaczonej do spożycia, gdyż taka nadregulacja negatywnie wpływa na polskich przedsiębiorców. Z tego względu proponujemy dokonanie powyższych zmian w istniejących przepisach.

18. Zmiana w przepisach dotyczących opłat stałych.

Propozycja:

Zmiana brzmienia art. 271 ust, 5a Prawa wodnego:

„5a. Opłatę stałą ponosi się za okres od dnia, w którym pozwolenie wodnoprawne albo pozwolenie zintegrowane stało się ostateczne, ale nie wcześniej niż od dnia oddania do użytkowania instalacji objętej pozwoleniem, do dnia jego wygaśnięcia pozwolenia wodnoprawnego albo pozwolenia zintegrowanego, cofnięcia lub utraty jego mocy bez względu na przyczynę.”.

Uzasadnienie:

Funkcjonujący obecnie obowiązek uiszczania opłaty stałej od momentu posiadania przez instalację pozwolenia, powoduje, że nowe instalacje, które nie zostały jeszcze oddane do użytkowania zmuszone są ponosić opłatę stałą pomimo braku technicznych możliwości korzystania z usług wodnych. W procesie inwestycyjnym istotne jest by uzyskanie pozwolenia zintegrowanego lub pozwolenia wodno-prawnego nastąpiło przed oddaniem do użytkowania instalacji, gdyż bez niego niemożliwa jest eksploatacja instalacji. Pozwolenie to stanowi swego rodzaju zgodę na użytkowanie i zapewnienie jego funkcjonowania z odpowiednim wyprzedzeniem oraz jest kluczowe dla zapewnienia bezpiecznej pracy instalacji. Proponowana zmiana miałaby na celu usunięcie nieuzasadnionego obciążenia finansowego, jakie wiąże się z ponoszeniem opłaty stałej dla instalacji, która nie została jeszcze oddana do użytkowania, a zatem nie ma faktycznej podstawy poboru opłaty.

19. Doprecyzowanie w zakresie pojazdów dopuszczonych do ruchu na terenie rozlewni i baz gazu płynnego.

Propozycja:

Zmiana brzmienia § 6 ust. 1 rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 6 września 1999 r. w sprawie bezpieczeństwa i higieny pracy przy magazynowaniu, napełnianiu i rozprowadzaniu gazów płynnych:

„1. W strefie zagrożenia wybuchem Nna terenie rozlewni i baz gazu płynnego do ruchu dopuszcza się wyłącznie pojazdy z silnikiem wysokoprężnym w tym również zasilanych paliwami alternatywnymi, w tym w szczególności LNG lub innym w wykonaniu przeciwwybuchowym, a także wszystkie pojazdy bez względu na rodzaj napędu posiadające ważne świadectwo dopuszczenia do przewozu niektórych towarów niebezpiecznych.”.

Uzasadnienie:

W dotychczasowym brzmieniu powyższego przepisu na „teren rozlewni i baz gazu płynnego” nie mogą wjeżdżać pojazdy z silnikami z zapłonem iskrowym, napędem hybrydowym oraz w pełni z napędem elektrycznym. Jednak „teren rozlewni i baz gazu płynnego” to nie tylko strefa z instalacją magazynową lub przeładunkową gazu płynnego, ale również część administracyjna z zapleczem techniczno-warsztatowym. Powoduje to utrudnienie na terenie obiektów, ponieważ aby wjechać na część administracyjną pojazdy osobowe i dostawcze muszą być wyposażane w silniki diesla. Pojazdy z tym napędem są powoli wypierane przez napędy alternatywne np. hybrydy, elektryczne i są coraz trudniej dostępne na rynku.

Doprecyzowanie ograniczające rodzaj napędu na terenie rozlewni i bazie paliw płynnych tylko do wydzielonej strefy zagrożenia wybuchem znacząco usprawni funkcjonowanie takich obiektów. Należy mieć również na uwadze fakt, że pojazdy przewożące gaz płynny (skroplony) również są wyposażane w silniki z alternatywnymi źródłami napędu np. gaz LNG. Pojazdy te mogą być także dopuszczone do przewozu towarów niebezpiecznych, w tym gazów płynnych (skroplonych) na podstawie przepisów umowy ADR. Dlatego można przyjąć, że pojazd dopuszczony do przewozu gazu płynnego może wjeżdżać w strefę zagrożenia wybuchem na terenie rozlewni i bazy paliw płynnych.

20. Zmiany w projekcie ustawy udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko oraz niektórych innych ustaw (UD375) (dalej: „ustawa ooś”).

Propozycja:

Zmiana brzmienia art. 69 ust. 1 i 3 pkt 5 i ust. 4, art. 88 ust. 1, art. 89 ust. 1 i ust. 2 pkt 1, art. 90 ust. 2 pkt 1 i ust. 3, art. 92, art. 93 ust. 1-3, art. 94 ust. 1 i art. 95 ust. 1 ustawy ooś:

„1. Wnioskodawca może, składając wniosek o wydanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla przedsięwzięć mogących zawsze znacząco oddziaływać na środowisko, zamiast raportu o oddziaływaniu przedsięwzięcia na środowisko, złożyć kartę informacyjną przedsięwzięcia wraz z wnioskiem o ustalenie zakresu raportu.

– organ właściwy do wydania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach poprzedza analizą zgodności lokalizacji przedsięwzięcia z ustaleniami miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego, jeżeli został uchwalony.

(…)

3. Przepisów ust. 1 i 2 nie stosuje się do decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach wydawanej dla:

(…)

5) przedsięwzięć wymagających koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż kopalin,  koncesji na wydobywanie kopalin ze złóż objętych własnością górniczą przysługującą Skarbowi Państwa, koncesji na podziemne bezzbiornikowe magazynowanie substancji, koncesji na podziemne składowanie odpadów oraz koncesji na podziemne składowanie dwutlenku węgla, a także koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż węglowodorów oraz wydobywanie węglowodorów ze złóż oraz decyzji inwestycyjnych, o których mowa w ustawie z dnia 9 czerwca 2011 r. – Prawo geologiczne i górnicze,

(…)

1. Ocenę oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko w ramach postępowania w sprawie wydania albo zmiany decyzji, o których mowa w art. 72 ust. 1 pkt 1, 4-5, 10, 14 i 18, przeprowadza się także:

(…)

1. Po otrzymaniu raportu o oddziaływaniu przedsięwzięcia na środowisko organ właściwy do wydania decyzji, o których mowa w art. 72 ust. 1 pkt 1, 4-5, 10, 14 i 18, oraz pozwolenia, o którym mowa w art. 82 ust. 1 pkt 4b, występuje do regionalnego dyrektora ochrony środowiska albo Generalnego Dyrektora Ochrony Środowiska z wnioskiem o uzgodnienie warunków realizacji przedsięwzięcia. Przepisy art. 75 ust. 2 i 5 stosuje się odpowiednio.

(…)

2. Organ występujący o uzgodnienie przedkłada:

1) wniosek o wydanie decyzji, o których mowa w art. 72 ust. 1 pkt 1, 4-5, 10, 14 i 18, oraz pozwolenia, o którym mowa w art. 82 ust. 1 pkt 4b;

(…)

2. Przed wydaniem postanowienia, o którym mowa w ust. 1, Generalny Dyrektor Ochrony Środowiska albo właściwy regionalny dyrektor ochrony środowiska występuje:

1) do organu właściwego do wydania decyzji, o których mowa w art. 72 ust. 1 pkt 1, 4-5, 10, 14 i 18, oraz pozwolenia, o którym mowa w art. 82 ust. 1 pkt 4b, o zapewnienie możliwości udziału społeczeństwa w trybie art. 33-36 i art. 38;

(…)

3. Organ właściwy do wydania decyzji, o których mowa w art. 72 ust. 1 pkt 1, 4-5, 10, 14 i 18, oraz pozwolenia, o którym mowa w art. 82 ust. 1 pkt 4b, przekazuje właściwemu regionalnemu dyrektorowi ochrony środowiska albo Generalnemu Dyrektorowi Ochrony Środowiska zgłoszone przez społeczeństwo uwagi i wnioski oraz protokół z rozprawy administracyjnej otwartej dla społeczeństwa, jeżeli była przeprowadzona.

(…)

Postanowienie, o którym mowa w art. 90 ust. 1, wiąże organ właściwy do wydania decyzji, o których mowa w art. 72 ust. 1 pkt 1, 4-5, 10, 14 i 18, oraz do wydania pozwolenia, o którym mowa w art. 82 ust. 1 pkt 4b.

(…)

1. Właściwy organ wydaje decyzje, o których mowa w art. 72 ust. 1 pkt 1, 4-5, 10, 14 i 18, oraz pozwolenie, o którym mowa w art. 82 ust. 1 pkt 4b, uwzględniając warunki realizacji przedsięwzięcia określone w:

(…)

2. W decyzjach, o których mowa w art. 72 ust. 1 pkt 1, 4-5, 10, 14 i 18, oraz pozwoleniu, o którym mowa w art. 82 ust. 1 pkt 4b, właściwy organ może:

2) nałożyć na wnioskodawcę obowiązek przedstawienia analizy porealizacyjnej, określając jej zakres i termin przedstawienia z wyłączeniem decyzji, o których mowa w art. 72 ust. 1 pkt 4-5;

(…)

3. W decyzjach, o których mowa w art. 72 ust. 1 pkt 1,4-5, 10, 14 i 18, oraz pozwoleniu,
   o którym mowa w art. 82 ust. 1 pkt 4b, właściwy organ, w przypadku gdy z oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko wynika potrzeba:

(…)

1. W analizie porealizacyjnej, o której mowa w art. 93 ust. 2 pkt 2, dokonuje się porównania ustaleń zawartych w raporcie o oddziaływaniu przedsięwzięcia na środowisko, w decyzjach, o których mowa w art. 72 ust. 1 pkt 1, 4-5, 10, 14 i 18, oraz pozwoleniu, o którym mowa w art. 82 ust. 1 pkt 4b, w szczególności ustaleń dotyczących przewidywanego charakteru i zakresu oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko oraz planowanych działań zapobiegawczych z rzeczywistym oddziaływaniem przedsięwzięcia na środowisko i działaniami podjętymi dla jego ograniczenia.

(…)

1. Decyzje, o których mowa w art. 72 ust. 1 pkt 1, 4-5, 10, 14 i 18, oraz pozwolenie, o którym mowa w art. 82 ust. 1 pkt 4b, wymagają uzasadnienia.
2. W przypadku działalności określonej ustawą z dnia 9 czerwca 2011 r. – Prawo geologiczne i górnicze, innej niż przedsięwzięcia wymagające koncesji, o których mowa w ust. 3 pkt 5 dotyczących prowadzenia działalności polegającej na poszukiwaniu lub rozpoznawaniu złóż kryterium oceny lokalizacji przedsięwzięcia jest nienaruszenie zamierzoną działalnością przeznaczenia nieruchomości określonego w miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego, jeżeli plan ten został uchwalony, oraz w odrębnych przepisach.”

Uzasadnienie:

Przepisy ustawy ooś w zakresie ponownej oceny oddziaływania na środowisko (art. 88 i następne ustawy ooś), mają charakter szczególny (wyjątkowy^[1]), albowiem umożliwiają dokonanie takiej oceny (na etapie postępowania np. w sprawie udzielenia koncesji, a nie w nowym postępowaniu o wydanie/zmianę decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach) w przypadku gdy w trakcie procesu inwestycyjnego dochodzi do istotnych zmian w przedsięwzięciu. Planowane zmiany wprowadzane w trakcie procesu inwestycyjnego niejednokrotnie są niespójne z warunkami określonymi w decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, co w większości przypadków powinno prowadzić do  uzyskania nowej decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, albo do dokonania stosownych zmian w takiej decyzji na podstawie art. 87 ustawy ooś. Mając jednak na uwadze czas niezbędny na wydanie ww. decyzji, takie rozwiązanie nie jest rozwiązaniem optymalnym. Alternatywą jest ponowna ocena oddziaływania na środowisko, która jest procedurą prostszą i mniej czasochłonną.  Ww. procedura mogłaby znaleźć zastosowanie w ramach przedsięwzięć realizowanych przez Spółkę, w ramach których dokonywane są zmiany w planowanym sposobie zagospodarowania złoża, w tym rekonstrukcji zastawionych odwiertów czy ich przegłębienia, czyli w efekcie do zmiany parametrów takich przedsięwzięć. Te częste zmiany wynikają z potrzeby dostosowania technologii eksploatacji do warunków złożowych, tak by zapewnić prawidłowe sczerpanie zasobów złoża oraz bezpieczeństwo prowadzenia działalności.

Warto przy tym podkreślić, iż funkcjonujące ograniczenie w art. 88 ust. 1 ustawy ooś możliwości przeprowadzenia ponownej oceny oddziaływania na środowisko jedynie do przedsięwzięć wymienionych w art. 72 ust. 1 pkt 1, 10, 14 i 18 budzi wątpliwości. Treść analizowanych przepisów jest w tym zakresie uznawana za zawikłaną i niejasną^[2] oraz nie mającą uzasadnienia w stanowiskach Komisji Europejskiej co do uwzględnienia powtórnej oceny w odniesieniu do zezwolenia na inwestycję^[3]. Co więcej w doktrynie podkreśla się, że: „ograniczenie w art. 88 ust. 1 ustawy możliwości przeprowadzenia ponownej oceny oddziaływania na środowisko jedynie do przedsięwzięć wymienionych w art. 72 ust. 1 pkt 1, 10, 14 i 18 ustawy ooś może nasuwać zastrzeżenia co do jego zgodności z art. 2 ust. 1 Dyrektywy w sprawie oceny skutków wywieranych przez niektóre przedsięwzięcia publiczne i prywatne na środowisko naturalne. Przepis ten obliguje państwa członkowskie do podjęcia wszystkich niezbędnych środków, pozwalających na właściwą ocenę skutków środowiskowych wynikających z realizacji przedsięwzięcia. (…) Oznacza to, że jeżeli podstawą realizacji przedsięwzięcia będzie np. decyzja wskazana w art. 72 ust. 1 pkt 5 ustawy ooś (określająca szczegółowe warunki wydobywania kopalin), to w każdym przypadku zmiany założeń inwestycyjnych inwestor będzie musiał uzyskać zmianę decyzji o uwarunkowaniach środowiskowych, ale jeżeli taką podstawą będzie np. pozwolenie na budowę wymienione w art. 72 ust. 1 pkt 1 ustawy ooś, to takiej konieczności już nie będzie. Wydaje się, że zróżnicowanie to nie ma racjonalnego uzasadnienia i powinno zostać wyeliminowane”^[4]. 

Z tych też względów proponujemy wprowadzenie do przepisów prawa krajowego możliwości dokonania ponownej oceny oddziaływania na środowisko na dalszych etapach procesu inwestycyjnego, którego podstawą będzie:

• koncesja na poszukiwanie lub rozpoznawanie kompleksu podziemnego składowania dwutlenku węgla, koncesja na wydobywanie kopalin ze złóż, koncesja na podziemne bezzbiornikowe magazynowanie substancji, koncesja na podziemne składowanie odpadów oraz koncesja na podziemne składowanie dwutlenku węgla – udzielane na podstawie ustawy z dnia 9 czerwca 2011 r. – Prawo geologiczne i górnicze (dalej: „PGG”) (art. 72 ust. 1 pkt 4 ustawy ooś);
• decyzja zatwierdzająca plan ruchu dla wykonywania robót geologicznych związanych z poszukiwaniem i rozpoznawaniem złoża węglowodorów lub decyzja inwestycyjnej w celu wykonywania koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złoża węglowodorów oraz wydobywanie węglowodorów ze złoża – wydawane na podstawie PGG (art. 72 ust. 1 pkt 4a ustawy ooś);
• decyzja zatwierdzająca plan ruchu dla wykonywania robót geologicznych na podstawie koncesji na poszukiwanie lub rozpoznawanie złoża kopaliny – wydawana na podstawie PGG (art. 72 ust. 1 pkt 4b ustawy ooś);
• decyzja określająca szczegółowe warunki wydobywania kopaliny – wydawana na podstawie ustawy z dnia 27 lipca 2001 r. o zmianie ustawy – Prawo geologiczne i górnicze (art. 72 ust. 1 pkt 5 ustawy ooś).

21. Zmiana wymaganej formy pisemnej na dokumentową w przypadku wielu aktów prawnych.

Propozycja:

Zmiana wymaganej formy pisemnej na dokumentową w wielu przepisach:

• 709² KC;
• 22² § 8 KP;
• 29 § 3 KP;
• 237⁴ § 3 KP.

Uzasadnienie:

W dobie coraz szybciej postępującej cyfryzacji i powszechnego dostępu do środków komunikacji elektronicznej forma dokumentowa stała się niezwykle powszechna. Mając na względzie wygodę jej wykorzystania i szybkość wymiany informacji zasadnym staje się zastępowanie wymogu zachowania firmy pisemnej dla składania niektórych oświadczeń woli. Dla przykładu niezrozumiałym jest wymóg zachowania formy pisemnej dla ważności umowy leasingu, podczas gdy dla ważności umowy pożyczki wystarczy forma dokumentowa. Również składanie niektórych oświadczeń w zakresie prawa pracy może z powodzeniem być wykonywane w formie dokumentowanej. Dlatego też wnosimy o dokonanie stosownych zmian zmierzających do zastąpienia wymogu formy pisemnej na dokumentową w przypadku wskazanych przepisów prawa.

22. Rozszerzenie katalogu przypadków, w których pracodawca może zwolnić pracownika z obowiązku świadczenia pracy (art. 36² KP).

Propozycja:

„36² Pracodawca może zwolnić pracownika z obowiązku świadczenia pracy na okres nieprzekraczający 2 miesięcy w roku kalendarzowym, jeżeli jest to uzasadnione obiektywnymi przyczynami. W okresie tego zwolnienia pracownik zachowuje prawo do wynagrodzenia.”.

Uzasadnienie:

art. 36² KP stanowi, że „w związku z wypowiedzeniem umowy o pracę pracodawca może zwolnić pracownika z obowiązku świadczenia pracy do upływu okresu wypowiedzenia.”.

W okresie tego zwolnienia pracownik zachowuje prawo do wynagrodzenia”. Proponujemy uelastycznienie tego przepisu poprzez umożliwienie zastosowania zwolnienia od pracy z prawem do wynagrodzenia także w innych przypadkach. Uprawnienie to należałoby ograniczyć terminem (np. do 2 miesięcy w roku kalendarzowym – niezależnie od zwolnienia od świadczenia pracy w okresie wypowiedzenia). Potrzeba nowelizacji wynika z konieczności zastosowania zwolnienia od świadczenia pracy także w innych przypadkach, niż przewidziane obecnie w Kodeksie pracy, np. w razie rozwiązania umowy za porozumieniem stron (obecnie budzi to kontrowersje z uwagi na brak wyraźnego uregulowania), albo gdy jest to uzasadnione wymogami ochrony tajemnicy prawem chronionej, bądź też dla przeciwdziałania mobbingowi.

23. Wydłużenie terminu na zastosowanie przez pracodawcę kary porządkowej zgodnie z art. 109 § 1 KP.

Propozycja:

„§ 1. Kara nie może być zastosowana po upływie 4 tygodni od powzięcia wiadomości o naruszeniu obowiązku pracowniczego i po upływie 3 miesięcy od dopuszczenia się tego naruszenia.”.

Uzasadnienie:

Wskazujemy, że należałoby wydłużyć termin ustawowy na zastosowanie przez pracodawcę kary porządkowej, np. do 4 tygodni od powzięcia wiadomości o naruszeniu obowiązku pracowniczego (obecnie zgodnie z art. 109 § 1 KP wynosi on 2 tygodnie). Obowiązujący termin jest zbyt krótki, w związku z czym często występuje, szczególnie w przypadku rozbudowanej struktury organizacyjnej pracodawcy, zagrożenie jego niedotrzymania.

24. Wydłużenie terminu na odrzucenie sprzeciwu wniesionego przez pracownika od zastosowanej kary porządkowej (art. 112 § 1 KP).

Propozycja:

„§ 1. Jeżeli zastosowanie kary nastąpiło z naruszeniem przepisów prawa, pracownik może w ciągu 7 dni od dnia zawiadomienia go o ukaraniu wnieść sprzeciw. O uwzględnieniu lub odrzuceniu sprzeciwu decyduje pracodawca po rozpatrzeniu stanowiska reprezentującej pracownika zakładowej organizacji związkowej, wskazanej przez pracownika w treści wniesionego sprzeciwu. Nieodrzucenie sprzeciwu w ciągu 21 dni od dnia jego wniesienia jest równoznaczne z uwzględnieniem sprzeciwu.”.

Uzasadnienie:

Wskazujemy, że zasadnym byłoby wydłużenie do 21 dni termin na odrzucenie sprzeciwu wniesionego przez pracownika (obecnie wynosi on 14 dni – art. 112 § 1 KP), jak również zoptymalizować przepisy dotyczące zasięgnięcia opinii organizacji związkowej. Zgodnie z art. 112 § 1 KP: „(…) O uwzględnieniu lub odrzuceniu sprzeciwu decyduje pracodawca po rozpatrzeniu stanowiska reprezentującej pracownika zakładowej organizacji związkowej (…)”. Jeżeli u pracodawcy działa więcej, niż jedna organizacja związkowa, występuje konieczność działania dwuetapowego, tj. wysłania zapytania do zakładowych organizacji związkowych (celem ustalenia, która organizacja reprezentuje interesy danego pracownika), a następnie pozyskania stanowiska merytorycznego tej organizacji związkowej. Powoduje to, że powstaje ryzyko niedotrzymania 14 – dniowego, krótkiego terminu na odrzucenie sprzeciwu.

25. Przywrócenie zapisu zobowiązującego do wykorzystania zaległego urlopu do 31 marca roku następnego oraz wprowadzenie możliwości wysłania pracownika na zaległy urlop przez pracodawcę.

Propozycja:

„Urlopu niewykorzystanego w terminie ustalonym zgodnie z art. 163 należy pracownikowi udzielić w innym terminie wskazanym przez pracodawcę, najpóźniej do dnia 31 marca następnego roku kalendarzowego; nie dotyczy to części urlopu udzielanego zgodnie z art. 1672. Udzielenie urlopu w tym trybie może nastąpić bez uzyskania zgody pracownika i z pominięciem planu urlopowego, jeżeli u pracodawcy plan urlopowy jest tworzony. Pracownik obowiązany jest wykorzystać urlop we wskazanym terminie.”.

Uzasadnienie:

Proponujemy przywrócenie przepisu zobowiązującego do wykorzystania urlopu do dnia 31 marca roku następnego (obecnie zaległy urlop należy wykorzystać do 30 września roku następnego), jak również wskazanie, że pracodawca może jednostronnie wysłać pracownika na urlop zaległy (analogicznie, jak zostało to tymczasowo uregulowane na czas stanu epidemii w art. 15gc ustawy z dnia 2 marca 2020 r.  o szczególnych rozwiązaniach związanych z zapobieganiem, przeciwdziałaniem i zwalczaniem COVID-19, innych chorób zakaźnych oraz wywołanych nimi sytuacji kryzysowych). Wskazać należy, że obecne przepisy powodują w wielu przypadkach problem gromadzenia się zaległych urlopów wypoczynkowych, które w wielu przypadkach dezorganizują pracę przedsiębiorstwa.

26. Raportowanie MDR – pojęcie oferowania „uzgodnienia” i „udostępnienie schematu podatkowego” (art. 86a §1 pkt 15 Ordynacji podatkowej).

Propozycja:

Doprecyzowanie nieostrych pojęć zawartych w art. 86a §1 pkt 15 Ordynacji podatkowej.

Uzasadnienie:

Art. 86a § 1 pkt 15 ustawy Ordynacja podatkowa zawiera katalog zdarzeń uznanych za czynności udostępnienia schematu podatkowego. Katalog ten zawiera pojęcia nieostre i niejednoznaczne, co  powoduje trudności w dokonywaniu wykładni tej regulacji. Literalna wykładnia tego pojęcia może doprowadzić do wniosków, że udostępnienie schematu podatkowego może nastąpić już przez sam fakt udzielenia potencjalnemu korzystającemu informacji o założeniach uzgodnienia bez względu na okoliczności przekazania tych informacji oraz bez względu na to czy finalnie doszło do wdrożenia tego uzgodnienia przez korzystającego. W objaśnieniach podatkowych z dnia 31.01.2019 r. (str. 49) MF wyjaśnił, iż w kontekście definicji udostępniania schematu podatkowego „ oferowanie” uzgodnienia może polegać, co do zasady, wyłącznie na świadomym otrzymaniu oferty przez korzystającego od promotora. Naszym zdaniem nie rozwiewa to jednak powstałych wątpliwości.

Zaprezentowana w objaśnieniach MF wykładnia pojęcia „oferowanie” choć korzystna dla podatników nie znajduje odzwierciedlenia w brzmieniu przepisów. Dlatego uzasadniona jest zmiana przepisów tak, aby możliwe było jednoznaczne zidentyfikowanie przesłanek pojęcia “udostepnienia” schematu podatkowego i tym samym prawidłowe wykonanie obowiązków związanych z informowaniem o schematach podatkowych.

27. Doprecyzowanie i zmiana katalogu otwartego informacji, które podatnik ma obowiązek ująć w strategii podatkowej (art. 27c ust. 2 ustawy o CIT).

Propozycja:

Utworzenie zamkniętego katalogu informacji, które podatnik ma obowiązek ująć w strategii podatkowej.

Uzasadnienie:

Wymogi formalne i merytoryczne dotyczące wprowadzenia strategii podatkowej. Art. 27c ust. 2 ustawy o podatku dochodowym od osób prawnych. Katalog informacji prawnopodatkowych/okoliczności faktycznych, które podatnik ma obowiązek ująć w strategii podatkowej ma charakter otwarty, gdyż ustawa zakłada, że  powinien on “w szczególności” uwzględnić je w swojej strategii podatkowej. Zasadne byłoby sprecyzowanie  informacji prawnopodatkowych/okoliczności faktycznych, które podatnik ma obowiązek zamieścić w strategii podatkowej poprzez ujęcie ich w katalogu zamkniętym.  Postulujemy również wykreślenie z katalogu planowanych lub podejmowanych działań restrukturyzacyjnych mogących mieć wpływ na wysokość zobowiązań podatkowych podatnika lub podmiotów. W niektórych przypadkach planowane procesy restrukturyzacyjne związane np. z ekspansją przedsiębiorstwa powinny zostać uznane za informacje objęte tajemnicą handlową, a w konsekwencji – wyłączone spod obowiązku ich upublicznienia w strategii podatkowej.

28. Wprowadzenie w przepisach ustawy o CIT pojęcia „stałego miejsca prowadzenia działalności”.

Propozycja:

Wprowadzenie do ustawy o CIT pojęcia „stałego miejsca prowadzenia działalności”, które zostało zdefiniowane jedynie na gruncie orzecznictwa TSUE oraz przepisów UE.

Uzasadnienie:

Pojęcie stałego miejsca prowadzenia działalności – na gruncie opodatkowania VAT nie zostało określone w przepisach ustawy o VAT, zostało ono jednak zdefiniowane na gruncie orzecznictwa Trybunału Sprawiedliwości UE oraz Rozporządzenie wykonawczego Rady (UE) Nr 282/2011 z dnia 15 marca 2011 r. ustanawiającego środki wykonawcze do dyrektywy 2006/112/WE w sprawie wspólnego systemu podatku od wartości dodanej. Brak sprecyzowania w krajowym porządku prawnym pojęcia stałego miejsca prowadzenia działalności doprowadziło do istotnych rozbieżności orzeczniczych i tym samym problemów w zakresie opodatkowania VAT transakcji na rzecz podmiotów zagranicznych. Dlatego też proponujemy modyfikację ustawy o VAT poprzez uzupełnienie definicji legalnych o pojęcie “stałego miejsca prowadzenia działalności” lub wydanie objaśnień przez Ministerstwo Finansów dotyczące pojęcia stałego miejsca prowadzenia działalności, celem zapewnienia pewności prawa i rozstrzygnięcia wiążących się z tym zagadnieniem wątpliwości.

29. Zmiany w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 29 maja 2001 r. w sprawie bezpieczeństwa i higieny pracy przy produkcji masy celulozowej, papieru i wyrobów z papieru.

• Zmiana § 3

Propozycja:

“§ 3. Powierzchnie maszyn i urządzeń, z którymi mo­gą mieć kontakt pracownicy, a ich temperatury w cza­sie pracy przekraczają 320 K (47°C), powinny być osłonięte w sposób uniemożliwiający poparzenie, a jeśli nie jest to niemożliwe, to należy je w widoczny sposób oznakować informacją o zagrożeniu wysoką temperaturą.”

Uzasadnienie:

Wnosimy o zmianę rozporządzenia w taki sposób, aby urządzenia, które w czasie pracy silnie się nagrzewają, jeśli nie ma możliwości osłonięcia ich w watki sposób, by uniemożliwić poparzenie, były stosownie oznaczane.

• Zmiana § 7.

Propozycja:

Wykreślenie paragrafu.

Uzasadnienie:

Zapis jest niepraktyczny, ponieważ ze względu na rozległość tych obiektów budynki te muszą zapewniać odrębne wyjścia ewakuacyjne z różnych ich rejonów, co oznacza w praktyce, że niemal wszystkie wyjścia z budynku są wyjściami ewakuacyjnymi. W sytuacji wielu wyjść ewakuacyjnych podtrzymywanie wymagania, że mają być jeszcze dodatkowe jest raczej nie egzekwowalne, ponieważ z uwagi na małą liczebność pracowników w takim budynku, wiele z wyjść ewakuacyjnych można wskazać jako „dodatkowe”.

• Zmiana § 12.

Propozycja:

• 12. Górne krawędzie otwartych zbiorników, kadzi i mieszalników powinny być zabezpieczone barierką, zgodnie z odrębnymi przepisami, o ile jest możliwość dojścia pracownika do krawędzi.

Uzasadnienie:

Propozycja ma charakter doprecyzowujący przepis. Wiele zbiorników, kadzi znajdujących się wewnątrz budynków jest wolnostojących, z krawędzią na wysokości 3-5 metrów nad poziomem posadzki, bez możliwości dojścia do ich górnej krawędzi bez podnośnika, czy podestu. Barierowanie takich zbiorników nie ma uzasadnienia.

• Zmiana § 14.

Propozycja:

Wykreślenie paragrafu.

Uzasadnienie:

Przepis brzmi tak jakby inne urządzenia nie wymagały spełnienia przepisów choćby dyrektywy maszynowej. Naszym zdaniem wszystkie maszyny i urządzenia są objęte stosownymi wymaganiami i nie ma potrzeby odrębnego, specyficznego wskazywania niektórych z nich.

• Zmiana § 16.

Propozycja:

Wykreślenie paragrafu.

Uzasadnienie:

Paragraf sugeruje, że producentowi nie zależy na wydajności, co jest nielogiczne. Jednocześnie z przepisu wynika, że wystąpienie choćby jednego zatoru na transporterach czy rurociągach zrębków stanowi naruszenie zasad bezpieczeństwa. Jeśli punkt miałby pozostać to powinien wskazywać, że w przypadku zatorów należy wdrożyć procedury awaryjne lub środki techniczne minimalizujące ryzyko podczas usuwania zatorów.

• Zmiana §17.

Propozycja:

• 17. Wykonywanie w pomieszczeniach i przestrzeniach zamkniętych prac uznanych za szczególnie niebezpieczne, w rozumieniu ogólnych przepisów bezpieczeństwa i higieny pracy, wymaga pisemnego pozwolenia pracodawcy. Przy czym osoba kierująca pracownikami może dopuścić w pomieszczeniach i przestrzeniach zamkniętych niestosowanie szelek bezpieczeństwa z linką umocowaną do odpowiednio wytrzymałego elementu konstrukcji zewnętrznej, o ile praca nie jest pracą na wysokości oraz zastosowano inne rozwiązania wspomagające ewakuację pracownika ze zbiornika w nagłych sytuacjach.

Uzasadnienie:

Szczególnie w zintegrowanych zakładach produkujących zarówno masy celulozowe, jak i wyroby papiernicze, wnętrze wielu przestrzeni zamkniętych jest na tyle gęsto zabudowanych, że stosowanie szelek bezpieczeństwa z linkami koliduje z bezpiecznym poruszaniem nie tylko ze względu na linkę bezpieczeństwa, ale także samo wyposażenie w szelki bezpieczeństwa, stwarza zagrożenie nagłego zaczepienia podczas prac np. spawalniczych lub z elektronarzędziami, prowadząc do niekontrolowanych ruchów eksponujących pracownika na uraz od stosowanych narzędzi. W sytuacjach takiej gęstej zabudowy wnętrz przestrzeni zamkniętych, linka oraz szelki nie wspomagają ewakuacji pracownika w nagłych sytuacjach, lecz wręcz wymagają od ratowników dodatkowych zabiegów ich usunięcia przed umieszczeniem ewakuowanej osoby na specjalistycznych noszach do ewakuacji.

• Zmiana §18.

Propozycja:

Usunąć pierwsze zdanie.

Uzasadnienie:

Nakazywanie jednym przepisem stosowanie innego obowiązkowego przepisu jest powielaniem tego samego wymagania.

• Zmiana § 21.

Propozycja:

• 21

1. Stan techniczny kotła sodowego powinien być na bieżąco kontrolowany przez osoby sprawujące nadzór bezpośredni nad eksploatacją kotła, niezależnie od badań wynikających z przepisów o dozorze tech­nicznym.
2. Wyniki kontroli, o której mowa w ust. 1, powinny być ewidencjonowane.

Uzasadnienie:

Ad.1. Obowiązki nadzoru nad eksploatacją kotła sodowego są delegowane do osób nadzorujących na każdej zmianie (ruch ciągły zakładu) – nie są to osoby w randze kierowników. Kierownicy ustalają zakres nadzoru, obchodów i kontroli, jednak bezpośrednie wykonanie tych zadań jest w praktyce delegowane do kolejnego poziomu nadzoru tzw. nadzoru bezpośredniego.

Ad.2. Formy ewidencji mogą przybierać bardzo zróżnicowaną formę zarówno papierową jak i elektroniczną, dlatego ze względów praktycznych nie należy jej szczegółowo określać.

• Zmiana § 22.

Propozycja:

Wykreślenie §22 ust. 2.

Uzasadnienie:

W praktyce punkt powinien odnosić się także do innych niebezpiecznych substancji, jednak wymagania w tym zakresie są określone w przepisach ustawy prawo ochrony środowiska w rozdziale dotyczącym awarii przemysłowych w zakładach dużego ryzyka.

• Zmiana § 23 ust. 1.

Propozycja:

“§ 23 ust. 1. Ługi i kwasy powinny być magazynowane w zbiornikach zamkniętych.”.

Uzasadnienie:

Zastosowanie bardziej aktualnej nomenklatury.

• Zmiana § 24 ust. 1.

Propozycja zmiany:

“§ 24 ust.1. Transport, dozowanie i inne czynności z użyciem wapna należy wykonywać z użyciem odpowiednio dobranych środków ochrony indywidualnej, które będą minimalizować skutki ewentualnego pylenia.”.

Uzasadnienie:

Propozycja zmiany zapisu dla prostszego zrozumienia wymagania.

30. Zmiana art. 48a ustawy o odpadach.

Propozycja:

Ustanowienie alternatywnych form zabezpieczenia w postaci zastawu rejestrowego, weksla i hipoteki.

Uzasadnienie:

Artykuł 48a nakłada na posiadacza odpadów obowiązek ustanowienia w wysokości umożliwiającej pokrycie kosztów wykonania zastępczego w przypadkach określonych w ustawie. Obowiązek ten może być zrealizowany przez ustanowienie depozytu, gwarancji bankowej i gwarancji ubezpieczeniowej. Formy te są jednak bardzo kosztowne i istotnie wpływają na płynność finansową przedsiębiorstwa. Stąd zasadnym byłoby ustanowienie możliwości dokonania zabezpieczenia także w postaci zastawu rejestrowego, weksla i hipoteki.

31. Wprowadzenie jednoznacznych norm dotyczących przenaszalności decyzji administracyjnych.

Propozycja:

Wprowadzenie jednoznacznych norm dotyczących przenaszalności decyzji administracyjnych w przypadku przekształcenia działalności gospodarczej i nabycia przedsiębiorstwa w zakresie decyzji wynikających z ustaw o utrzymaniu czystości i porządku w gminach, o odpadach i o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz ocenach oddziaływania na środowisko, a także z ustawy prawo wodne i prawo ochrony środowiska.

Uzasadnienie:

Obecne przepisy w wielu przypadkach są niejednoznaczne w zakresie przenaszalności decyzji administracyjnej, jeśli doszło do przejęcia przedsiębiorstwa przez podmiot, który nie jest adresatem decyzji bądź jeśli doszło do przekształcenia przedsiębiorstwa (zmiany formy prawnej). Z powodu wątpliwości w tym zakresie (istnieją rozbieżności zarówno w orzecznictwie, jak i w doktrynie) dochodzi do zakłócenia nieprzerwanego prowadzenia działalności gospodarczej, a także utrudnienia w zakresie decyzji gospodarczych o kluczowym znaczeniu dla podmiotów działających na rynku gospodarowania odpadami.

32. Zmiany w ustawie z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko.

Propozycja:

• W art. 72 ust. 1 zmienia się pkt 21

„zezwolenia na zbieranie odpadów, zezwolenia na przetwarzanie odpadów i zezwolenia na zbieranie i przetwarzanie odpadów wydawanych na podstawie ustawy z dnia 14 grudnia 2012 r. o odpadach oraz pozwolenia zintegrowane uwzględniające zbieranie lub przetwarzanie odpadów.”.

• W art.72 w ust. 2a dodaje się pkt 3 w brzmieniu:

„zezwolenie mieści się w zakresie przedsięwzięcia dla którego uzyskano decyzją o środowiskowych uwarunkowaniach niezależnie od upływu terminów o których mowa w ust. 3, ust. 4 i ust. 4 b”.

• W art.72 dodaje się ust. 5b :

„Jeśli dla danego przedsięwzięcia wymagane jest uzyskanie więcej niż jednego zezwolenia na inwestycję z ust 1 pkt 1, 3, 21 lub zgłoszenia z ust. la lub gdy wnioskodawca uzyskuje odrębnie zezwolenia na inwestycję ust. 1 pkt 1, 3, 21 lub zgłoszenia z ust. la dla poszczególnych etapów realizacji przedsięwzięcia to wnioskodawca może wystąpić o wydanie zezwolenia na inwestycję uprawniające wnioskodawcę do prowadzenia działalności z ust. 1 pkt 21 w tym samym czasie co zezwoleń na inwestycję z ust. 1 pkt 1,3 lub zgłoszenia z ust. la z zastrzeżeniem początku obowiązywania takiego zezwolenia na inwestycję z ust. 1 pkt 21 po zakończeniu budowy w rozumieniu ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. Prawo budowlane oraz spełnienia obowiązków z art. 76 ust. 5-ust. 7 Ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 r. Prawo ochrony środowiska. Do wydawania zezwoleń na inwestycję z ust. 1 pkt 21 jednocześnie z innymi zezwoleniami na inwestycję z ust. 1 pkt 1,3 oraz zgłoszenia z ust. la nie stosuje się art. 41a ust. 1 i ust. la ustawy z dnia 14 grudnia 2012 r. o odpadach, co nie zwalnia Wnioskodawcy z wymogu określonego w art. 42 ust. 4b ustawy z dnia 14 grudnia 2012 r. o odpadach. Organ wydając w trakcie procesu budowlanego zezwolenie na inwestycję z ust. 1 pkt 21 z datą obowiązywania po zakończeniu budowy może uzależnić wejście zezwolenia na inwestycję w życie od kontroli Wojewódzkiego Inspektora Ochrony Środowiska na zasadach odpowiednio wskazanych w art. 76 ust. 5-7 ustawy z 27 kwietnia 2001 roku Prawo ochrony środowiska”.

Uzasadnienie:

Pozwolenie zintegrowane stanowi surogat zezwoleń na gospodarowanie odpadami z ustawy o odpadach do którego stosuje się art. 45 ust 1 pkt 4 i ust. 8-9 ustawy o odpadach, co znacznie upraszcza procedury w sytuacji kiedy z uwagi na rodzaj i zakres prowadzonej działalności wnioskodawcy zobligowani są do uzyskania co najmniej dwóch decyzji z zakresu gospodarki odpadami, gdyż wtedy wszystkie działania mogą być objęte jedną decyzją administracyjną, a co za tym idzie prowadzeniem jednego postępowania. Dotyczy to także odpowiednio postępowania o pozwolenie zintegrowane uwzględniającego zbieranie lub przetwarzanie odpadów. Tym samym pozwolenie zintegrowane, choć niewymienione expressis verbis w art. 72 ust. 1 pkt 21 ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko mieści się w katalogu tej regulacji. Stanowisko to jest także prezentowane w judykaturze (zob. np. postanowienie NSA z 21.10.2020 r., I l OW 82/20, LEX nr 3090536). Jednakże, ustawodawca stosując niekiedy zabieg legislacyjny swoistego podkreślania, że dany obowiązek prawny stosuje się odpowiednio „do pozwoleń zintegrowanych uwzględniających zbieranie lub przetwarzanie odpadów (np. zob. art. 48a ust. 23 ustawy o odpadach)”, uwypukla tym samym pewną ich odrębność jako innej kategorii decyzji tj. decyzji kompleksowej a nie sektorowej. Stosowanie danej regulacji przez analogię często prowadzi do nieporozumień i może być źródłem uzasadnionych wątpliwości na tle art. 72 ust. 1 pkt 21 ustawy dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko. Będąc więc konsekwentnym, powinno się powyższą regulację doprecyzować w proponowanym kształcie.

Ad 2 -3

Powyższa propozycja ma służyć faktycznemu urzeczywistnieniu zasady określonej w art. 72 ust. 5 ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko. Zasada ta polega na wymogu posiadania jednej decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach w stosunku do jednego przedsięwzięcia, niezależnie od ilości potrzebnych decyzji, które to przedsięwzięcie w pełni urzeczywistniają. Ma ona szczególne znaczenie dla inwestycji z gospodarki odpadami, gdzie każda sfera takiego przedsięwzięcia wymaga odrębnej decyzji począwszy od decyzji o warunkach zabudowy (gdy nie ma miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego) poprzez decyzje budowlane po zezwolenie na prowadzenie działalności. Taka ilość wymaganych decyzji czyni ten proces niezwykle trudnym pod kątem czasu trwania takiej inwestycji z uwagi na przewlekłość postępowania, długotrwałe procedury, obowiązki kontrolne przed wydaniem zezwolenia na zbieranie lub przetwarzanie (warunkujących już instalacją dopuszczoną do użytkowania) oraz szeroką możliwość zaskarżania tych decyzji. W tym kontekście okres 6 i 10 lat ‘używalności’ decyzji o środowiskowych uwarunkowanych jest niewystarczający, w szczególnie gdy inwestycja jest skomplikowana a w jej trakcie następuje przejście praw na inny podmiot z różnych przyczyn gospodarczo-prawnych. Przy niezmienności przedsięwzięcia także inwestor przejmujący ma prawo oczekiwać możliwości zakończenia całego procesu łącznie z uzyskaniem pozwolenia zintegrowanego na gospodarowanie odpadami po wybudowaniu instalacji w oparciu o jedną i tę samą decyzją środowiskową niezależnie od tego, jak długo trwał taki proces inwestycyjny, często spowodowany przewlekłością postępowania i barierami administracyjnoprawnymi.

Prowadzenie postępowań równoległych pozwalających uzyskać w podobnym czasie zakończenie budowy oraz prawa do prowadzenia działalności gospodarczej na podstawie ustawy o odpadach zostało bardzo mocno ograniczone, aby nie powiedzieć uniemożliwione w związku z wymogami wniosku na podstawie art. 42 ustawy o odpadach oraz obowiązkami kontrolnymi z art. 41a ust. 1 ust. la tej ustawy w korelacji z obowiązkową odmową wydania decyzji na podstawie 46 ust. If ustawy o odpadach. Albowiem obiekt budowalny czy instalacja muszą już być wybudowane i oddane do użytkowania aby można było rozpocząć procedurę starania się o zezwolenie na zbieranie lub przetwarzanie lub pozwolenia zintegrowane uwzględniające te procesy, co w obecnych warunkach zajmuje dodatkowo nawet 2 lata. Oznacza to w praktyce przestój gotowej do pracy instalacji i wysokie koszty inwestycyjne oraz środowiskowe z tym związane.

Warto zauważyć, że katalog decyzji z art. 72 ust. 1 ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko odnosi się do przedsięwzięć traktowanych głównie jako jednorazowe zamierzenie budowlane lub inwestycyjne. Wśród tego katalogu tylko odpady zostały potraktowane odrębnie i takie przedsięwzięcie odnosi się do udzielenia prawa na prowadzenie działalności w tym zakresie, co do zasady ograniczonego czasowo do 10 lat (zezwolenia z ustawy o odpadach).

Regulacja ta winna być więc potraktowana odrębnie aby takie prawo do realizacji całej inwestycji z ciągiem wielu decyzji i prawem do prowadzenia działalności mogło się urzeczywistniać już w momencie wybudowania instalacji i zakończenia budowy. Zaproponowane rozwiązania powyżej służą temu celowi i mają upraszać procedury w tym zakresie, uelastycznić możliwość ‘używalności’ decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach co do takich przedsięwzięć. Należy także pokreślić, że nie ma żadnych przeszkód formalnych i prawnych do rozpatrywana środków prawnych dotyczących zgodności następczych decyzji z decyzją o środowiskowych uwarunkowanych w trakcie takiej równoległej procedury uzyskiwania wielu decyzji jednocześnie i takie rozwiązanie przyczyniłoby się do zoptymalizowania czasowego całego procesu inwestycyjnego bez uszczerbku dla egzekwowania tych praw przez uprawnionych do wnoszenia takich środków prawnych.

Zezwolenie na zbieranie odpadów, zezwolenie na przetwarzanie odpadów i zezwolenie na zbieranie i przetwarzanie odpadów wydawane na podstawie ustawy o odpadach i analogicznie pozwolenie zintegrowane uwzględniające te procesy nie stanowią obowiązku prowadzenia takiej działalności ale prawo do jej prowadzenia na określonych w tych decyzjach warunkach. Nic więc nie stoi na przeszkodzie aby te warunki sformułować odpowiednio wcześniej, już na etapie budowlanym, gdzie odpowiednie organy mogłyby skontrolować taką instalację, czy obiekt budowlany albo w procesie kontroli zakończenia budowy albo już po rozpoczęciu działalności. Obecne środki prawne z ustawy o odpadach (np. na podstawie art. 32 ustawy o odpadach) w sposób niemal natychmiastowy i bardzo efektywny pozwalają w każdym czasie na wstrzymanie eksploatacji instalacji nie spełniających wymagań środowiskowych.

33. Zmiany w ustawie z dnia 27 kwietnia 2001 r. Prawo ochrony środowiska.

Propozycja:

• W art.76 dodaje się ust 5 – ust. 8:

„5. W przypadku gdy oddanie do użytkowania nowo zbudowanego lub przebudowanego obiektu budowlanego, zespołu obiektów lub instalacji wymagało uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowanych oraz pozwolenia na budowę lub zgłoszenia budowy lub wykonania robót budowlanych oraz zgłoszenia zmiany sposobu użytkowania obiektu budowlanego lub jego części na podstawie ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. – Prawo budowlane, a także jednego z zezwoleń inwestycyjnych z art. 71 ust. 1 pkt 21 ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko, zgłoszenie o którym mowa w ust. 4 zastępuje zgłoszenie o zakończeniu budowy w rozumieniu ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. Prawo budowlane skierowane do organu nadzoru budowlanego które Wnioskodawca wysyła do Wojewódzkiego Inspektora Ochrony Środowiska.

6. W przypadku określonym w ust. 5 Wojewódzki Inspektor Ochrony Środowiska może przeprowadzić kontrolę nowo zbudowanego lub przebudowanego obiektu budowlanego, zespołu obiektów lub instalacji w terminie 21 dni o daty otrzymania informacji o zgłoszeniu zakończenia budowy. Powyższa kontrola może być także przeprowadzona łącznie z kontrolą o której mowa w art. 59c ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. Prawo budowlane. Nieprzeprowadzenie kontroli przez Wojewódzkiego Inspektora Ochrony Środowiska, w powyższym terminie traktuje się jako rezygnację z przeprowadzenia kontroli nowo zbudowanego lub przebudowanego obiektu budowlanego, zespołu obiektów lub instalacji przed wydaniem lub wskazaniem okresu obowiązywania decyzji na inwestycję o których mowa w art. 72 ust. 1 pkt 21 ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko.
7. W przypadku określonym w ust. 5 obowiązek zawiadomienia oraz prawo rezygnacji z kontroli stosuje się także odpowiednio do zawiadomienia Państwowej Straży Pożarnej. Do zgłoszenia zakończenia budowy i zamiarze przystąpienia do użytkowania, o którym mowa w art. 56 ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. Prawo budowlane. Wnioskodawca może dołączyć aktualizację operatu przeciwpożarowego oraz postanowienie o uzgodnieniu tej aktualizacji, o których mowa w art. 42 ust. 4b ustawy z dnia 14 grudnia 2012 r. o odpadach jeżeli zezwolenie na inwestycję z art. 72 ust 1 pkt 21 ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko zostało wydane przed zakończeniem budowy. 8. Rezygnacja właściwych organów z kontroli, o których mowa w ust. 6-7 nie uchybiają prawu tych organów do przeprowadzania kontroli po zakończeniu budowy i wejściu w życie zezwoleń na inwestycję o których mowa w art. 72 ust. 1 pkt 21 ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko albo uzależnienia wejścia w życie zezwolenia na inwestycję o których mowa powyżej od uprzedniego przeprowadzenia takiej kontroli w terminie do 14 dni od daty zakończenia budowy.”.

Uzasadnienie:

Zaproponowane rozwiązana korelują z zasadą upraszczania i łączenia procedur budowlano-środowiskowych, aby działalność w zakresie zbierania lub przetwarzania odpadów można było rozpocząć po zakończeniu budowy co do przedsięwzięć, które wymagały uprzednio decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach. W ramach procedur budowlanych organy nadzoru budowlanego sprawdzają zgodność przedsięwzięcia z przepisami przeciwpożarowymi, co powinno być przyczynkiem do niestosowania w tym zakresie art. 41a ust. la ustawy o odpadach przy zezwoleniach na inwestycję określonych w art. 72 ust. 1 pkt 21 ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko.

W związku z brzmieniem art. 59 Prawa budowlanego, gdzie nie ma wymogu zawiadomienia WIOŚ, to art. 76 ustawy z 27 kwietnia 2001 roku Prawo ochrony środowiska winien zawierać odpowiednie regulacje, które w maksymalny sposób uproszczą procedury kontrolne i uczynią je spójnymi. Organy powinny mieć także możliwość rezygnacji z takiej kontroli.

Celem tej regulacji, przy wielu decyzjach w ramach jednego przedsięwzięcia, winno być umożliwienie eksploatacji instalacji jak najszybciej po zakończeniu budowy. Albowiem inaczej należałoby założyć, że zakończony proces budowlany abstrahuje od zgodności takiej budowy z warunkami środowiskowymi decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, która ten proces poprzedza w trybie prejudycjalności określenia wymogów środowiskowych dotyczących zarówno etapu budowlanego, jak i eksploatacji instalacji. Takie założenie jest z gruntu fałszywe a więc zakończenie budowy winno być momentem kiedy wnioskodawca zyskuje prawo do jej eksploatacji w ujęciu środowiskowym i formalnym w rozumieniu zezwoleń na inwestycję z art. 72 ust. 1 pkt 21 ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko.

Proponowane powyżej uproszczenia procedur zapobiegałyby także nierealizowaniu przedsięwzięć mimo uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowanych, gdyż zwiększałby szanse realizacji zamierzenia budowlanego w rozsądnym dla inwestora terminie wraz z prawem do rozpoczęcia działalności po zakończeniu etapu budowlanego pozwalającym na szybszy zwrot kapitału. Nie wpłynęłoby to także zwiększenie się „wirtualnych” decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach w zakresie instalacji komunalnych z uwagi na ograniczenia terytorialne, gdyż kwestia ta straciła na znaczeniu w związku ze zmianą prawa, która zniosła podział województw na regiony gospodarki odpadami, a regionalne instalacje do przetwarzania odpadów komunalnych stały się instalacjami komunalnymi.

34. Zmiany w ustawie z dnia 14 grudnia 2012 roku o odpadach.

Propozycje:

• W art. 48a zmienia się ust. 4

„Zabezpieczenie roszczeń może mieć formę depozytu, gwarancji bankowej, gwarancji ubezpieczeniowej, polisy ubezpieczeniowej, hipoteki, zastawu rejestrowego, weksla lub gwarancji osoby trzeciej. Zabezpieczenie na rzecz wnioskodawcy może ustanowić także osoba trzecia. Zabezpieczenie może być ustanowione na czas krótszy niż czas obowiązywania decyzji, z obowiązkiem odnawiania zabezpieczenia roszczeń przed upływem wygaśnięcia takiego zabezpieczenia”.

• Skreśla się pkt 1 w ust. 6 art. 48 a.
• W art. 48a zmienia się ust. 8.

„W przypadku zmiany okoliczności faktycznych mających wpływ na wysokość określonego zabezpieczenia roszczeń lub zmiany formy zabezpieczenia, podmiot jest obowiązany do złożenia wniosku o zmianę formy lub wysokości zabezpieczenia roszczeń. Zmiana następuje w drodze postanowienia, na które przysługuje zażalenie”.

• 48a zmienia się ust. 7.

 ,Właściwy organ określa formę i wysokość zabezpieczenia w drodze postanowienia zgodnie z wnioskiem Wnioskodawcy, chyba że wnioskowane zabezpieczenie nie zawiera stwierdzenia o którym mowa w ust. 5. Na postanowienie służy zażalenie”.

• W art. 48 a dodaje się ust. 22a.

„Minister właściwy do spraw klimatu w porozumieniu z ministrem właściwym do spraw instytucji finansowych określi, w drodze rozporządzenia wzór gwarancji bankowej, gwarancji ubezpieczeniowej oraz polisy ubezpieczeniowej kierując się standaryzacją treści i procesu zabezpieczenia roszczeń w związku ze zbieraniem lub przetwarzaniem odpadów i ich zagospodarowaniem, w tym odpadów stanowiących pozostałości z akcji gaśniczej, oraz usunięcia negatywnych skutków w środowisku lub szkód w środowisku w rozumieniu ustawy z dnia 13 kwietnia 2007 r. o zapobieganiu szkodom w środowisku i ich naprawie”.

Uzasadnienie:

Zabezpieczenie roszczeń jest instrumentem bardzo efektywnym oraz pożądanym środowiskowo. Winno być jednak doszczegółowienie z uwagi na trudności praktyczne oraz odmienną interpretacją organów w ich stosowaniu, które stają się znaczącą barierą inwestycyjną i finansową w sektorze gospodarki odpadami.

Po pierwsze katalog zabezpieczeń winien być odpowiednio rozszerzony, gdyż celem tej regulacji jest zabezpieczenie, które to kryterium spełniają także inne instrumenty prawne bardzo często wykorzystywane przez instytucje finansowe np. banki, co uwiarygadnia ich skuteczność oraz możliwość zastosowania. Ponadto skoro dopuszcza się polisę ubezpieczeniową, jako umowę, która ma szereg wyłączeń, to tym bardziej winno się dopuścić poręczenie osoby trzeciej, czy ustawowo uregulowane i powszechnie stosowane instrumenty zabezpieczające. Ich skuteczność nie uchybia, ani gwarancji bankowej, ani polisie ubezpieczeniowej.

Po drugie zabezpieczenia określone w ustawie o odpadach (gwarancje i polisa) są ze swojej istoty wydawane na czas określony a tymczasem w praktyce bardzo często zdarza się, że organ nie przyjmuje takich zabezpieczeń właśnie ze względu na ich ograniczenie czasowe i uznaje depozyt za jedyne prawidłowe zabezpieczenie. Kwoty zabezpieczenia są niekiedy bardzo duże, co powoduje że depozyty znacząco obniżają możliwości finansowe i kapitałowe wnioskodawcy co do inwestycji w przyszłość oraz swój rozwój i to w sytuacji wzmożonych potrzeb inwestycyjnych, aby osiągać wymagane poziomy odzysku i recyklingu. Depozyt winien więc być ostatecznością a nie pierwszym wyborem organów, stanowiącym jednocześnie dużą barierę wejścia nowych przedsiębiorców na ten rynek. Standaryzacji i ograniczeniu uznaniowości organów winno także służyć obowiązek przyjęcia zaproponowanej przez wnioskodawcę formy zabezpieczenia oraz upoważnienie do wydania stosownych wzorów gwarancji aby byty one obowiązkowe do stosowania przez banki i ubezpieczycieli a organy je honorowały. W obecnej praktyce gwarancje czasowe, gwarancje o treści standardowej dla tych instytucji finansowych nie są przyjmowane przez organy, nie wspominając o kłopotach z określeniem podmiotu, na który mają być wydawane (organy wydające decyzje nie są podmiotami mającymi osobowość prawną do których takie gwarancje są adresowane).

Nieuzasadnione jest ograniczenie instytucji finansowych do takich, które są upoważnione do gwarantowania długu celnego, stad propozycja skreślenia tego wymogu.

Uzasadnione jest także poprawienie oczywistego błędu w regulacji art. 48a ust. 8 i dodanie możliwości zmiany zabezpieczenia z uwagi na zmianę jego formy (np. z gwarancji bankowej na polisę czy z depozytu na gwarancję itp.). Przy obecnym ujęciu literalnym tego przepisu (stosowanym przez niektóre organy) nie pozwala on na zmianę formy zabezpieczenia (np. gdy gwarancja bankowa lub polisa wygasają) bez jednoczesnej zmiany wysokości tego zabezpieczenia, co może wiązać się za zarzutem niezgodności z posiadaną decyzją i długotrwałym postpowaniem w zakresie jej zmiany, podczas gdy brak zabezpieczenia w takcie dokonywania takiej zmiany oznaczałby w praktyce utratę takiego zezwolenia.

Przepisy intertemporalne.

• Do terminu, w którym decyzja o środowiskowych uwarunkowaniach wydana przed dniem wejścia w życie niniejszej ustawy może być załączona do wniosku o wydanie decyzji, o których mowa w art. 72 ust. 1 pkt 21 ustawy zmienianej w art. [_] stosuje się przepisy art. 72 ust. 2a w brzmieniu nadanym niniejszą ustawą.
• Do spraw w toku stosuje się przepisy w brzmieniu nadanym niniejszą ustawą.

Prawo UE

Powyższe propozycje dotyczące zintegrowania procedur dotyczących danego przedsięwzięcia w ramach i po uzyskaniu decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach są zgodne z przepisami dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2011/92/UE z dnia 13 grudnia 2011 r. w sprawie oceny skutków wywieranych przez niektóre przedsięwzięcia publiczne i prywatne na środowisko (Dz.Urz. UE L z 2012 r. Nr 26, str. 1 z późn. zm.), dalej: Dyrektywa 2011/92/UE. Zgodnie z art. 2 ust. 2 Dyrektywy 2011/92/UE „ocena oddziaływania na środowisko może być zintegrowana z istniejącymi procedurami udzielania zezwolenia na inwestycję w państwach członkowskich lub, jeżeli takie nie istnieją, z innymi procedurami albo z procedurami, które będq ustanowione do realizacji celów niniejszej dyrektywy”.

Ocena oddziaływania jest przeprowadzana dla określonego rodzaju przedsięwzięć przed wydaniem zezwoleń na ich realizację. Przedsięwzięciem jest wykonaniem prac budowlanych lub innych instalacji lub systemów lub inne interwencje w otoczeniu naturalnym i krajobrazie, włącznie z wydobywaniem zasobów mineralnych (art. 1 ust. 2 lit. a Dyrektywy 2011/92/UE). Ocena oddziaływania na środowisko (006) winna dotyczyć danego przedsięwzięcia jako całości, co odzwierciedla zasada zakazu dzielenia projektów, tzw. „salami slicing”, określona w art. 2 ust. 1 powyższej Dyrektywy 2011/92/UE. W kontekście brzmienia przepisów powyższej Dyrektywy 2011/92/UE uzasadnione jest wyeliminowanie możliwości dzielenia przez inwestorów zamierzonych przedsięwzięć inwestycyjnych na mniejsze części (elementy, etapy) i objęcie jedną decyzją o środowiskowych uwarunkowaniach (oraz przeprowadzaną ewentualnie w jej ramach OOŚ) danego przedsięwzięcia jako całości (całego zamierzenia), wszystkich jego elementów. Znajduje to odzwierciedlenie w brzmieniu art. 3 ust. 13, art. 59, art. 72 ust. 5 i dalsze ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz ocenach oddziaływania na środowisko. W konsekwencji przeprowadzenie przez właściwe organy procedury OOŚ w celu określenia środowiskowych uwarunkowań dla całości danego przedsięwzięcia nie może być traktowane jako automatycznie pozwalające na wydania pozytywnej, odrębnej decyzji środowiskowej dla określonej tylko części tego przedsięwzięcia. Powyższej zasady zakazu „salami slicing” nie powinna zmieniać perspektywa czasowa, w sytuacji gdy cały proces administracyjnoprawny wymaga wielu decyzji inwestycyjnych i reglamentacyjnych, z których każda, tylko na etapie formalnym trwa wiele miesięcy lub nawet lat. Ograniczenia czasowe co do używalności decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach są konieczne w celu zachowania aktualności tych warunków w zmieniających się szybko realiach ale jednocześnie nie powinny prowadzić do rozbicia przedsięwzięcia na etapy i jego praktycznej niewykonalności, wbrew zasadom z Dyrektywy 2011/92/UE. Stąd proponowana zmiana w art. 72 ust. 2a ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz ocenach oddziaływania na środowisko jest nie tylko zgodna z przepisami Dyrektywy 2011/92/UE, ale jednocześnie wzmacnia zakaz ‘salami slicing’ w ramach jednego przedsięwzięcia uniezależniając go od czasu używalności decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach.

Dodanie kategorii pozwoleń zintegrowanych do art. 72 ust. 1 pkt 21 ustawy z dnia
3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz ocenach oddziaływania na środowisko jest zgodne z Dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010
r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola) (wersja przekształcona) (Dz. U. UE. L. z 2010 r. Nr 334, str. 17 z późn. zm.), dalej: „dyrektywa IED” i wpisuje się w zasadę że określone instalacje i obiekty nie mogą być eksploatowane bez pozwolenia. Jeśli taka eksploatacja wiąże się jednocześnie z działalnością reglamentowaną wymagającą zezwolenia to pozwolenie zintegrowane internalizuje taką działalność i podlega jego prawom, jako pozwolenie emisyjne i kompleksowe w myśl zasady z art. 5 Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. Prawo ochrony środowiska. Uzasadnionym jest więc wpisane go wprost do katalogu z art. 72 ust. 1 pkt 21 ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz ocenach oddziaływania na środowisko.

Warto także zauważyć, że instalacje wymagające pozwolenia zintegrowanego nie muszą być zawsze poprzedzone decyzją o środowiskowych uwarunkowaniach, gdyż zakresy tych regulacji są różne. Od powyższego należy odróżnić obowiązek prawny z art. 218 ustawy z 27 kwietnia 2001 roku Prawo Ochrony Środowiska i art. 24 ust. 1 dyrektywy IED zapewnienia możliwości udziału społeczeństwa w określonych postępowaniach dotyczących pozwolenia zintegrowanego. Procedura udziału społeczeństwa jest kwestią formalnie odrębną i niezależną od innych reguł proceduralnych swoistych dla wydawania danych decyzji, choć może się w nich zawierać na poszczególnych etapach. Możliwe jest więc teoretycznie przy niektórych przedsięwzięciach jednoczesne składanie wniosków zarówno o wydanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, jak i wniosku o wydanie pozwolenia zintegrowanego, co przesądza o zgodności z prawem unijnym proponowanych rozwiązań mających na celu koordynację postępowań już na dalszym etapie przedsięwzięcia, czyli po uzyskaniu decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach i przeprowadzeniu w jej ramach OOŚ z udziałem społeczeństwa. Propozycje zmian służą również wyrównywaniu szans dla tych przedsięwzięć, które nie mają możliwości jednoczesnego wszczynania i prowadzenia wielu postępowań bo wymagają kaskadowości w ich uzyskiwaniu ze względów proceduralnych np. przy decyzjach reglamentacyjnych na prowadzenie działalności z zakresu gospodarowania odpadami. Prowadzi to do przewlekłości w możliwości korzystania z tych instalacji i w rezultacie nie przyczynia się do realizacji celów unijnych przed którymi stoi Polska. Potrzebna jest zmiana podejścia i zmiana myślenia o prawie do wykonywania danej działalności reglamentowanej w granicach danego przedsięwzięcia przejawiająca się w tym, że uzyskanie takiego prawa do prowadzenia działalności z zakresu gospodarki odpadami powinno być możliwe do uzyskana równolegle z etapem budowalnym w ramach tego samego przedsięwzięcia, które wymaga jednej procedury OOŚ z udziałem społeczeństwa. Inaczej bowiem może dojść do praktycznego ‘salami slicing’ i zaprzeczenia celom i przepisom Dyrektywy 2011/92/UE.

35. Zmiany w ustawie o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko oraz w ustawie Prawo ochrony środowiska i ustawie o odpadach przeciwdziałające przewlekłości postępowań i wprowadzające  instrumenty prawne służące usprawnieniu procedur.

 Ustawa o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko.

Propozycja:

• W art. 64 ust. 1 dodaje się pkt 5 w brzmieniu: „5) wójta, burmistrza, prezydenta miasta.”.
• W art. 64 dodaje się ust. 1aa w brzmieniu: „Opinii, o której mowa w art. 64 ust. 1 nie zasięga się jeżeli postanowienie, o którym mowa w art. 63 ust. 1 wydaje organ właściwy do wydania takiej opinii.”
• Skreśla się art. 64 ust. 1d i ust. 2a.
• W art. 64 ust. 4 dodaje się zdanie w brzmieniu:

„4. Niewydanie opinii lub uzgodnienia w terminie o którym mowa w zadaniu pierwszym uznaje się za stanowisko o braku obowiązku przeprowadzenia oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko dla planowanego przedsięwzięcia mogącego potencjalnie znacząco oddziaływać na środowisko.”

• W art. 70 ust. 1 dodaje się pkt 5 w brzmieniu: „5) wójta, burmistrza, prezydenta miasta”.
• W art. 70 dodaje się ust. 1aa w brzmieniu:

„1aa. Opinii, o której mowa w art. 70 ust. 1, nie zasięga się jeżeli postanowienie, o którym mowa w art. 69 ust. 3, wydaje organ właściwy do wydania takiej opinii.” 

• W art. 75 ust. 1 pkt 4 otrzymuje brzmienie: „4) marszałek województwa – w przypadku pozostałych przedsięwzięć.”.
• W art. 75 ust. 4 otrzymuje brzmienie

„4. W przypadku przedsięwzięcia, o którym mowa w ust. 1 pkt 4, wykraczającego poza obszar jednego województwa, decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach wydaje Marszałek województwa, na którego obszarze właściwości znajduje się największa część terenu, na którym ma być realizowane to przedsięwzięcie, po zasięgnięciu opinii marszałka województwa właściwego dla pozostałego terenu, na którym ma być realizowane to przedsięwzięcie.”.

• W art. 75 ust. 5b termin 30 dni od dnia otrzymania wniosku o jej wydanie zastępuje się terminem 14 dni od dnia otrzymania wniosku o jej wydanie.
• W art. 75 dodaje się ust. 8 w brzmieniu:

„8. W przypadku, gdy ocena oddziaływania na środowisko prowadzona jest przez organ właściwy także do wydania pozwolenia zintegrowanego na podstawie ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 r. – Prawo ochrony środowiska, jeżeli planowane przedsięwzięcie kwalifikowane jest jako instalacja, o której mowa w art. 201 ust. 1 tej ustawy, organ ten, na wniosek strony, może prowadzić oba postępowania równolegle i po przeprowadzeniu oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko wydać najpierw decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach a następnie pozwolenie zintegrowane. Czynności organu wspólne dla obu postępowań mogą być wykonywane łącznie. Powyższe stosuje się odpowiednio do zmiany pozwolenia zintegrowanego. Powyższe nie uchybia możliwości uprzedniego wnioskowania oraz uzyskania promesy w zakresie wydania pozwolenia zintegrowanego.” 

• W art. 75 dodaje się ust. 9 i ust 10 w brzmieniu:

„9. W przypadku gdy planowane przedsięwzięcie wymaga wydania tylko jednego zezwolenia na inwestycję, o którym umowa w art. 86f ust. 5 lub wydania tylko pozwolenia zintegrowanego na podstawie ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 r. – Prawo ochrony środowiska, jeżeli planowane przedsięwzięcie kwalifikowane jest jako instalacja, o której mowa w art. 201 ust. 1 tej ustawy, a właściwość organu dla wydania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach oraz wydania zezwolenia na inwestycję lub pozwolenia zintegrowanego jest taka sama, to organ, na wniosek strony, przeprowadza postępowanie o wydanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach oraz postępowanie dotyczące zezwolenia na inwestycje lub pozwolenia zintegrowanego łącznie. Organ wydaje jedną decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach z zezwoleniem na inwestycję lub pozwoleniem zintegrowanym. Powyższe stosuje się odpowiednio do zmiany tej decyzji. Przepisu art. 72 ust. 3 i 4 nie stosuje się z wyjątkiem prawa do przedstawienia tej decyzji jako decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach w przypadku wniosku o wydanie decyzji z art. 72 ust. 1 pkt 6, jeżeli przedsięwzięcie takiego wymaga.

10. Za jedno zezwolenie na inwestycję, o którym mowa w ust. 9, wydawanych na podstawie art. 72 ust 1 pkt 21, uważa się zezwolenie na gospodarowanie odpadami tj. zezwolenie na zbieranie odpadów, zezwolenie na przetwarzanie odpadów i zezwolenie na zbieranie i przetwarzanie odpadów wydawanych na podstawie ustawy z dnia 14 grudnia 2012 r. o odpadach niezależnie od tego czy zezwolenia te będą wydawane na podstawie jednej lub wielu decyzji.

• W art. 77 ust. 1 dodaje się pkt. 5 w brzmieniu:

„5) zasięga opinii wójta, burmistrza, prezydenta miasta, chyba że – w przypadku przedsięwzięcia mogącego potencjalnie znacząco oddziaływać na środowisko – organ ten wyraził opinię, że nie zachodzi potrzeba przeprowadzenia oceny oddziaływania na środowisko.”.

• W art. 77 dodaje się ust. 2c w brzmieniu:

„2c. Uzupełnienia do raportu o oddziaływaniu przedsięwzięcia na środowisko wnosi się oddzielnie od raportu i stanowią one kolejne załączniki do raportu, które mogą być sporządzane przez stronę składającą raport. W przypadku otrzymania uzupełnień po uzyskaniu opinii lub uzgodnienia, ponowne wystąpienie o opinię lub uzgodnienie uzupełniające jest wymagane tylko wtedy, gdy uzupełnienie dotyczy zakresu przedmiotowego organu opiniującego i jest istotne w świetle treści wydanej już opinii lub uzupełnienia. Organ opiniujący wydaje opinię uzupełniającą lub dokonuje uzgodnienia uzupełniającego w terminie 7 dni od daty wpływu wniosku organu prowadzącego sprawę lub w tym samym terminie zajmuje stanowisko o podtrzymaniu treści swojej opinii lub uzgodnienia.”.

Uzasadnienie: 

Decyzje o środowiskowych uwarunkowaniach są bardzo specjalistyczne i wymagają rozbudowanych kadr o szerokim spektrum kompetencji. Poza tym ich prejudycjalne znaczenie powoduje, że są one bardzo ważne gdyż stanowią podstawę do ubiegania się o każdą następną decyzję w zakresie planowanego przedsięwzięcia. Dotyczą najczęściej przedsięwzięć, które mają znaczenie nie tylko dla danej gminy ale i całego regionu. Tym samym ich wydawanie powinno znajdować się w kompetencjach szczebla wojewódzkiego, aby w sposób optymalny wykorzystywać aparat administracyjny w zakresie ochrony środowiska oraz urzeczywistniać możliwość łączenia spraw w celu usprawnienia procesu wydawania decyzji w rozsądnych terminach. Rozproszenie kompetencji kłóci się z ekonomiką procesową, gdyż przedłuża postępowanie oraz uniemożliwia przeprowadzenie oceny oddziaływania na środowisko w ramach danego postępowania o ile leży to w kompetencji tego samego organu specjalistycznego. Z tego względu powinno się dążyć do specjalizacji w tym zakresie i centralizacji, aby standaryzować procesy wydawania decyzji, a tym samym zapewnić efektywność formalnoprawną. 

Decyzje o środowiskowych uwarunkowaniach poprzedzających uzyskanie pozwoleń zintegrowanych, jako tych o kompleksowym i przemysłowym charakterze powinny być co do zasady w gestii jednego organu, aby specjalizacja merytoryczna mogła zostać połączona z szybkością prowadzenia postępowania. Umożliwi to niepowtarzanie czynności w dwóch różnych postępowaniach, bowiem mimo tego, że mają inny cel, to coraz bardziej zbliżają się do siebie merytorycznie z uwagi na coraz większy stopień konkretyzowania się oraz detaliczności treści decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach w celu umożliwienie ich późniejszej kontroli. Ten trend będzie ulegał wzmocnieniu dzięki zmianom w zakresie możliwości zaskarżania decyzji inwestycyjnych przez organizacje ekologiczne oraz strony, które brały udziały w postępowaniu o wydanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach w zakresie zgodności decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach z decyzją inwestycyjną. Oznacza to dalsze pogłębianie się praktyki wydawania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach o wysokim stopniu szczegółowości, aby zakres zaskarżenia mógł być konkretnie zdefiniowany oraz następnie zweryfikowany przez organy odwoławcze lub sąd. 

Kluczem do osiągnięcia większej efektywności jest większa elastyczność prowadzenia postępowań, w tym ich łączenie w całości lub w części, prowadzenie równoległe i niepowtarzanie tych samych czynności proceduralnych. Służy temu celowi ocena oddziaływania na środowiskowo, którą będzie można przeprowadzać w ramach danego zezwolenia na inwestycję (pozwolenia zintegrowanego), o ile jest to jedyna decyzja, którą inwestor musi uzyskać. 

Wydawanie w tym zakresie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach wraz z zezwoleniem na inwestycję lub pozwoleniem zintegrowanym jest uproszczeniem procedur, które mogą zostać wprowadzone bez szkody dla środowiska i udziału społeczeństwa w tych postępowaniach. 

Zmiany doprecyzowujące oraz w zakresie postępowania mające na celu ekonomikę procesową oraz przeciwdziałaniu przewlekłości prowadzenia postępowania dowodowego.

• W art. 74 ust. 3b dodaje się zdanie w brzmieniu:

„3b. Za prawo rzeczowe do nieruchomości znajdującej się w obszarze, na który będzie oddziaływać przedsięwzięcie w rozumieniu tej ustawy uznaje się prawo własności lub prawo użytkowania wieczystego.” 

• W art. 77 dodaje się ust. 10 w brzmieniu:

„10. Organ wzywa stronę do dokonania wszelkich braków i uzupełnień jednokrotnie w sposób zbiorczy w terminie 30 dni od daty wpłynięcia wniosku, z zastrzeżeniem art. 64§2 Kodeksu postępowania administracyjnego. Ponowne wezwanie ze strony organu może być uzasadnione wyłącznie koniecznością wyjaśnień w związku z nieotrzymaniem pełnej odpowiedzi na wezwanie lub wątpliwościami związanymi z otrzymanymi opiniami organów opiniujących lub uzgadniających w trybie art. 77 i 78 lub wnioskami postępowania z udziałem społeczeństwa w zakresie ustosunkowania się do zastrzeżeń społeczeństwa w zakresie planowanego przedsięwzięcia.”  

• W art. 77 dodaje się ust. 11 w brzmieniu:

„11. Postępowanie o wydanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach winno być zakończone w terminie do 6 miesięcy od daty wpływu wniosku. Postępowania łączne lub równoległe, o którym mowa w art. 75 ust. 8 i 9 nie mogą przekroczyć 9 miesięcy. Przepisy art. 35-38 Kodeksu postępowania administracyjnego stosuje się odpowiednio.”

• W art. 80 ust. 2 w drugim zdaniu kropkę zamienia się na przecinek i dodaje się zdanie w brzmieniu:

„, dla pozwolenia zintegrowanego, na podstawie ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 r. – Prawo ochrony środowiska w okresie ważności promesy, o której mowa w art. 219a tej ustawy.”

• W art. 86fg w ust. 3 dodaje się pkt 4 w brzmieniu:

„4) dowody na spełnienie przez organizację ekologiczną przesłanek podmiotowych o których mowa w ust. 1.” 

Uzasadnienie: 

Przedłużanie postępowań ciągłymi wezwaniami jest normą w postępowaniu tak  skomplikowanym i szerokim co do materii, jak decyzja o środowiskowych uwarunkowaniach. Praktyka ta powinna być ukrócona, czemu przysłuży się centralizacja kompetencji oraz zmiana właściwości co do wydawania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla pozostałych przedsięwzięć (patrz punkt I). Konsekwencją i usprawnieniem postępowań powinna być także prerogatywa pewnej dyscypliny w prowadzeniu sprawy i wzywaniu do kolejnych uzupełnień.

Powinna temu przeciwdziałać zasada koncentracji materiału dowodowego w ujęciu jego pozyskiwania czyli instytucja kompleksowych wezwań zamiast wezwań cząstkowych, które często są używane jak powód sam w sobie do przedłużania postępowania ponad miarę. Zdyscyplinowanie co do terminów oraz ilości wezwań jest więc niezbędne do osiągnięcia większej efektywności w zakresie wydawania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach. 

W pkt 17 wskazano, że nie stanowi przeszkody do wydania pozwolenia zintegrowanego zmiana lub uchwalenie planu zagospodarowania przestrzennego, gdyż informację o promesie jednostka samorządu terytorialnego może pozyskać z rejestru. Natomiast kwestia praw nabytych oraz promesy co do zasady powinna być gwarantem uzyskania takiego pozwolenia zintegrowanego, gdyż inwestycja taka to najczęściej bardzo duże i finansowo kosztowne przedsięwzięcie, które wymaga odpowiednich przygotowań aby można było uprzednio uzyskać lub zapewnić odpowiednie zaplecze kredytowo-inwestycyjne i zaplanować to przedsięwzięcie w budżecie. 

W pkt 14 oraz 18 propozycja przepisów doprecyzowujących. 

Przeciwdziałanie obstrukcji postępowania przez organizacje ekologiczne oraz strony postępowania, inne niż inwestor, wnoszące środki zaskarżenia (nadużywanie praw procesowych i oczywista ich bezzasadność). 

• Dodaje się art. 86i w brzmieniu:

„Art. 86i. 1. Organizacja ekologiczna lub strona postępowania w sprawie wydania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, które mają prawo do wniesienia odwołania lub skargi do sądu na podstawie art. 86g ust. 1 i ust. 5 na zezwolenie na inwestycję nie mogą czynić ze swojego prawa użytku niezgodnego z celem dla którego je ustanowiono (nadużycie prawa procesowego). Za nadużycie prawa procesowego organ odwoławczy lub sąd może uznać w szczególności wnoszenie odwołania lub skargi oczywiście bezzasadnej lub poza zakresem zaskarżenia określonego art. 86g ust. 2 i ust. 5 lub inne działanie mające na celu przedłużanie postępowania, a w przypadku organizacji ekologicznych dodatkowo działanie z naruszeniem zasad bezstronności lub interesem społecznym. 

2. Ilekroć działanie organizacji ekologicznej lub działanie strony postępowania w sprawie wydania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, które mają prawo do wniesienia odwołania lub skargi do sądu na podstawie art. 86g ust. 1 i ust. 5 na zezwolenie na inwestycję, w świetle okoliczności sprawy wskazuje na nadużycie przez nią prawa procesowego, organ odwoławczy poucza ją o możliwości zastosowania wobec niej środków, o których mowa w art. 86i ust. 3.
3. W przypadku gdy organ odwoławczy lub sąd stwierdzi nadużycie prawa procesowego przez organizację ekologiczną lub przez stronę postępowania w sprawie wydania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach o których mowa w ust. 86i ust. 1, może postanowieniem:

1) nałożyć na organizację ekologiczną lub stronę dopuszczającą się nadużycia grzywnę do 2000 zł; lub

2) niezależnie od wyniku sprawy, nałożyć na organizację ekologiczną lub stronę dopuszczającą się nadużycia obowiązek zwrotu kosztów postępowania w całości albo w części, z zastrzeżeniem ust. 6.

4. Jeżeli z treści odwołania lub skargi, o której mowa w art. 86g ust. 1 i ust. 5 oraz okoliczności dotyczących sprawy, a także faktów znanych powszechnie lub urzędowo wynika oczywista bezzasadność odwołania lub skargi od zezwolenia na inwestycję stosuje się ust 5-6 poniżej.
5. Gdyby czynności, które ustawa z dnia 14 czerwca 1960 r. – Kodeks postępowania administracyjnego lub ustawa z dnia 30 sierpnia 2002 r. – Prawo o postępowaniu przed sądami administracyjnymi nakazuje podjąć w następstwie wniesienia odwołania lub skargi, o której mowa w art. 86g ust. 1 i ust. 5, miałyby być oczywiście niecelowe, mogą zostać pominięte lub pozostawione bez rozpoznania. W sytuacji pozostawienia sprawy bez rozpoznania lub pominięcia czynności, organ lub sąd w szczególności może nie wzywać organizacji ekologicznej lub strony postępowania w sprawie wydania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach do usunięcia braków, uiszczenia opłaty, ani nie rozpatrywać wniosku o wstrzymanie wykonania zaskarżonych zezwoleń inwestycyjnych. Organ odwoławczy lub sąd stwierdzając bezzasadność odwołania lub skargi może, na posiedzeniu niejawnym, w drodze postanowienia stwierdzić niedopuszczalność odwołania lub skargi oraz nie rozpoznać wniosków składanych razem z odwołaniem lub skargą.

Uzasadnienie organu lub sądu sprowadza się wyłącznie do wyjaśnienia dlaczego odwołanie lub skarga zostały uznane za oczywiście bezzasadne. Postanowienie organu odwoławczego w tej sprawie jest ostateczne. 

6. W przypadku stwierdzenia przez organ odwoławczy lub sąd nadużycia prawa procesowego w postaci oczywistej bezzasadności o której mowa w ust. 4, organ odwoławczy lub sąd przyznaje stronie na wniosek której wszczęto postępowanie w sprawie wydania zezwolenia na inwestycję od organizacji ekologicznej lub strony nadużywającej prawa procesowego zwrot całości kosztów postępowania według spisu lub według norm przepisanych podwyższając ich przepisaną wysokość ale nie więcej niż trzykrotnie. Organ lub sąd może także przyznać stronie odszkodowanie tytułem naprawienia szkody spowodowanej zwłoką w rozpoznaniu sprawy, wynikłą z nadużycia prawa procesowego, o ile zostanie ona wykazana przed organem odwoławczym lub sądem. Powyższe nie uchybia prawom strony, która wszczęła postępowanie w zakresie wydanie zezwolenia na inwestycję żądania dochodzenia naprawienia szkody w postępowaniu cywilnym a ustalenie wydanego w postępowaniu prawomocnego postanowienia stwierdzającego bezzasadność odwołania lub skargi od zezwolenia na inwestycję, o których mowa w art. 86g ust. 1 i ust. 5 wiąże sąd w postępowaniu cywilnym.
7. Organ lub sąd pomija, w drodze postanowienia, wnioski dowodowe organizacji ekologicznej lub strony postępowania w sprawie wydania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, o których mowa w ust. 86i ust. 1, jeśli są powoływane na fakty powszechnie znane lub stwierdzone urzędowo, nieprzydatne do wykazania danych faktów, niemożliwe do przeprowadzenia lub zmierzające wyłącznie do przedłużenia postępowania. Na postanowienie o pominięciu wniosków dowodowych nie przysługuje zażalenie.
8. Na postanowienia, o których mowa w ust. 3 i ust. 6 przysługuje zażalenie, które może wnieść organizacja ekologiczna lub strona, która nadużyła prawa procesowego. Nie uchybia to możliwości zajęcia stanowiska pozostałym stronom w zakresie wniesionego zażalenia.”

Uzasadnienie: 

Uchwalenie w dniu 30 marca 2021. Ustawy o zmianie ustawy o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. poz. 784) wprowadziło szereg zmian. Które są konsekwencją zarzutów KE, że RP nie zapewniła organizacjom pozarządowym możliwości wniesienia odwołania i skargi do sądu od decyzji w sprawie zezwolenia na inwestycję, dotyczących pozwoleń wodnoprawnych, pozwoleń na budowę oraz koncesji geologicznych, w zakresie ich zgodności z przepisami dyrektywy EIA, lub ograniczając taką możliwość, naruszyła art. 11 ust. 1 i 3 tej dyrektywy. Nowelizacja czyni więc zadość m.in. tym zarzutom dając możliwość organizacjom ekologicznym oraz stronom zaskarżenie decyzji na zezwolenia inwestycyjne. 

W celu znalezienia balansu i kompromisu między tymi nowymi prawami tj. prawem do zaskarżania a prawem inwestora do uzyskania decyzji inwestycyjnej w rozsądnym terminie i pewności prawnego obrotu gospodarczego ważne jest aby te prawo do skarżenia decyzji inwestycyjnych nie było traktowane instrumentalnie i nie wprowadzało lub nie promowało praktyki hamującej inwestycje dla samego celu zaskarżenia bez merytorycznych argumentów i w sposób oczywiście bezzasadny. Instytucja nadużycia prawa procesowego powinna zostać wprowadzona, nie tylko w zakresie tego postępowania ale jako instytucja ogólna chroniąca postępowanie w kodeksie postępowania administracyjnego przeciwko praktykom przewlekania tego postępowania a tym samym działania na szkodę inwestora (postulat de lege ferenda). Każde postępowanie narażone jest na tego typu nadużycia i ustawodawca powinien takim działaniom przeciwdziałać. 

Zaproponowane rozwiązanie wprowadza instytucję nadużycia prawa procesowego oraz oczywistą bezzasadność środków zaskarżenia gwarantowanych organizacji ekologicznej oraz stronie biorącej udział w postępowaniu środowiskowym w zakresie ich zgodności z przepisami dyrektywy EIA. Powyższa  propozycja wychodzi naprzeciw ewentualnym próbom intencjonalnego wstrzymania procesu inwestycyjnego bez merytorycznych argumentów i wbrew interesowi gospodarczemu a tym samym społecznemu.   Taka instytucja jest szczególnie ważna w przypadku postępowań, które zapewniają udział społeczeństwa, gdyż tautologią byłoby twierdzić, że ilość stron nie zwiększa prawdopodobieństwa działania niezgodnego z celem prawa, dla którego je ustanowiono. 

Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. Prawo ochrony środowiska  (t.j. Dz. U. z 2020 r. poz. 1219 z późn. zm.).

Przyrzeczenie wydania pozwolenia zintegrowanego

Propozycja:

• W art. 212 zmienia się ust 1, który otrzymuje brzmienie:

„1. Minister właściwy do spraw klimatu prowadzi rejestr wniosków o wydanie pozwolenia zintegrowanego, wydanych promes oraz wydanych pozwoleń zintegrowanych.”

• Dodaje się art. 219a w brzmieniu :

„Art. 219a. 1. Przed uzyskaniem pozwolenia zintegrowanego można ubiegać się o przyrzeczenie wydania pozwolenia zintegrowanego zwane dalej „promesą”. W promesie uzależnia się udzielenie pozwolenia zintegrowanego od spełnienia warunków wydania tego pozwolenia, a w szczególności od spełnienia warunków wynikających z oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko, o ile będzie wymagana.

2. W postępowaniu o udzielenie promesy stosuje się odpowiednio przepisy dotyczące wydania pozwolenia zintegrowanego z wyłączeniem postanowień:

1) które są związane lub będą wynikiem przeprowadzenia oceny oddziaływania na środowisko w ramach postępowania o wydanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach oraz 

2) art. 208 ust. 4 pkt 4 i ust. 6 pkt 3 i ust. 8, art. 209 ust. 2 i art. 210 ust. 3 i 3a oraz art. 41a ustawy z dnia 14 grudnia 2012 r. o odpadach. 

3. Wydanie promesy powinno nastąpić w ciągu 3 miesięcy od dnia złożenia wniosku; przepis art. 35 § 5 Kodeksu postępowania administracyjnego stosuje się odpowiednio.
4. Opłata rejestracyjna od wydania promesy wynosi 10% opłaty rejestracyjnej, która byłaby wymagana w przypadku wniosku o wydanie pozwolenia zintegrowanego dla tej instalacji.

Opłata rejestracyjna dla przedłużenia promesy wynosi 25% opłaty rejestracyjnej od wydania promesy.  5. Promesę można wydać mimo: 1) postępowań w toku na podstawie art. 75 ust 8 ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko (t.j. Dz. U. z 2021 r. poz. 247 z późn. zm.). 

2) braku tytułu prawnego do instalacji na dzień wydania promesy. 

6. W promesie ustala się okres jej ważności, z tym że nie może on być krótszy niż 18 miesięcy od jej wydania. Promesa może być przedłużona na kolejny okres do 12 miesięcy na wniosek strony której udzielono promesy, złożony przed upływem ważności promesy; przedłużenie można ponowić, ale okres obowiązywania promesy nie może przekroczyć łącznie 36 miesięcy. Każde przedłużenie promesy liczy się od dnia upływu ważności poprzedniej promesy.
7. W okresie ważności promesy nie można odmówić wydania pozwolenia zintegrowanego określonego w promesie, chyba że:

1) nastąpiła istotna zmiana danych w stosunku do wniosku o udzielenie promesy; za istotną zmianę nie uważa się zmian, które zostały określone w wydanej decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach przedsięwzięcia na środowisko;

2) nie zostały spełnione wszystkie warunki określone w promesie;

3) instalacja nie spełnia wymagania ochrony środowiska wynikającej z najlepszych dostępnych technik, a w szczególności powoduje przekroczenia granicznych wielkości emisyjnych, chyba że organ właściwy do wydania pozwolenia zintegrowanego zezwoli na odstępstwo od granicznych wielkości emisyjnych,

4) w przypadku pozwolenia zintegrowanego dla instalacji w gospodarce odpadami w okresie od wydania promesy zaistniały przesłanki do odmowy wydania pozwolenia na podstawie art. 186 ust. 7- ust. 10,

5) po wydaniu promesy zachodzą przesłanki do odmowy wydania pozwolenia na podstawie art. 186 ust. 5,

6) wydanie pozwolenia zintegrowanego na eksploatację instalacji stwarzałoby zagrożenie pogorszenia stanu środowiska w znaczących rozmiarach lub zagrożenia dla życia lub zdrowia ludzi.

8. Promesa, wydana przed uzyskaniem decyzji o której mowa w art. 71 ust. 1 Ustawy z dnia
   3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko, w której przewidziano możliwość przeprowadzenia określonych prac przygotowawczych, stanowi podstawę do wykonania tych prac w zakresie określonym w promesie, w tym prowadzenia badań nad nową techniką lub przeprowadzenia rozruchu instalacji, o ile nie wiąże się to z pracami budowlanymi wymagającymi decyzji o których mowa w art. 72 ust 1 pkt 1-2 powyższej ustawy. W przypadku badań na nową techniką organ właściwy do wydania pozwolenia może, na wniosek wnioskującego o udzielnie promesy, określić w promesie tymczasowe dopuszczalne wielkości emisji przekraczające graniczne wielkości emisyjne oraz zezwolić na odstąpienie od wymagań ochrony środowiska wynikających z najlepszych dostępnych technik, na czas nie dłuższy niż 6 miesięcy.
9. Przepisy dotyczące przyrzeczenia wydania pozwolenia zintegrowanego stosuje się odpowiednio do:

1) wydania decyzji dotyczącej istotnej zmiany instalacji;

2) wydania pozwolenia z odstępstwem, o którym mowa w art. 204 ust. 2, lub jego zmiany polegająca na udzieleniu takiego odstępstwa;

3) wydania decyzji o zmianie pozwolenia zintegrowanego wynikającej z analizy, o której mowa w art. 216 ust. 1 pkt 2.”

Uzasadnienie: 

Przyrzeczenie udzielanie pozwolenia zintegrowanego jest od dawna postulowane, gdyż służy pewności obrotu prawnego i wspiera proces inwestycyjny bez szkody dla wymaganych   procedur w zakresie uwarunkowań środowiskowych i społecznych. Decyzja o  środowiskowych 

uwarunkowaniach jest z założenia decyzją deklaratoryjną wskazując na warunki  środowiskowe dotyczące takiego przedsięwzięcia. Nie powinna zatem stanowić bariery inwestycji jako decyzja, na którą czeka się wiele miesięcy lub nawet lat, w sytuacji  gdy zostaje zaskarżona do sądu administracyjnego. Przedsięwzięcie wymagające pozwolenia zintegrowanego wymaga najczęściej przygotowania zaplecza finansowego (kredyty i inne źródła finansowania) oraz pewnej stabilności prawa i warunków formalnych z tym związanych przejawiających się min. w tym że jeśli w trakcie jej procedowania zmieni się np. plan zagospodarowania przestrzennego to inwestor otrzyma taką decyzję, o ile spełni warunki z promesy, w tym decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach. 

Instytucja promesy w tak zaproponowanej formie nie obniża żadnych standardów  środowiskowych ani nie wprowadza warunków szczególnych czy uprzywilejowanych. Promesa weryfikuje przesłanki negatywne na początku procesu inwestycyjnego i wskazuje na przeszkody, które uniemożliwiają uzyskanie takiej decyzji już na starcie. Jest to instytucja niezwykle potrzebna, szczególnie w zakresie instalacji gospodarki odpadami, gdyż wiele gmin uchwala lub zmienia plany zagospodarowania przestrzennego wprowadzając zakaz prowadzenia na ich terenie takiej działalności lub interpretuje plany poprzez wyłączenia prowadzenia takiej działalności, gdy tylko rozpoczyna się procedowanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach w tym zakresie. Tymczasem, właśnie z uwagi na względy środowiskowe oraz z tego powodu, że są to inwestycje wrażliwe społecznie to powinny to być inwestycje o charakterze strategicznym, które wpisują się w politykę wprowadzania zielonego ładu i oszczędności zasobów naturalnych, dla których każda gmina lub związek gmin obowiązkowo powinien przeznaczać tereny w uchwalanych planach zagospodarowania przestrzennego (postulat de lege ferenda). Dopóty tego obowiązku nie będzie po stronie gminy, póty władze gminy nie będą zainteresowane w lokowaniu takich przedsięwzięć na swoim terenie. Gospodarka odpadami jest bowiem postrzegana przez wiele gmin jako kłopot., Podczas, gdy dla innych przedsiębiorców (czasami często bardziej emisyjnych) tworzone są parki przemysłowe i strefy ekonomiczne. Nie zważa się przy tym na fakt notoryjny i następczy, że parki te i strefy przyciągają inwestorów, ale ich działalność generuje duże ilości odpadów, które wymagają odpowiedniego zagospodarowania. 

Promesa, w sposób obiektywny powinna zapobiegać praktykom stawiania barier  przez gminy przedsiębiorcom chcącym inwestować w gospodarkę odpadami, która jest kwestią społecznie wrażliwą. Zastosowanie instytucji promesy pozwoli na uzyskanie  potrzebnej inwestorom pewności, że po spełnieniu warunków od nich zależnych będą mogli uzyskać takie pozwolenie i inwestycja jest możliwa w określonym czasie do uruchomienia. To ułatwi przedsiębiorcom także zagwarantowanie źródeł finansowania takiej inwestycji, jej planowanie i zweryfikuje przesłanki negatywne eliminujące uzyskanie takiej decyzji już na wstępnym etapie planowania inwestycji.  

Warto zauważyć, że generowanie odpadów towarzyszy nieodłącznie życiu mieszkańców i każdej działalności gospodarczej. Powstają więc nowe inwestycje budowlane w tym parki przemysłowe bez uwzględnienia zaplecza w zakresie możliwości przerobowych instalacji   odpadowych, które są niezbędne do ich funkcjonowania w sferze środowiskowej i ogólnospołecznej. Przedsięwzięcia dotyczące gospodarki odpadami winny więc mieć odpowiednio ważny status instalacji strategicznych, których procedowanie począwszy od decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach poprzez promesę po decyzję inwestycyjną nie powinno być w gestii samorządów ale gestii władz szczebla wojewódzkiego. 

Przeciwdziałanie przewlekłości postępowania dowodowego oraz ujednolicenie właściwości.

• 189 ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1. Podmiot, który staje się prowadzącym instalację lub jej oznaczoną część, przejmuje prawa i obowiązki wynikające z pozwoleń dotyczących tej instalacji lub jej oznaczonej części. Powyższe dotyczy także odpowiednich zezwoleń na zbieranie odpadów lub zezwoleń na przetwarzanie odpadów lub zezwoleń na zbieranie i przetwarzanie odpadów  z ustawy z dnia 14 grudnia 2012 roku niezależnie od tego czy są związane z przejęciem instalacji lub jej oznaczonej części i niezależnie od tego czy zostały one objęte jedną decyzją pozwolenia na wytwarzanie odpadów czy też są odrębnym decyzjami funkcjonalnie związanymi z pozwoleniem na wytwarzanie.”.

LUB 

Dodaje się art. 189a  ust. 1-6, który otrzymuje brzmienie:

„1. Organ właściwy w sprawach zezwoleń na gospodarowanie odpadami, który wydał zezwolenie na zbieranie odpadów lub zezwolenie na przetwarzanie odpadów lub zezwolenie na zbieranie i przetwarzanie odpadów, jest obowiązany, za zgodą strony, na której rzecz wydano zezwolenie, do przeniesienia zezwolenia na rzecz innego podmiotu, jeżeli ten podmiot przyjmuje wszystkie warunki określone w tym zezwoleniu oraz spełnia warunki do jego uzyskania.

2. Przeniesienie zezwolenia, o którym mowa w ust. 1, następuje w drodze decyzji.
3. Stronami postępowania o przeniesienie zezwolenia są podmiot, na którego rzecz wydano zezwolenie, oraz podmiot zainteresowany nabyciem praw i obowiązków wynikających z tego zezwolenia.
4. Decyzję, o której mowa w ust. 1, wydaje się na wniosek podmiotu, na rzecz którego przenoszone jest zezwolenie.
5. Do wniosku, o którym mowa w ust. 4, dołącza się oświadczenie podmiotu, na rzecz którego przenoszone jest zezwolenie, o przyjęciu wszystkich warunków określonych tym zezwoleniem oraz oświadczenia i zaświadczenia o których mowa w art. 42 ust. 3a.
6. Przeniesienia zezwolenia, o którym mowa w ust. 4, odmawia się, jeżeli podmiot, na który ma nastąpić to przeniesienie, nie spełnia warunków do uzyskania takiego zezwolenia na podstawie art. 46 ust. 1a-1e.
7. Przeniesienie zezwolenia może mieć miejsce przed uzyskaniem tytułu prawnego do terenu pod warunkiem przejęcia tytułu prawnego do terenu w terminie do 1 roku od daty uzyskania decyzji, o której mowa w ust. 4.”.

• W art. 209 dodaje się ust. 3 w brzmieniu:

„3. W postępowaniu organ wzywa stronę do dokonania wszelkich braków i uzupełnień jednokrotnie w sposób zbiorczy w terminie 30 dni od wpłynięcia wniosku, z zastrzeżeniem art. 64§2 Kodeksu postępowania administracyjnego. Ponowne wezwanie ze strony organu może być uzasadnione wyłącznie koniecznością wyjaśnień w związku z nieotrzymaniem pełnej odpowiedzi na wezwanie lub przesłankami określonymi w art. 77 ust. 10 ustawy z dnia

3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko, o ile postępowania zostały połączone w rozumieniu art. 75 ust. 8 tej ustawy.”

• W art. 378 zmienia się ust. 2a pkt 3, który otrzymuje brzmienie:

„3) pozwolenia na wytwarzanie odpadów lub pozwolenia zintegrowanego dla instalacji w gospodarce odpadami, w tym dla instalacji komunalnych, o których mowa w art. 38b ust.
1 pkt 1  ustawy z dnia 14 grudnia 2012 r. o odpadach.”.

Uzasadnienie: 

Możliwość przenoszenia pozwoleń na inny podmiot np. pozwolenia na  wytwarzanie nie uwzględnia zezwoleń z ustawy o odpadach, mimo że najczęściej jest z nim powiązana. W konsekwencji dochodzi do częstych paradoksów, że można przenieść pozwolenie na wytwarzanie odpadów ale nie można przenieść wydanych odrębną decyzją zezwoleń odpadowych, gdyż nie są one pozwoleniami wydanymi na gruncie Ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 r. – Prawo ochrony środowiska. Do przejścia praw dochodzi bowiem tylko wtedy, gdy pozwolenie na wytwarzanie będzie ujmowało zezwolenie na przetwarzanie lub zezwolenie na zbieranie (zbieranie też może się wiązać z instalacją), choć zgodnie z art. 45 ust. 8 ustawy z dnia 14 grudnia 2012 roku o odpadach pozwolenie na wytwarzanie uwzględniające zbieranie lub przetwarzanie jest jednocześnie odpowiednio zezwoleniem na zbieranie lub zezwoleniem na przetwarzanie. Tym samym konstrukcja art. 189 uzależniająca przeniesienie od formy wydania decyzji (łącznie z pozwoleniem lub oddzielnie) jest wadliwa prawnie oraz nieuzasadniona merytorycznie i z tego względu powinna zostać dostosowana, tak aby spełnić swój podstawowy cel, co czyni pkt 22 powyżej. Alternatywnie zaproponowano konstrukcję przeniesienia zezwoleń z ustawy o odpadach na wniosek podmiotu, który przejmuje wszystkie warunki określone w tym zezwoleniu oraz spełnia warunki do jego uzyskania. Przeniesienie zezwolenia na podstawie decyzji jest uproszczeniem procedury i umożliwia przeniesienie każdego zezwolenia dotyczącego gospodarowania odpadami, niezależnie do tego czy jest ono związane z instalacją i pozwoleniem na wytwarzanie bez uszczerbku dla formalnoprawnych wymogów podmiotowo-przedmiotowych związanych z prowadzeniem takiej działalności. Proponowana zmiana została umieszczona przy materii przenoszenia praw z pozwoleń w ustawie Prawo Ochrony Środowiska, ale w wersji alternatywnej może także stanowić samodzielną regulację w ustawie o odpadach. 

Zmiana proponowana w pkt 24 dokonuje zmiany właściwość organów dla pozwolenia zintegrowanego w określonym zakresie na organ wyspecjalizowany w wydawaniu decyzji dla przedsiębiorców z zakresu gospodarki odpadami w zakresie największych przedsięwzięć przemysłowych. Centralizacja właściwości ma także szczególne znaczenie w kontekście ekonomiki prowadzenia postępowań o wydanie pozwoleń zintegrowanych, o czym była mowa wyżej. 

W pkt 23 proponuje się zasadę koncentracji materiału dowodowego poprzez  zwiększenie dyscypliny w zakresie wezwań w celu eliminowania przedłużania postępowania. 

Ustawa z dnia 14 grudnia 2012 r. o odpadach (t.j. Dz. U. z 2021 r. poz. 779 z późn. zm.).

Zmiana terminów obowiązywania decyzji 

• 23 ust. 4 – ust. 6 otrzymuje brzmienie:

„4. Jeżeli ze względów bezpieczeństwa lub w celu zapewnienia ciągłości odbioru zakaźnych odpadów medycznych lub zakaźnych odpadów weterynaryjnych, zbieranie tych odpadów jest konieczne, marszałek województwa właściwy ze względu na miejsce zbierania odpadów może zezwolić, w drodze decyzji, na ich zbieranie.

5. W przypadku zbierania zakaźnych odpadów medycznych lub zakaźnych odpadów weterynaryjnych na terenach zamkniętych zezwolenie, o którym mowa w ust. 4, wydaje regionalny dyrektor ochrony środowiska właściwy ze względu na miejsce zbierania tych odpadów.
6. Zezwolenie, o którym mowa w ust. 4 i 5, może być wydane na okres nie dłuższy niż 5 lat.”.

• 41 ust 3 otrzymuje brzmienie: 3. Organem właściwym jest 

1) marszałek województwa dla:

1. a) dla przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na środowisko w rozumieniu ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko,
2. b) dla odpadów innych niż niebezpieczne poddawanych odzyskowi w procesie odzysku polegającym na wypełnianiu terenów niekorzystnie przekształconych, jeżeli ilość umieszczanych w wyrobisku lub zapadlisku odpadów jest nie mniejsza niż 10 Mg na dobę lub całkowita pojemność wyrobiska lub zapadliska jest nie mniejsza niż 25 000 Mg,
3. c) dla instalacji komunalnych,
4. d) do wydania zezwolenia na zbieranie odpadów i zezwolenia na przetwarzanie, w przypadku gdy maksymalna łączna masa wszystkich rodzajów odpadów magazynowanych w przypadku zbieranie lub przetwarzania w okresie roku przekracza 3000 Mg.

• Zmienia się ust 4 oraz ust 6 oraz dodaje się ust. 10-11 do art. 41a w brzmieniu:

„4. Właściwy organ, mimo postanowienia wojewódzkiego inspektora ochrony środowiska lub postanowienia komendanta powiatowego (miejskiego) Państwowej Straży Pożarnej negatywnie opiniującego spełnienie wymagań określonych w przepisach ochrony środowiska lub odpowiednio ochrony przeciwpożarowej, może wydać zezwolenie na zbieranie odpadów, zezwolenie na przetwarzanie odpadów lub pozwolenie na wytwarzanie odpadów uwzględniające zbieranie lub przetwarzanie odpadów, jeżeli stwierdzi, że niespełnienie wymagań określonych w przepisach ochrony środowiska lub ochrony przeciwpożarowej nie spowoduje powstania zagrożenia dla życia lub zdrowia ludzi lub dla środowiska.

6. W przypadku istotnej zmiany zezwolenia na zbieranie odpadów, zezwolenia na przetwarzanie odpadów lub pozwolenia na wytwarzanie odpadów uwzględniającego zbieranie lub przetwarzanie odpadów stosuje się przepisy ust. 1-5a, z zastrzeżeniem, że w przypadku kontynuacji działalności istotną zmianą jest tylko ustanowienie nowych miejsc magazynowania odpadów, które przedtem temu celowi nie służyły.
7. Wojewódzki inspektor ochrony środowiska lub komendant powiatowy (miejskiego) Państwowej Straży Pożarnej maja prawo zrezygnować z kontroli, o której mowa odpowiednio w ust. 1 lub ust. 1b, szczególnie gdy dotyczy to kontynuowania działalności na terenie do którego posiadacz ma tytuł prawny lub kontrola działalności miała miejsce u tego posiadacza w ciągu minionego roku.
8. Kontrola wojewódzkiego inspektora ochrony środowiska lub komendanta powiatowego (miejskiego) Państwowej Straży Pożarnej powinna być dokonana w terminie do 14 dni od daty otrzymania wezwania do jej przeprowadzenia pod rygorem uznania przez organ właściwy do wydania zezwolenie na zbieranie odpadów, zezwolenie na przetwarzanie odpadów oraz pozwolenie na wytwarzanie odpadów uwzględniające zbieranie lub przetwarzanie odpadów rezygnacji z przeprowadzenia tej kontroli na podstawie ust. 5 powyżej. Postanowienie, o którym mowa w ust. 3 i ust. 3a powinno być dostarczone organowi w terminie do 7 dni od daty kontroli, pod rygorem uznania spełnienia wymagań.”.

• Do art. 45 ust. 1 dodaje się pkt. 12 w brzmieniu:

„12) posiadacza odpadów prowadzącego działalność w zakresie unieszkodliwiania zakaźnych odpadów medycznych i zakaźnych odpadów weterynaryjnych, prowadzącego zbieranie odpadów zakaźnych odpadów medycznych i zakaźnych odpadów weterynaryjnych w miejscu prowadzenia działalności związanej z termicznym przekształcaniem w spalarni odpadów niebezpiecznych.”.

• 44 ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1. Zezwolenie na zbieranie odpadów i zezwolenie na przetwarzanie odpadów wydaje się na czas nieoznaczony, chyba ze wnioskodawca wnosi o wydanie zezwolenia na czas oznaczony

nie dłuższy niż 10 lat.”

• Do art. 44 dodaje się ust 1a-1e w brzmieniu:

„1a. W przypadku zezwoleń wydanych na czas nieokreślony organ właściwy do wydania zezwolenia dokonuje analizy zezwolenia na zbieranie lub zezwolenia na przetwarzanie:

1. co najmniej raz na 5 lat, lub
2. jeżeli oddziaływanie takiej działalności na środowisko zmieniło się w stopniu wskazującym na konieczność zmiany zezwolenia w części dotyczącej określonych w nim warunków, zagrożeń i wymagań przeciwpożarowych lub wielkości emisji z danej działalności, lub
3. w przypadku zezwolenia na przetwarzanie jeżeli nastąpiła standaryzacja w metodzie przetwarzania odpadów, pozwalająca na znaczne zmniejszenie wielkości emisji i ilości wytwarzanych odpadów bez powodowania nadmiernych kosztów, lub wynika to z potrzeby dostosowania eksploatacji instalacji do zmian przepisów o odpadach lub o ochronie środowiska.

1b. Organ dokonuje analizy o której mowa w ust. 1a w oparciu o spełnienie wymogów do uzyskania zezwolenia na podstawie art. 42 ust. 1 pkt 4-6 i pkt 8-10, ust. 2 pkt 5-7 i pkt 9-13a oraz ust. 3a-3b., ust. 5-6a. 

1c. W przypadku gdy analiza wykazała konieczność zmiany zezwolenia, organ właściwy do wydania zezwolenia wzywa prowadzącego działalność w zakresie zbierania lub przetwarzania do wystąpienia z wnioskiem o zmianę zezwolenia w terminie 3 miesięcy od dnia wezwania, określając zakres tego wniosku mający związek ze zmianami wynikającymi z dokonanej analizy. Organ właściwy do wydania zezwolenia dokonuje analizy warunków zezwolenia w terminie do 3 miesięcy od dnia złożenia wniosku. Wniosek taki jest zwolniony z opłaty rejestracyjnej.

1d. W przypadku gdy analiza wykazała konieczność zmiany operatu przeciwpożarowego, o którym mowa w ust. 4b pkt 1, Organ właściwy do wydania zezwolenia wzywa posiadacza do przedstawienia operatu przeciwpożarowego wraz z postanowieniem o którym mowa w ust 4c w terminie do 3 miesięcy od dnia wezwania organu. Organ właściwy do wydania zezwolenia dokonuje analizy przedstawionego operatu wraz z kontrolą, o której mowa w art. 41b ust. 1a. w terminie do 2 miesięcy od dnia złożenia operatu przeciwpożarowego wraz z postanowieniem o którym mowa w ust 4c. 

1e. Analizy, o której mowa w ust. 1a pkt a) nie przeprowadza się jeżeli jest ona przeprowadzana w ramach pozwolenia zintegrowanego.”.

• Do art. 44 dodaje się ust. 4-7 w brzmieniu:

„4. Organ właściwy do wydania zezwolenia na zbieranie lub przetwarzanie może, na wniosek prowadzącego działalność lub z urzędu za jego zgodą, wydać nowe zezwolenie w celu ujednolicenia tekstu obowiązującego zezwolenia, z uwzględnieniem wszystkich zmian wprowadzonych do tego zezwolenia od dnia jego wydania.

5. W zezwoleniu, o którym mowa w ust. 4, organ właściwy do wydania zezwolenia:

1) ujednolica tekst zezwolenia;

2) stwierdza wygaśnięcie dotychczasowego zezwolenia.

6. Do zezwolenia, o którym mowa w ust. 4, nie stosuje się przepisów art. 41a, art. 41b, art. 42, art. 46. Zabezpieczenie roszczeń o którym mowa w art. 48a pozostaje w mocy w stosunku do zezwolenia z ujednoliconym tekstem.
7. Do zezwolenia, o którym mowa w ust. 4 nie stosuje się opłaty rejestracyjnej.”.

Przepisy przejściowe: 

„Zezwolenia na zbieranie lub zezwolenia na przetwarzanie lub zezwolenia na zbieranie i przetwarzanie lub pozwolenia na wytwarzanie uwzględniające zbieranie lub przetwarzanie, które były obowiązujące  w dniu wejścia w życie nowych przepisów organ właściwy do ich wydania:

1) zmienia z urzędu, w zakresie czasu, na jaki zostały wydane, na czas nieokreślony oraz

2) analizuje, i jeżeli to konieczne, zmienia z urzędu, w celu dostosowania do wymagań wynikających z przepisów art. 44 ust. 1a-1e ustawy, o której mowa w art. ____ w brzmieniu nadanym niniejszą ustawą

– w terminie 3 miesięcy od dnia wejścia w życie niniejszej ustawy.

W zakresie spraw wszczętych a niezakończonych stosuje się przepisy niniejszej ustawy.” 

Uzasadnienie: 

Zgodnie z art. 23 ust 2 Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2008/98/WE  z dnia 19 listopada 2008 r. w sprawie odpadów oraz uchylającej niektóre dyrektywy zezwolenia na przetwarzanie odpadów mogą być udzielane na czas określony i mogą być odnawialne. Oznacza to, że ustawodawca unijny dopuszcza wydawanie decyzji zarówno na czas określony jak i nieokreślony, przy czym decyzje na czas określony są wyjątkiem od zasady decyzji bezterminowych, skoro takie decyzje mogą (ale nie muszą) być udzielane czasowo. Taka sama zasada została przyjęta w przypadku pozwoleń zintegrowanych, które dotyczą także instalacji w gospodarce odpadami, w tym instalacji m.in. służących do odzysku lub unieszkodliwiania odpadów niebezpiecznych o zdolności przetwarzania ponad 10 ton na dobę, termicznego przekształcania odpadów czy do magazynowania odpadów niebezpiecznych, w oczekiwaniu na określone działania o całkowitej pojemności ponad 50 ton, z wyłączeniem wstępnego magazynowania odpadów przez ich wytwórcę w miejscu ich wytworzenia, czy do magazynowania odpadów niebezpiecznych, w oczekiwaniu na określone działania o całkowitej pojemności ponad 50 ton, z wyłączeniem wstępnego magazynowania odpadów przez ich wytwórcę w miejscu ich wytworzenia. 

Zgodnie z art. 45 ust. 9 ustawy o odpadach, jeżeli pozwolenie zintegrowane  obejmuje zbieranie odpadów lub ich przetwarzanie to stosuje się ust. 8 tej ustawy czyli pozwolenie zintegrowane jest jednocześnie odpowiednio zezwoleniem na zbieranie lub zezwoleniem na przetwarzanie odpadów. W związku z powyższym powstaje nieuzasadniony dualizm decyzji w różny sposób pozycjonujący posiadacza odpadów na rynku odpadowym w zakresie jego prawa do prowadzenia działalności gospodarczej polegającej na gospodarowaniu odpadami. Albowiem posiadacz, który ma pozwolenie zintegrowane, które jest zgodnie z art. 45 ust.
8 i ust. 9 ustawy o odpadach jednocześnie zezwoleniem na zbieranie lub zezwoleniem na przetwarzanie odpadów ma prawo do decyzji na czas nieokreślony, podczas gdy posiadacz, który ma zezwolenie na zbieranie lub przetwarzanie odpadów ma prawo do uzyskania decyzji na okres maksymalnie 10 lat, mimo że jego zezwolenie na zbieranie czy przetwarzanie nie różni się w zakresie wymagań i prowadzenia tej działalności od tego, które jest wymagane przy pozwoleniu zintegrowanym. Powyższej tezie nie uchybia bynajmniej wymóg stosowania najlepszych dostępnych technik BAT przy pozwoleniu zintegrowanym, gdyż wymóg ten przy działalności z zakresu przetwarzania odpadów dotyczy instalacji a nie samej działalności dotyczącej zbierania czy przetwarzania odpadów. 

Ponadto zgodnie z argumentacją logiczną oraz zasadami wykładni prawa a fortiori, jeśli komuś wolno więcej, to tym bardziej wolno jest mu mniej (a maiori ad minus). Przekładając powyższe a simile na hierarchię reglamentacji w działalności odpadowej to skoro pozwolenie zintegrowane uwzględniające zbieranie i przetwarzanie odpadów może być wydawane na czas nieokreślony jako decyzja kompleksowa o najwyższym stopniu ochrony i skomplikowania to tym bardziej może to dotyczyć zezwolenia sektorowego, którego nadzór i kontrola może być zbudowana analogicznie tj. weryfikowana cyklicznie w ramach analizy dokonywanej przez organ właściwy do wydania takiego zezwolenia. 

Pozwoli to na odpowiednią kontrolę nad wydawanymi zezwoleniami w perspektywie kolejnych dekad oraz ograniczy pracę dla organów związanych z ich procedowaniem i wydawaniem. Obecna ustawa o odpadach z 14 grudnia 2012 roku wprowadziła wymóg uzyskania nowych decyzji, co sprawiło, że co 10 lat liczonych od 2013 roku następuje kumulacja wniosków i postępowań w tym zakresie, co obciąża organy i budżet państwa w sposób nieuzasadniony. Jest to szczególnie ważne w kontekście wymogu aktualizacji decyzji na podstawie ustawy z dnia 20 lipca 2018 roku  i okresu pandemii, który to proces nadal trwa i wykazuje bardzo duże problemy z uzyskaniem decyzji aktualizacyjnych, na co nałoży się także fala wniosków o uzyskanie decyzji na kolejny 10-letni okres obowiązywania decyzji, składanych bardzo wcześnie z uwagi na minimalizację ryzyka przerwania ciągłości w prawie do prowadzenia działalności z uwagi na ogromne opóźnienia w procedurach administracyjnych, które w tej chwili są udziałem przedsiębiorców gospodarujących odpadami i organów na których zostało nałożonych bardzo dużo nowych obowiązków nie tylko związanych z nowelizacjami ale także pandemią. 

Co warto podkreślić, postulowana zmiana nie wpłynie w żaden sposób na  mechanizmy kontrolno-dyscyplinujące w zakresie reglamentacji tej działalności i nadzoru organów wydających te decyzje, gdyż analiza wymogów takiego oddzielnego zezwolenia na zbieranie lub przetwarzanie nie musi różnić się niczym od analizy dokonywanej przy okazji starania się o nowe zezwolenie, co pozwoli na weryfikację a także aktualizację wymogów posiadacza do prowadzenia tej działalności bez ryzyka przerw z tym związanych wynikających z opóźnień i przeciążenia aparatu administracyjnego i kontrolnego w zakresie wydawania nowych zezwoleń. 

Powyższe argumenty ekonomiki administracyjnej bez uszczerbku dla ochrony  środowiska, życia i zdrowia ludzkiego  przemawiają także za tym, aby odpowiednio wydłużyć  termin obowiązywania decyzji na zbieranie odpadów medycznych i zakaźnych. Z uwagi na ich charakterystykę czasowe zezwolenie jest uzasadnione, ale termin  obowiązywania 1 roku jest zbyt krótki bo czas ich wydawania powoduje, że przedsiębiorca po uzyskaniu takiej decyzji, od razu musi wnosić o kolejną, co jest nadmiernym obciążeniem administracyjnym dla każdej ze stron i nie sprzyja rozwojowi tej działalności i podnoszeniu standardów operacyjnych. 

Pierwotnym uzasadnieniem dla wprowadzenia ograniczenia dotyczącego okresu, na który udzielane jest zezwolenia na zbieranie zakaźnych odpadów medycznych i zakaźnych odpadów weterynaryjnych była chęć zachowania ścisłej kontroli nad warunkami magazynowania i zbierania odpadów zakaźnych, przy tym ten cel został osiągnięty dzięki kolejnym nowelizacjom ustawy, które nałożyły na podmioty ubiegające się o wydanie zezwolenia w zakresie zbierania odpadów, szereg nowych obowiązków w zakresie m.in. konieczności ustanowienia zabezpieczenia ewentualnych roszczeń finansowych, zapewnienia wizyjnego monitoringu miejsc magazynowania odpadów, konieczność opracowania operatów przeciwpożarowych zawierających warunki ochrony obiektów i miejsc magazynowania odpadów, konieczności uzyskania postanowień właściwych powiatowych (miejskich) komendantów PSP w zakresie uzgodnienia warunków ochrony określonych w operatach przeciwpożarowych. 

Aktualnie, średni czas oczekiwania na wydanie decyzji administracyjnej w zakresie zbierania odpadów medycznych i zakaźnych wynosi ok. 6 miesięcy, co jest nieproporcjonalnie długim okresem w stosunku do maksymalnego okresu (1 rok), na który zezwolenie może zostać wydane. 

Po pierwsze spowodowane to jest ilością wniosków i nadmiernym obciążeniem organów administracyjnych (w tym w zakresie konieczność odnawiania wydanych zezwoleń), o czym była mowa także wyżej. Po drugie wynika to z konieczności dokonywania dodatkowych uzgodnień oraz spełnienia wymogów kontroli planowanych miejsc zbierania przez wojewódzkie inspektoraty ochrony środowiska oraz jednostki Państwowej Straży Pożarnej. 

W zakresie postulowanej zmiany dotyczącej zwolnienia z obowiązku uzyskania zezwolenia instalacji termicznego przekształcenia na środowisko to należy podkreślić że jest ona uzasadniona. Instalacje prowadzące unieszkodliwianie odpadów wymagają okresowych przestojów technologicznych, które wynikają zarówno z zaplanowanych prac serwisowych, jak również nieplanowanych awarii technologicznych. W przypadku takich przestojów, celem dochowania maksymalnych okresów unieszkodliwiania tych odpadów jak również ze względu na ich właściwości biologiczno – fizyczne może istnieć konieczność przekazania odebranych i zmagazynowanych odpadów celem ich unieszkodliwienia do innych instalacji termicznego unieszkodliwiania odpadów. W tym zakresie działalność polegająca na odbiorze odpadów kwalifikowana jest wówczas przez wojewódzkie inspektoraty ochrony środowiska jak działalność polegająca na zbieraniu odpadów, przy czym uznać należy, że proces zbierania jest procesem towarzyszącym normalnej działalności polegającej na magazynowaniu i przetwarzaniu odpadów. Następuje więc w tym zakresie dublowanie się decyzji, które powinno zostać wyeliminowane postulowanym zwolnieniem. 

Niezbędne jest uproszczenie kwestii właściwości organu, które w wyniku zmiany art. 41 ust 3 ustawą o zmianie ustawy o odpadach oraz niektórych innych ustaw z dnia 20 lipca 2018 było różnie interpretowane przez organy i orzecznictwo  i spowodowało liczne spory kompetencyjne pomiędzy marszałkiem województwa a starostą przyczyniając się do przedłużania postępowań. Ponadto kwestia właściwości jest przesłanką bezwzględną stwierdzenia nieważności decyzji na podstawie art. 156 §1 pkt 1) k.p.a. a więc jednoznaczność ustawodawcy w tym zakresie winna być priorytetem. Zdaniem Naczelnego Sądu Administracyjnego , regulacja zawarta w art. 41 ust. 6 ustawy o odpadach miała zapewnić kompleksową kontrolę marszałka województwa nad przedsięwzięciami, ale w związku z wybiórczością przedsięwzięć na podstawie art. 41 ust 3 pkt 1 lit. a) oraz wątpliwościami w zakresie właściwości organu przy zbieraniu (art. 41 ust. 3 pkt 1 lit. d) połączonym z innymi procesami w ramach jednej decyzji w związku z art. 45 ust. 5 i 7, ta kompleksowa kontrola jest kwestionowana i różnie rozumiana. Istnieje więc pilna potrzeba legislacyjna aby właściwość marszałka województwa została określona zarówno kompleksowo jak i jednoznacznie. Oznacza to, że powinna być ona odpowiednio rozszerzona na przedsięwzięcia, które znacząco oddziałują na środowisko kontynuując zasadę z art. 41 ust. 3 pkt 1 lit. a). Koresponduje to z zasadą koncentracji postępowań, proponowaną w niniejszym opracowaniu w zakresie oceny oddziaływania na środowisko aby zoptymalizować procesy wydawania decyzji z gospodarki odpadami w zakresie szybkości postępowań oraz ich komplementarności i standaryzacji na poziomie marszałka województwa. 

Bardzo poważnym problemem jest brak elastyczności procedury administracyjnej  przejawiający się między innymi w obowiązku uprzedniej kontroli niezależnie od okoliczności, a szczególnie faktu, że taka kontrola miała już miejsce przy okazji innego (często równoległego) postępowania lub w ramach innych kontroli (szczególnie przy kontynuowaniu działalności). Prowadzi to niejednokrotnie do powtarzania procedury kontrolnej w bardzo krótkim czasie u tego samego przedsiębiorcy i w tym samym miejscu działalności tylko po to, aby, spełnić warunek formalny określony art. 41a ust. 1 lub ust. 1b Ustawy o odpadach. Niepotrzebnie obciąża to organy kontrolne oraz wpływa bardzo istotnie na przewlekłość w  postępowaniach w sprawie wydawania decyzji z zakresu gospodarowania odpadami. Proponowania zmiana ma temu zapobiegać poprzez przyznanie organom kontrolnym prawo do rezygnacji z takiej obligatoryjnej kontroli, szczególnie gdy dotyczy to kontynuacji działalności na terenie do którego posiadacz ma tytuł prawny lub kontrola działalności miała miejsce u tego posiadacza w ciągu minionego roku. 

Istotna jest także dyscyplina w zakresie przestrzegania terminów przez organy kontrolne, gdyż czas oczekiwania na taką kontrolę, szczególnie w warunkach pandemii i w związku z obligatoryjną zmianą wszystkich decyzji jest obecnie liczony w miesiącach, co stanowi główną przyczynę przedłużających się postępowań. Należy więc wprowadzić instytucję przeprowadzania kontroli w tym trybie w określonym terminie pod rygorem uznania, że organ rezygnuje z przeprowadzenia takiej kontroli. Warto zauważyć, że nawet po wydaniu zezwolenia na zbieranie odpadów, zezwolenia na przetwarzanie odpadów oraz pozwolenia na wytwarzanie odpadów uwzględniające zbieranie lub przetwarzanie odpadów wojewódzki organ ochrony może wydać decyzję o wstrzymaniu takiej działalności na podstawie odpowiedniej decyzji, która jest natychmiast wykonalna i w stosunku do której nie stosuje się przepisów art. 61 § 3 i 4 ustawy z dnia 30 sierpnia 2002 r. – Prawo o postępowaniu przed sądami administracyjnymi . 

Zmiana art. 41a ust. 4 umożliwi organom ochrony środowiska dokonania całościowej oceny własnej, w ramach prowadzonego postępowania administracyjnego i wydania decyzji w zakresie udzielenia bądź odmowy udzielenia zezwolenia w zakresie gospodarowania odpadami. Dotyczy to zarówno kwestii środowiskowych jak i przeciwpożarowych. W zakresie środowiskowym, w ocenie GIOŚ takie rozwiązanie nie doprowadzi do znacznych opóźnień w wydawanych przez marszałków województw/ starostów, jakie z wysokim prawdopodobieństwem miałyby miejsce w przypadku prowadzenia ścieżki odwoławczej od postanowień WIOŚ (tj. zażalenie do GIOŚ, skarga do WSA i NSA) .

Rejestr BDO i kary administracyjne

Propozycja:

• Dodaje się ust. 10-11 do art. 49 w brzmieniu:

„10. Domniemywa się, że dane wpisane do rejestru są prawdziwe. Jeżeli dane wpisano do rejestru niezgodnie z wnioskiem podmiotu lub bez takiego wniosku, podmiot ten nie może zasłaniać się wobec osoby trzeciej działającej w dobrej wierze zarzutem, że dane te nie są prawdziwe, jeżeli zaniedbał wystąpić niezwłocznie z wnioskiem o sprostowanie, uzupełnienie lub wykreślenie wpisu.

11.Jeżeli dokonanie wpisu następuje z urzędu, to nikt nie może zasłaniać się nieznajomością treści wpisu w rejestrze, chyba że mimo zachowania należytej staranności nie mógł wiedzieć o wpisie.”

• Dodaje się zdanie do art. 51 ust. 1 w brzmieniu:

„Wpisu do rejestru z urzędu Marszałek województwa dokonuje niezwłocznie po uzyskaniu przez posiadacza pozwolenia,  zezwolenia lub koncesji, o których mowa w zdaniu poprzednim.”

• Dodaje się do art. 67 ust. 3a pkt 4) w brzmieniu:

4. Informację o przekazaniu odpadu do ostatecznego procesu odzysku lub ostatecznego procesu unieszkodliwiania w rozumieniu w art. 27 ust. 3b.”.

• W art. 194:

1. a) w ust. 1:

– po pkt 3 dodaje się pkt 3a w brzmieniu:

„3a) zlecanie wykonywania obowiązku gospodarowania odpadami podmiotom, które nie widnieją w rejestrze w zakresie uzyskania wymaganych decyzji lub wymaganego wpisu do rejestru, wbrew przepisom art. 27 ust. 2;” – po pkt 5a dodaje się pkt 5b w brzmieniu:

„5b) nieprowadzenie ewidencji odpadów w BDO albo prowadzenie jej niezgodnie ze stanem rzeczywistym;”

– po ust. 2 dodaje się ust. 2a w brzmieniu:

„2a) Kar administracyjnych, o których mowa w ust. 1 pkt 2c, pkt 3a, pkt 4-5b nie wlicza się do administracyjnych kar pieniężnych, o których mowa w art. 32 ust. 1b, art. 42 ust. 3a pkt 4-5 oraz art. 46 ust. 1e.”.

• 199 otrzymuje brzmienie:

„1. Przy ustalaniu wysokości administracyjnej kary pieniężnej wojewódzki inspektor ochrony środowiska uwzględnia rodzaj naruszenia i jego wpływ na życie i zdrowie ludzi oraz środowisko, okres trwania naruszenia i rozmiary prowadzonej działalności oraz bierze pod uwagę skutki tych naruszeń i wielkość zagrożenia.

2. Jeżeli naruszenie zostało w całości usunięte dobrowolnie lub szkoda została w całości dobrowolnie naprawiona to wojewódzki inspektor ochrony środowiska odstępuje od wymierzenia kary administracyjnej.
3. Nie podlega administracyjnej karze pieniężnej podmiot, który po popełnieniu naruszenia określonego w art. 194 zawiadomił o tym wojewódzkiego inspektora ochrony środowiska lub organ określony w art. 197 pkt 3), ujawniając istotne okoliczności tego naruszenia ze zobowiązaniem się do jego usunięcia i naprawienia szkody.”.

Uzasadnienie: 

Rejestr prowadzony przez Marszałka Województwa ma z założenia stanowić bazę podmiotów ze wskazaniem ich statusu uprawnień i decyzji. Jest to narzędzie, które służyć winno do weryfikacji kontrahenta pod kątem wymagań określonych w art. 27 ust. 2 Ustawy o odpadach w sposób prawny i automatyczny pozwalający na weryfikację bieżącą przy każdym przekazaniu. Winien to więc być rejestr, który wprowadza określone domniemania prawne dochowania należytej staranności przy kierowaniu się jego wpisami, szczególnie gdy wprowadza się w tym zakresie administracyjną karę pieniężną zamiast wykroczenia, gdzie badana była wina ewentualnego sprawcy oraz jego zachowanie w danych okolicznościach sprawy. 

Uzasadnione jest zatem wprowadzenie odpowiedniego domniemania prawnego w tym zakresie, aby każdy wytwórca oraz dalszy posiadacz mogli zweryfikować aktualność decyzji oraz posiadanego statusu w sposób nie budzący wątpliwości nie będąc narażonym na ryzyko popełnienia deliktu administracyjnego w tym zakresie. Obecnie, nawet jeśli posiadacz przekaże swoją decyzję to nie ma się pewności, czy jest ona aktualna na dany dzień przekazania, gdyż jest to możliwe tylko post factum na podstawie wniosku w zakresie udzielenia informacji o środowisku. 

Wytwórca, w tym dalszy posiadacz, nie ma więc możliwości weryfikowania statusu  przedsiębiorcy na bieżąco przy przekazywaniu odpadów, gdyż nawet oświadczenie takiego podmiotu o aktualności posiadanej decyzji nie zwalnia przekazującego z odpowiedzialności administracyjnej, jeżeli takie oświadczenie okaże się nieprawdziwe. Obecnie rejestr, nie spełnia zatem swojej podstawowej funkcji ewidencyjno-kontrolno-rejestrowej. Proponujemy więc, aby wprowadzić domniemanie wzruszalne o prawdziwości danych wpisanych w rejestrze, i odpowiednią zmianę art. 27 ust. 2 w tym zakresie, aby na bieżąco można było sprawdzać status takiego przedsiębiorcy w przekonaniu, że obowiązek prawny z tym związany jest w ten sposób realizowany najpełniej i najoptymalniej. Postulowana zmiana jest wypadkową zasady jawności wpisu oraz wiarygodności danych w nim zawartych i chroni osoby działające w zaufaniu do tego rejestru. 

Ustawodawca wprowadził w art. 27  ust. 3b  zasadę rozszerzonej odpowiedzialności wytwórcy za odzysk lub unieszkodliwianie odpadu niebezpiecznego zgodnie art. 15  dyrektywy ramowej w sprawie odpadów 2008/98/WE z wyłączeniem określonych grup odpadów niebezpiecznych. Wytwórca jest zwolniony za gospodarowanie takim odpadami z chwilą przekazania ich do ostatecznego odzysku lub ostatecznego unieszkodliwiania. W praktyce decyduje moment przekazania odpadów podmiotowi, który ma odpowiednie decyzje na ostateczny proces odzysku R1-R11 lub proces  unieszkodliwiania D1-D12. Zdarza się jednak często, że taki recykler ma jednocześnie decyzje na wiele innych procesów np. zbieranie dotyczących tego samego kodu i następczo sam decyduje o takim procesie. Powstaje więc wątpliwość czy takie przekazanie do ostatecznego odzysku czy ostatecznego unieszkodliwiania faktycznie miało miejsce. Proponujemy więc dookreślenie przy przekazaniu odpadu niebezpiecznego w KPO do jakiego procesu odpad ten jest przyjmowany przez recyklera ostatecznego aby nie było wątpliwości że przekazanie do ostatecznego odzysku lub ostatecznego unieszkodliwiania miało miejsce i to już recykler jest wyłącznie odpowiedzialny za zagospodarowanie tego odpadu w tym właśnie procesie.   

Kary administracyjne winny podlegać gradacji jako te, które mają wpływ na środowisko oraz ochronę i życia i zdrowia oraz te, które są naruszeniami formalnymi o charakterze administracyjnym. Wymóg ilościowy oraz kwotowy kar pieniężnych na podstawie art. 194 Ustawy powoduje niemożność uzyskania lub zmiany zezwolenia przy przekroczeniu limitu 150.000 złotych, co przy karach pieniężnych za np. ‘pomyłki’ w BDO nawet w kwocie 1000 złotych lub wprowadzenie przedsiębiorcy w błąd w zakresie posiadanych decyzji przez następnego posiadacza (przy rejestrze BDO, który nie daje pewności co charakteru i prawdziwości wpisów tam wskazanych) liczy się już do ogólnej liczby tych kar w sposób nieproporcjonalny zwiększając ryzyko prowadzenia takiej działalności.  

Bez uszczerbku dla funkcji kar administracyjnych i potrzeby doraźnej walki i  zlikwidowania szarej strefy w tym obszarze uzasadnione jest podzielenie skutków tych kar w  sferze możliwości prowadzenia działalności przez posiadacza i dywersyfikacja co do wagi takiego naruszenia. Skutkiem kar, które nie oddziaływają bezpośrednio na środowisko, życie lub zdrowie ludzi nie powinno być zamykanie przedsiębiorcom drogi do uzyskania zezwolenia w perspektywie 10 lat. Ryzyko naruszeń formalnych wzrasta wraz ze skalą przedsięwzięcia a nawet wielokrotne ukaranie administracyjną karą pieniężną za takie przewinienia nie musi oznaczać, że działalność ta jest zagrożeniem dla życia i zdrowia ludzi czy też środowiska. Albowiem katalog kar administracyjnych jest obecnie tak szeroki, że nietrudno o szereg małych kar za choćby ‘drobne uchybienia’, które kumulują i wpływają na ich ogólne saldo. W konsekwencji przy jednym poważnym przewinieniu może to spowodować zamknięcie działalności, gdyż spełniona będzie przesłanka kumulacji ilościowej przy kumulacji wysokości kar, gdzie kara 150.000 złotych przy zagrożeniu za każdy jeden delikt od 1.000 do 1.000.000 zł jest wielkością niewysoką bo stanowi tylko 15% zagrożenia górnego jedną administracyjną karą pieniężną. W przypadku instytucji wstrzymania takiej działalności wystarczą ponadto dwie administracyjne kary pieniężne w odstępie 3 lat o co przy bardzo szerokiej i z rozbudowanej działalności nietrudno, nawet przy zachowywaniu wysokich standardów prowadzenia działalności. Niezamierzony błąd ludzki w sferze administracyjno-formalnej nie powinien być zrównany z sankcją z nieprawnym działaniem mającym negatywne skutki dla środowiska, zdrowia czy też życia ludzkiego. Gradacja kar co do skutku naruszenia winna więc zostać wprowadzona i jest uzasadniona, gdyż instrument dyrektyw co do wysokości kary określony w art. 199 Ustawy jest dalece niewystarczający w tym zakresie i wpływa na wysokość kary ale nie jego byt i skutek z tym związany. Podobnie z art. 189f k.p.a., który jest instytucją ogólną  i kwestia usunięcie naruszenia prawa może być ale nie musi być taką przesłanką odstąpienia od wymierzenia kary pod warunkiem że  pozwoli to na spełnienie celów, dla których miałaby być nałożona administracyjna kara pieniężna który to warunek ocenia i interpretuje organ. Biorąc pod uwagę uznaniowość oraz cel prewencyjno-sankcyjny kar w gospodarce odpadami  można przyjąć, że takie spełnienie celów raczej nie będzie miało miejsca w przypadku kar pieniężnych za niezamierzone błędy w ewidencji przy dużej skali działalności. 

Jak wskazuje się w uzasadnieniach do kolejnych nowelizacji np. w zakresie przestępstw środowiskowych  ważna jest trafna reakcja karna, której elementem jest penalizacja zachowań nieakceptowanych społecznie i środowiskowo. Do takich środków sankcyjnych należą także administracyjne kary pieniężne , choć nie stosuje się do nich zasad karnych sensu stricte i kwestii indywidualizacji kary (jak przy wykroczeniach i przestępstwach). Aktualny jednak pozostaje cel ich nakładania, który sprowadza się w istocie do wymogu respektowania nakazu i aby nikt kto deliktu nie popełnił nie poniósł odpowiedzialności, a kara nie była ani większą ani mniejszą niż ta, na którą przedsiębiorca zasłużył i aby nikt kto takiego deliktu się dopuszcza tej karze nie uszedł. Kara ma więc odzwierciedlać walor sprawiedliwości społecznej, być nieuchronna ale przede wszystkim adekwatna. 

Ponadto zmiana charakteru kary za naruszenia ewidencyjno-formalne z wykroczenia na kary administracyjne, których ilość oraz wysokość liczona w długim okresie czasu (10 lat) łącznie prowadzi lub może prowadzić do nieuchronnego do skutku odwrotnego niż zamierzony przez ustawodawcę. Albowiem tak wysokie ryzyko niemożności kontynuowania prowadzenia działalności hamuje inwestycje długoterminowe w zieloną gospodarkę w tej dziedzinie, w której występuje wysoka kapitałochłonność środków i nakładów na prowadzenie gospodarki odpadami zgodnie z najlepszym standardami. Tymczasem nowoczesne technologie w tym zakresie są kluczem do  wdrożenia gospodarki obiegu zamkniętego. Jeśli zatem ta gospodarka ma spełniać najwyższe standardy to winna się ona charakteryzować pewną dozą pewności prawnej przejawiającej się w prawie do prowadzenia takiej działalności bez względu na drobne błędy o charakterze formalnym i ewidencyjnym, które mogą być i są udziałem każdego innego przedsiębiorcy, któremu jednak nie grozi za to zamknięcie drogi do uzyskania zezwolenia na jej dalsze prowadzenie.  

Jeśli sprawca usunie naruszenie lub dobrowolnie naprawi szkodę to WIOŚ powinien promować takie pozytywne zachowania i nie wymierzać kary administracyjnej. Takie analogiczne rozwiązania są udziałem prawa statuującego penalizację określonych zachowań np. w prawie karnym sąd może zastosować nadzwyczajne złagodzenie kary lub odstąpić od jej wymierzenia wzorem np. polskiego, niemieckiego czy austriackiego kodeksu karnego. W judykaturze prawa karnego trafnie podkreśla się, iż dla zastosowania tej instytucji. nie ma znaczenia fakt, kiedy sprawca naprawił szkodę – jeszcze przed wszczęciem postępowania czy też dopiero w czasie jego trwania (nawet w toku rozprawy głównej), natomiast jest istotne, że uczynił to „dobrowolnie”, czyli w wyniku własnej swobodnej decyzji (patrz: Wyrok Sądu Najwyższego z dnia 6 marca 2002 r., WA 6/02, OSNKW 2002, z. 7-8, poz. 57). Instytucja obligatoryjnego odstąpienia od wymierzenia kary w przypadku usunięcia naruszenia lub naprawienia szkody w całości winny być analogicznie rozumiane w przypadku administracyjnych kar pieniężnych bo ich funkcja i cel są zbliżone do funkcji kary w prawie karnym a według niektórych komentatorów kary pieniężne są trzecią (obok odpowiedzialności za przestępstwa i wykroczenia) postacią odpowiedzialności karnej lub odpowiedzialnością o charakterze penalnym bardziej zbliżoną do odpowiedzialności karnej niż odpowiedzialności administracyjnej. W związku z takim quasi karnym charakterem administracyjnych kar pieniężnych proponujemy wprowadzenie instytucji czynnego żalu połączonej ze zobowiązaniem się do usunięcia naruszenia oraz naprawienia szkody.

***

[1] Projekt zakłada, że procedurę powtórnej oceny będzie się przeprowadzało w odniesieniu do pozwolenia na budowę oraz decyzji o ustaleniu lokalizacji drogi publicznej (która ma być zastąpiona decyzją o zezwoleniu na realizację inwestycji drogowej dla przedsięwzięć), dla których konieczność taką wskazano na etapie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach. Przewidziano także, zgodnie z żądaniem Komisji Europejskiej, możliwość zażądania przeprowadzenia oceny przez organ właściwy do wydania pozwolenia na budowę oraz decyzji o ustaleniu lokalizacji drogi publicznej (zezwolenia na realizację inwestycji drogowej). W celu wyjścia naprzeciw potrzebom beneficjentów funduszy europejskich przewidziano też możliwość wystąpienie z żądaniem przeprowadzenia powtórnej oceny przez samego inwestora. Zakłada się ogólnie, że przeprowadzenie powtórnej oceny będzie raczej wyjątkiem, niż rutynowym elementem procedury inwestycyjnej (uzasadnienie do projektu ustawy o udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko, druk 768).

[2] „Rozdz.4 i 5 w dziale V. Te fragmenty projektu dotyczą ewentualnego przeprowadzenia procedury oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko w związku z wydawaniem decyzji innych niż decyzja o środowiskowych uwarunkowaniach (rozdz.4) oraz innych decyzji wydawanych dla przedsięwzięć mogących oddziaływać na obszar Natura 2000 (rozdz.5). Oba rozdziały zostały skonstruowane w sposób budzący stosunkowo najwięcej wątpliwości, zawikłany i niejasny, część z wątpliwości oparta o ustalenia teorii prawa została już sformułowana w części pierwszej opinii. Podstawowe z tych obiekcji dotyczą skonstruowania procedury wydawania określonych decyzji, wraz z procedurami oceny oddziaływania na środowisko, w sposób mocno zagmatwany, także niejasnej roli dyrektora regionalnego w tych postępowaniach”. Opinia do projektu ustawy (zlecona prof. M. Górskiemu przez Biuro Analiz Sejmowych).

[3] „Zupełnie niezrozumiałe jest dla mnie także wprowadzenie powtórnej oceny jedynie dla dwóch spośród 13 określonych w art. 74 decyzji. Oczywiście dla pewnych z nich, jak dla decyzji o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu byłoby to zasadniczo niemożliwe, ale w przypadku kilku innych z tych 13 następuje przygotowanie odpowiedniej dokumentacji, w ramach której istnieje możliwość sprawdzenia uwzględnienia wymogów ochrony środowiska (i nie są to tylko pozwolenie na budowę oraz decyzja o ustaleniu lokalizacji drogi publicznej). Nie jest to też przez to moim zdaniem wypełnienie stanowiska Komisji Europejskiej co do uwzględnienia powtórnej oceny w odniesieniu do zezwolenia na inwestycję. Zmianę w tym zakresie można by wprowadzić poprzez usunięcie w ramach art. 90 ust. 1 treści „ust. 1 pkt 1 i 10” – pozostałoby wówczas jedynie odwołanie do art. 74 i wszelkich tam zawartych decyzji (o ile można w stosunku do nich przeprowadzić powtórną ocenę). Podobna zmiana musiałaby zostać wprowadzona także w pozostałej części przepisów zawartych w rozdziale czwartym. Opinia do projektu ustawy” (zlecona Z. Bukowskiemu przez Biuro Analiz Sejmowych).

[4] K. Gruszecki, Komentarz do ustawy OOŚ, wyd. III, LEX/el. 2020, art. 88.

 

Zobacz: 01.08.2022 Memorandum ZPP w sprawie propozycji deregulacji w ramach ustawy pakietowej

Warszawa, 5 lipca 2022 roku

 

Memorandum ZPP: Bez gruntownej oceny wpływu kolejnych regulacji pro-klimatycznych na gospodarkę UE grozi nam zielona inflacja

 

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców włączył się do dyskusji wokół ryzyk wynikających z windowania celów klimatycznych, jak również dotychczasowego kształtu unijnego systemu uprawnień do emisji CO₂ wiele miesięcy temu – jednocześnie systematycznie monitorując zachowania uczestników rynku EU-ETS. Na bazie obserwacji sporządzaliśmy cykliczne raporty, formułowaliśmy stanowiska, jak również pozostawaliśmy aktywni w dyskusji w Brukseli. Główny wniosek z tej aktywności jest jeden. Spekulacyjna działalność instytucji finansowych na rynku EU-ETS ogranicza podaż uprawnień i uszczupla środki inwestycyjne uczestnikom tego rynku. Tym samym spekulacje oddalają przemysł i energetykę nie tylko od celów klimatycznych, ale i ograniczają szanse rozwojowe europejskiej gospodarki. 22 czerwca br. Parlament Europejski przyjął poprawkę zgłoszoną w komisji ITRE przez Premiera Jerzego Buzka, dotyczącą wykluczenia instytucji finansowych z rynku EU-ETS (tzw. lex Buzek). Opowiadamy się za tym, żeby ten przepis znalazł się w finalnej wersji znowelizowanej dyrektywy.

Prace legislacyjne wokół unijnego Zielonego Ładu są cały czas w toku. Między innymi 8 czerwca Parlament Europejski opowiedział się za zakazem rejestracji nowych samochodów spalinowych od 2035 r. i zarazem redukcją do tego czasu do zera emisji z silników będących już w użyciu. Dodatkowo europosłowie określili potencjalny horyzont przydatności pieców gazowych – tylko do 2025 r. instalacja pieców gazowych mogłaby być dotowana, a od 2029 r. nie mogłyby już one być sprzedawane, zaś od 2030 r. w każdym nowym budynku system grzewczy wykluczałby paliwa kopalne.  Jednym z celów nowych regulacji jest objęcie sektorów budownictwa i transportu drogowego systemem handlu emisjami i ich szybka dekarbonizacja. Można jednak powiedzieć, że propozycje z 8 czerwca stanowiły jedynie wstęp do przegłosowanej 22 czerwca na posiedzeniu plenarnym PE reformy EU-ETS.

Wspomniany dokument to właśnie gruntowna reforma rynku EU-ETS, uszczegóławiająca m.in. terminy wprowadzenia podatku CBAM i wycofania bezpłatnych uprawnień do emisji. Po początkowym odrzuceniu przez PE raportu europosła EPP P. Liese w dn. 8 czerwca br. i ponownych pracach w ramach Komisji ENVI, stanowisko zostało przez parlament przyjęte 22 czerwca i zdaniem jego głównego sprawozdawcy procedowana regulacja pozwoli na zaoszczędzenie przez Wspólnotę więcej CO₂ w ciągu następnych 8 lat niż przez ostatnich 30 lat. Zaakceptowanie stanowiska PE bez poprawek oznaczałoby, że UE będzie musiała osiągnąć co najmniej 4-krotnie większą redukcję emisji rocznie.

O kształcie stanowiska Parlamentu wobec reformy ETS zdecydowało porozumienie między trzema największymi ugrupowaniami (EPP, S&D i Renew) w sprawie harmonogramu wprowadzenia mechanizmu CBAM i wycofywania bezpłatnych certyfikatów dla branż energochłonnych, takich jak m.in. stalowa, cementowa i chemiczna. Uzgodniono, że redukcja bezpłatnych uprawnień powinna rozpocząć się w 2027 r. Start wejścia w życie regulacji opóźniono względem wyjściowych założeń, jak również początkowo CBAM będzie wiązał się 7% obciążeniem dla produktów sprowadzanych z krajów trzecich i o 7% mniejszym przydziałem bezpłatnych uprawnień do emisji CO₂ w przypadku produktów objętych CBAM. W kolejnych latach wymiar ten będzie zwiększany, a mechanizm zacznie w pełni obowiązywać w 2032 r. (bez darmowych uprawnień). To trzy lata wcześniej niż początkowo przewidywała Komisja.

O ile więc Rada UE podtrzyma kierunkowo opisane powyżej decyzje i rynek może liczyć na czasowy pozytywny wpływ wykluczenia instytucji finansowych z obrotu uprawnieniami do emisji CO2, tak plany związane z eliminacją bezpłatnych certyfikatów będą ponownie wpływały na ceny uprawnień wzrostowo. W tym kontekście rozważania nt. wpływu pakietu Fit for 55 na europejską gospodarkę jest jak najbardziej tematem aktualnym i pilnym.

REWIZJA EU ETS

W ramach rewizji Europejskiego Systemu Handlu Emisjami (EU ETS) przewidziano jego rozszerzenie o transport morski i lotniczy oraz objęcie systemem ETS budownictwa i transportu drogowego.[1] W naszej ocenie jest to propozycja nierównoważąca potencjalnych korzyści i strat. Uważamy, że w obecnym kształcie rewizja doprowadzi do poważnego zubożenia Europejczyków oraz zaburzenia rozwoju przedsiębiorstw. Co więcej, powyższe propozycje nie gwarantują rzeczywistego osiągnięcia celu redukcyjnego emisji, gdyż konstrukcja systemu ETS (mimo systematycznie wprowadzanych reform tego mechanizmu) nie zapewnia wzrostu nakładów na inwestycje w alternatywne rozwiązania technologiczne.  System ETS w dotychczasowym kształcie obarczony był poważnymi wadami, które doprowadziły do zwiększenia kosztów dla konsumentów. Jednocześnie nie stymulował on w wystarczającym stopniu rozwoju innowacyjnych technologii ograniczających emisje, ani nie zwiększał wydatków na przeciwdziałanie zmianom klimatu. W naszej opinii wszystkie mankamenty systemu ETS powinny zostać usunięte przed rozszerzeniem jego stosowania.

1. Charakterystyka i konstrukcja Europejskiego Systemu Handlu Emisjami (EU ETS)

W celu ochrony środowiska oraz zatrzymania zmian klimatycznych Komisja Europejska przyjęła zbiór inicjatyw politycznych o nazwie Europejski Zielony Ład (‘European Green Deal’).[2] Jego założeniem jest osiągnięcie neutralności klimatycznej do 2050 roku, czyli zerowy poziom emisji gazów cieplarnianych netto. Europejski Zielony Ład przewiduje dziesięć głównych priorytetów, które mają umożliwić dalszy rozwój gospodarczy a jednocześnie zmniejszyć sposób oddziaływania na klimat w poszczególnych sektorach gospodarki.

Jedną z polityk w ramach Europejskiego Zielonego Ładu jest pakiet regulacji Fit for 55, który ma na celu ograniczenie emisji gazów cieplarnianych do atmosfery.[3] Pakiet legislacyjny przewiduje ograniczenie do 2030 roku emisji netto o co najmniej 55 procent względem poziomu z 1990 roku. Cel ten ma zostać osiągnięty dzięki szeregowi zmian legislacyjnych, które mają spowodować ograniczenie emisji gazów cieplarnianych.

Jednym z działań podjętych przez Komisję w ramach pakietu Fit for 55 jest propozycja rewizji Europejskiego Systemu Handlu Emisjami (EU ETS). System ETS jest mechanizmem typu „cap and trade”, w którym na rynku aukcyjnym sprzedawane są uprawnienia do emisji CO₂. Przedsiębiorstwa corocznie otrzymują lub kupują uprawnienia do emisji, których liczba  zależy od wyznaczonego progu. W przypadku przekroczenia pułapu, podmioty sektora energetycznego i przemysłu energochłonnego muszą zakupić uprawnienie do emisji na rynku celem pokrycia nadwyżki emisji. W innym przypadku firma jest zmuszona do zapłaty grzywny i umorzenia uprawnień.

Europejski system ETS był pierwszym tego rodzaju mechanizmem na świecie ograniczającym emisje gazów cieplarnianych. Na innych rynkach przewidziano jednak ryzyko spekulacyjne związane z obrotem emisjami. W stanie Kalifornia (USA), dzięki wprowadzeniu limitu posiadania uprawnień do emisji (Benefit-Holding Limits) ograniczono możliwość skupowania uprawnień z rynku w celu windowania ich ceny. Korea Płd. i Szwajcaria również uregulowały tę kwestie. System oparty na podobnych zasadach co ETS został wprowadzony też w Chinach (w 2017 roku). Co ciekawe, Chińczycy zdecydowali się wyłączyć instytucje finansowe z grona podmiotów, które mają prawo kupować uprawnienia do emisji. Mimo więc swojego słusznego założenia europejski system ETS posiada w naszej opinii wiele wad, które sprawiają, że nie jest on efektywnym mechanizmem transformacji energetycznej ani nie funkcjonuje skutecznie jako narzędzie rynkowe.

System obejmuje swoim działaniem ponad 11 tysięcy elektrowni, fabryk oraz linii lotniczych w państwach tworzących Europejski Obszar Gospodarczy oraz Szwajcarię.[4] Dochody ze sprzedaży uprawnień do emisji zasilają głównie budżety państw członkowskich. W przypadku Polski środki uzyskane za 2021 rok wyniosły około 25 mld złotych, co jest kwotą wyższą niż cały dotychczasowych dochód ze sprzedaży tych uprawnień przez Polskę. Środki te trafiają do budżetu państwa i w połowie ich wysokości nie są warunkowane przeznaczeniem ich na inwestycje mające cele pro-klimatyczne.

Uprawnienia do emisji gazów cieplarnianych (EU Allowances; EUA) zostały wprowadzone w 2005 roku a ich cenę wyjściową ustalono na poziomie 20 euro. W skutek zmieniającej się ilości uprawnień na rynku ceny uprawnień ulegały zmianom. W 2007 roku posiadały wartość zerową, co skłoniło decydentów UE do regulowania ilości dostępnych na rynku uprawnień w celu windowania ich ceny. Wprowadzono mechanizm Rezerwy Stabilności Rynkowej (MSR). W latach 2021-2022 uprawnienia osiągnęły rekordowe ceny, oscylujące wokół 90 euro za tonę emisji dwutlenku węgla do atmosfery.[5] Wynika to z rokrocznie zmniejszającej się puli darmowych uprawnień do emisji oraz spekulacji cenowych. Konsekwencją tego jest zmienna cena uprawnień, która reaguje dynamicznie pod wpływem zmian podaży i popytu na rynku uprawnień do emisji.

Wysokie koszty emisji gazów cieplarnianych są po części przyczyną obecnego kryzysu cen energii na rynkach europejskich. Wzrost cen energii drastycznie podniósł koszty funkcjonowania przedsiębiorstw a tym samym spowodował zwiększenie wydatków na produkty i usługi dla konsumentów. W Polsce udział węgla produkcji energii elektrycznej w 2021 r. wyniósł ok. 79 procent, co powoduje wysokie zapotrzebowanie elektrowni na uprawnienia do emisji i przekłada się na wyższy koszt energii. Ponownie więc zróżnicowanie w UE pod względem sytuacji wyjściowej poszczególnych krajów przekłada się na mniejsze lub większa obciążenia z tytułu generowanych emisji, ale też mniejsze lub większe wpływy do budżetu państw. Brak precyzyjnej, regulacyjnej korelacji pomiędzy tymi wpływami, a celami na jakie środki te winny być wydatkowane wydaje się być kolejnym mankamentem systemu.

2. Rewizja systemu ETS na gruncie pakietu Fit for 55

Jak wspomniano już wcześniej propozycja rewizji systemu ETS polega na rozszerzeniu systemu o transport morski oraz pełne włączenie do niego lotnictwa poprzez wycofywanie bezpłatnych uprawnień dla tego sektora. Ponadto, miałby zostać utworzony równoległy system ETS, który objąłby swoim działaniem budownictwo oraz transport drogowy. Oznacza to, że Europejczycy będą musieli płacić za uprawnienia do emisji CO₂ korzystając z samochodu czy ogrzewając dom.

Jeśli chodzi o transport morski, należy na wstępie zauważyć, że żegluga posiada 3 proc. udział w globalnej emisji dwutlenku węgla oraz 13 proc. udział w sektorze transportu.[6] Przewidywany jest wzrost udziału tego rodzaju transportu, albowiem w dużej mierze jest od niego uzależniony rozwój gospodarczy. Obecnie używane są następujące metody do zmniejszenia emisji statków: optymalizacja tras podróży, redukcja prędkości, zmiana konstrukcji statku czy ulepszenia silnika.[7] W niskim stopniu mogą też być wykorzystywane wspomaganie wiatrem lub napęd akumulatorowo-elektryczny. Największe szanse rozwoju niskoemisyjnego transportu morskiego daje użycie odnawialnych źródeł energii, jednak do tej pory nie zostało zidentyfikowane paliwo alternatywne, które spełniałoby kryteria ekologiczne oraz opłacalności.

W przypadku transportu lotniczego systemem ETS obowiązuje od 2012 roku. Jego zakres rozciąga się na wszystkie loty, które rozpoczynają się lub kończą w Unii Europejskiej. Jednak wobec silnego sprzeciwu branży lotniczej, zrzeszonej w Organizacji Międzynarodowego Lotnictwa Cywilnego (ICAO), został ustanowiony wyjątek do roku 2023 na objęcie uprawnieniami do emisji tylko lotów wewnątrz Europejskiego Obszaru Gospodarczego.

Ponadto, w 2021 roku został wdrożony program kompensacji i redukcji emisji dwutlenku węgla w lotnictwie międzynarodowym (CORSIA), którego celem jest ograniczenie wpływu na zmiany klimatyczne. Narzędziami do osiągnięcia redukcji są zestaw środków obejmujących zwiększoną efektywność energetyczną, wykorzystanie zrównoważonych paliw oraz kompensację w innych sektorach. Program został opracowany przez ICAO i jest dobrowolny dla wszystkich krajów do 2027 roku, a po tym roku będzie dobrowolny dla najmniej rozwiniętych państw czy małych państw wyspiarskich. Propozycje zawarte w Fit for 55 dążą do likwidacji bezpłatnych uprawnień dla lotnictwa oraz dostosowania go do światowego mechanizmu kompensacji i redukcji emisji gazów cieplarnianych (CORSIA).[8] Tym samym Komisja proponuje zniesienie dotychczasowych wyłączeń z posiadania uprawnień do emisji dla lotnictwa. Koszty uprawnień do emisji CO₂ w lotnictwie obciążą pasażerów i odbiorców produktów transportowanych drogą lotniczą, czyli de facto nas wszystkich.

Z kolei wprowadzenie nowego systemu ETS dla budownictwa i transportu przyniesie poważne konsekwencje dla Europejczyków. Biorąc pod uwagę, że zarówno transport jak i mieszkalnictwo są podstawowymi potrzebami, windowanie ich cen poprzez mechanizm ETS spowoduje zubożenie znacznych części europejskiego społeczeństwa. Zgodnie z wyliczeniami Polskiego Instytutu Ekonomicznego, wdrożenie systemu doprowadziłoby do średniego wzrostu wydatków na energię dla unijnych gospodarstw domowych w I kwintylu dochodów ze względu na koszty emisji w budynkach mieszkalnych o 50 procent.[9] Analogiczny wzrost związany z podniesieniem cen transportu wynieść ma 44 procent.

Należy podkreślić, że powyższa regulacja, na etapie jej wypracowywania, spotykała się z krytyką z wielu stron politycznego spectrum. Negatywnie wypowiedział się o niej sprawozdawca komisji transportu bułgarski eurodeputowany Andrey Novakov, który powiedział: „Nie jestem przeciwny włączeniu transportu drogowego (do systemu ETS) … ale nie teraz i nie w tym tempie, ponieważ mamy już historycznie wysoką cenę paliw”.[10] Powyższe zdanie wsparł sprawozdawca polityki w sprawie ETS grupy parlamentarnej Zielonych, Michael Bloss, który cytując wyniki badania Instytutu Jacques Delors stwierdził, że przy obecnej cenie uprawnień na poziomie ok. 100 euro, wdrożenie rozszerzonego ETS spowodowałoby wzrost rachunków o ok. 25 procent co skutkowałoby zwiększeniem ubóstwa energetycznego przy niesprawdzonych korzyściach dla klimatu.[11]

Ubóstwo energetyczne dotyka około 11 % ludności UE, czyli 54 mln Europejczyków (dane z roku 2019 r.). kraje Europy Środkowo-Wschodniej oraz Europy Południowej mają wyższy współczynnik określający liczbę osób niemogących dostatecznie ogrzać swojego domu. W Polsce wskaźnik
ten jeszcze kilka lat temu wynosił 7.1, który jest prawie dwukrotnością wyniku Niemiec – 3.7.[12]

Istotną kwestią jest również efektywność energetyczna budynków. Jej niższy poziom oznacza większe wydatki na ogrzanie domu a tym samym pomniejszone fundusze na przeprowadzenie termomodernizacji. Polska uplasowała się w 2018 roku jako piąta od końca w unijnej statystyce dotyczącej ilości zużywanej energii do ogrzania jednego metra kwadratowego powierzchni domu. Z wynikiem przekraczającym 150 kWh/m² znaleźliśmy się w grupie innych państw Europy Środkowo-Wschodniej co potwierdza gorszy poziom początkowy wobec celów transformacji energetycznej. Średnia UE28 wyniosła w 2018 roku około 120 kWh/m².[13]

3. Wady systemu EU ETS

Jak zaznaczono we wstępie system uprawnień do emisji CO₂ zamiast stymulowania innowacyjnych zmian technologicznych ograniczających emisje powoduje wzrost cen energii, a tym samym obniża konkurencyjność gospodarki.

U podstaw tego problemu leży niewłaściwa konstrukcja systemu, który funkcjonuje niezgodnie z ideą wolnego rynku. Wynika to ze sztucznego ograniczenia podaży uprawnień, które są potrzebne przedsiębiorstwom do prowadzenia działalności gospodarczej. Co roku publikowana jest bowiem całkowita liczba uprawnień w obrocie (TNAC), zaś MSR (Market Stability Reserve), a więc mechanizm akumulowania w formie rezerwy „nadwyżek” uprawnień – zamiast stabilizująco na rynek – wpływa na niego dokładnie odwrotnie. Konstrukcję rynku wykorzystują inwestorzy, którzy skupują uprawnienia w celu osiągania zysków z ich handlu.[14] Tak stworzony system obrotu uprawnieniami do emisji jest podatny na spekulacje rynkowe i nie wspiera zrównoważonego rozwoju unijnej gospodarki w kierunku neutralności klimatycznej. System EU-ETS wymaga korekt, które przełożyłyby się na ustabilizowanie cen uprawnień i lepsze możliwości prognozowania ich cen w kolejnych latach. Redukcję działalności spekulacyjnej na tym rynku przynieść może przyjęta przez PE w ostatnich tygodniach poprawka.

Kolejnym przykładem negatywnego oddziaływania systemu ETS na możliwości inwestycyjne przedsiębiorstw jest jego rozszerzenie na sektory, które nie posiadają alternatyw nisko-emisyjnych. Obecnie nie istnieją realne alternatywy niskoemisyjne dla branży transportu lotniczego oraz morskiego, dlatego ich uwzględnienie w systemie ETS doprowadzi jedynie do wzrostu cen transportu. Zwiększone koszty z kolei doprowadzą do ograniczenia inwestycji. Żegluga oraz lotnictwo są istotne dla światowego łańcucha dostaw towarów, dlatego wzrost ich cen przełoży się na ceny końcowe dla konsumentów.

W celu przeciwdziałania zubożeniu społecznemu spowodowanemu wprowadzeniem systemu ETS do budownictwa oraz transportu drogowego, Komisja Europejska zaproponowała utworzenie Społecznego Funduszu Klimatycznego. Budżet funduszu miałby wynieść 23.7 mld euro w latach 2025 – 2027, a środki na niego zostałaby zabezpieczone w Wieloletnich Ramach Finansowych na lata 2021 – 2027.[15] Wydaje się to kwota nieproporcjonalnie niska wobec przewidywanych kosztów wdrożenia nowego mechanizmu. Przewidywane koszty uprawnień do emisji dwutlenku węgla dla gospodarstw domowych 27 krajów UE z objęcia transportu i budynków mieszkalnych systemem ETS w latach 2025-2040 wyniosą 1 112 miliardów euro.[16]

Kwestia wydatkowania środków zebranych ze sprzedaży uprawnień do emisji gazów cieplarnianych również pozostaje niesatysfakcjonująca. Obecnie państwa członkowskie mogą po części wydatkować te pieniądze w sposób dowolny. W Polsce dochód z ETS zasila budżet państwa a nawet jest wydatkowany do spółek przemysłu energochłonnego w ramach rekompensat.[17] Wydaje się zasadne, że jeżeli Komisja Europejska chce wdrożyć nowy system ETS do budownictwa oraz transportu drogowego, to powinna zapewnić wydatkowanie tych środków na działania pro-klimatyczne oraz związane z transformacją energetyczną. Brak pełnego powiązania środków z ETS oraz działań wspierających ochronę środowiska sprawia, że powyższa opłata zamiast być efektywnym narzędziem stymulującym wdrażanie technologii ograniczających emisje CO₂ staje się daniną na ogólne wydatki budżetowe.

Najbardziej dotkliwe konsekwencje rozszerzenia systemu ETS poniosą osoby wykluczone. Biorąc pod uwagę podstawowy charakter takich dóbr jak mieszkalnictwo czy transport, należy się spodziewać dalszego wzrastania rozwarstwienia społecznego w UE. Na podstawie przywołanych danych dotyczących efektywności energetycznej oraz ubóstwa energetycznego należy zauważyć, że poziom wyjściowy w kierunku transformacji energetycznej różni się w poszczególnych krajach członkowskich. Region Europy Środkowo-Wschodniej, a w tym Polska, są mniej zaawansowane w postępach klimatycznych. Zatem ograniczanie uprawnień do emisji w jednakowym stopniu na poziomie UE doprowadzi w regionie CEE do jeszcze większego zubożenia niż miałoby to miejsce w innych regionach Unii.

Biorąc pod uwagę powyższe należy stwierdzić, że propozycja rewizji wprowadzająca rozszerzony system ETS na transport lotniczy i morski oraz nowy system ETS na budownictwo oraz transport drogowy, może ograniczyć przemiany europejskich gospodarek oraz doprowadzić do obniżenia komfortu życia obywateli. Uważamy, że UE może stać się ofiarą własnych ambicji w zakresie polityki klimatycznej, które będą miały niekorzystne konsekwencje dla gospodarki.[18]

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców rekomenduje wdrożenie bodźców rozwojowych, które pomogą realnie ograniczyć emisje gazów cieplarnianych oraz ułatwią przeprowadzenie transformacji energetycznej. Nie zgadzamy się z działaniami, które mogą obniżyć poziom życia obywateli lub zwiększyć poziom ubóstwa gospodarstw domowych. Podstawowym założeniem jest reforma systemu ETS, który będzie w pozytywny sposób napędzać innowacje oraz proces inwestycyjny w zielone i niskoemisyjne źródła energii. Zamiast wprowadzania opłat obniżających możliwości inwestycyjne przedsiębiorstw, proponujemy oparcie polityki klimatycznej UE o zachęty dla przedsiębiorców i gospodarstw domowych do modernizacji.

UNIJNA TAKSONOMIA

Taksonomia Unii Europejskiej to pakiet zasad, które stanowią zielony system klasyfikacji. Reguły te pozwalają na ocenę rodzajów działalności gospodarczej na potrzeby inwestycyjne. Ocena ta odbywa się na podstawie zakwalifikowania działalności gospodarczej jako „zrównoważonej środowiskowo” w oparciu o jej pro-ekologiczny charakter. Aby inwestycja mogła spełniać kryteria pro-ekologiczności musi się przyczyniać do realizacji przynajmniej jednego z celów wyznaczonych w zakresie ochrony klimatu i środowiska oraz nie wyrządzać szkody w innym celu (w najbliższej przyszłości planowane jest dalsze zwiększanie tych wymogów). Tak przyporządkowane przedsięwzięcie może być finansowane w ramach planu inwestycyjnego na rzecz Europejskiego Zielonego Ładu.

Techniczne kryteria przesiewowe taksonomii zostały na chwilę obecną określone przez Komisję Europejską w jednym akcie delegowanym. Celem taksonomii jest zachęcanie uczestników rynku do podejmowania decyzji inwestycyjnych w kierunku transformacji klimatycznej i środowiskowej. Taksonomia UE ma na celu wspieranie przedsiębiorstw w zorientowaniu działań gospodarczych na rozwój zrównoważony, jednak nie wprowadza obowiązków określonego działania.

Szerokie dyskusje wywołało rozpoczęcie przez Komisję Europejską konsultacji uzupełniającego aktu delegowanego w sprawie niektórych rodzajów działalności związanych z energią jądrową i gazem ziemnym.[19] Konsultacje odbywały się wraz z grupą ekspertów z Platformy ds. zrównoważonego finansowania oraz ekspertami z państw członkowskich. Propozycja uznania energii atomowej oraz gazu ziemnego za zrównoważone źródła energii odbiła się szerokim echem oraz doprowadziłado intensywnej debaty w Unii Europejskiej.

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców wielokrotnie stał na stanowisku, że dla państw o wysokim udziale węgla w miksie energetycznym nie jest możliwe szybkie odejście od spalania stałych paliw kopalnych bez udziału energii jądrowej i niskoemisyjnego gazu ziemnego – jako paliwa przejściowego. Przy tak silnie uzależnionym od węgla systemie energetycznym jak w Polsce, odejście od węgla jest wyzwaniem na dekady. Polski Instytut Ekonomiczny podaje, że w 2030 roku udział węgla w polskim miksie energetycznym ma spaść z obecnych ok. 70 procent do 56 procent.[20] Pokazuje to jak czasochłonnym procesem jest transformacja energetyczna. Z tego powodu ZPP z entuzjazmem przyjęło decyzję Komisji o uznaniu energii jądrowej oraz gazu za zrównoważone źródła energii w pojęciu unijnej taksonomii.

1. Debata na temat taksonomii UE

Podstawą dla współczesnej europejskiej debaty o działaniach pro-klimatycznych było ogłoszenie 11 grudnia 2019 roku przez Komisję projektu Europejskiego Zielonego Ładu. Projekt unijnej taksonomii został ustalony w ramach politycznego porozumienia międzyinstytucjonalnego, osiągniętego 17 grudnia 2019 roku.[21] Rozporządzenie weszło w życie 12 lipca 2020 roku.

Komisja Europejska powołała Platformę Zrównoważonego Finansowania („Platform on Sustainable Finance”) w celu ukształtowania dialogu oraz współpracy z zainteresowanymi stronami sektora publicznego i prywatnego, aby osiągnąć cele klimatyczne Unii Europejskiej. Platforma skupia ekspertów z ośrodków akademickich, organizacje pozarządowe oraz przemysł. Mają oni wspierać Komisję w rozwijaniu lepszych, zrównoważonych polityk finansowych i ustalaniu technicznych kryteriów selekcji. Organ doradczy składa się z 57 członków oraz 11 obserwatorów, którzy w sześciu podgrupach opracowują raporty oraz rekomendacje w zakresie podejmowanych działań. Podstawą prawną dla utworzenia platformy jest artykuł 20 rozporządzenia o taksonomii UE.

Pierwszy akt delegowany w sprawie unijnej taksonomii został opublikowany 9 grudnia 2021 roku.[22] Rozporządzenie ustanawia techniczne kryteria kwalifikacji w celu określenia warunków, na jakich działalność gospodarczą identyfikuje się jako mającą znaczny wkład w klimat, łagodzenie zmian lub przystosowanie się do zmiany klimatu. Kluczowe jest też ustalenie, czy ta działalność gospodarcza nie powoduje znaczącej szkody dla któregokolwiek z pozostałych celów środowiskowych. Platforma Zrównoważonego Finansowania uznała siebie za niewłaściwą kompetencyjnie do decydowania
o atomie jako zrównoważonym źródle energii.

Następstwem tego stanowiska było wydanie przez Komisję kolejnego aktu delegowanego, który stanowił w przedmiocie energii jądrowej oraz gazu ziemnego. Działania Komisji zostały zapowiedziane w wywiadzie udzielonym przez Komisarza ds. rynku wewnętrznego Thierry’ego Bretona, który w telewizji Bloomberg stwierdził, że transformacja energetyczna nie może się obyć bez energii atomowej.

Platforma Zrównoważonego Finansowania wydała w reakcji na działania Komisji odpowiedź do uzupełniającego aktu delegowanego w dniu 21 stycznia 2021 roku.[23] W swoim stanowisku negatywnie ocenia zakwalifikowanie energii jądrowej oraz gazu ziemnego jako źródeł energii zrównoważonej zgodnie z unijną taksonomią. Platforma zarzuciła Komisji rozmywanie celów klimatycznych poprzez uznanie tych źródeł energii za zielone. Stanowisko to stoi w sprzeczności
z wcześniejszym uznaniem Platformy przez samą siebie za niewłaściwą do decydowania w przedmiocie uznania atomu za zieloną energię.

Finalnie, Komisja Europejska 2 lutego 2022 r. przedstawiła projekt uzupełniający aktu delegowanego w zakresie energetyki gazowej oraz jądrowej i przyjęła go 9 marca 2022 r. Dostrzegła ona tym samym ich znaczącą rolę jako technologii przejściowych na drodze do neutralności klimatycznej UE do 2050 roku. W reakcji na to działanie Komisji część państw wyraziła swój sprzeciw. Największymi przeciwnikami włączenia atomu i gazu zienego do taksonomii UE były Austria i Luksemburg, które zapowiedziały pozwanie KE do Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej.

14 czerwca br. połączone komisje parlamentu europejskiego – do spraw środowiska (ENVI) oraz przemysłu, badań, nauki i energii (ITRE) – zgłosiły sprzeciw wobec traktowania gazu i atomu jako zrównoważonych w ramach taksonomii zielonych finansów. 6 lipca PE rozstrzygnie tę kwestię, przesądzając tym samym o kierunku rozwoju źródeł wytwórczych w Europie. Plenum parlamentu może wyrazić sprzeciw, jeżeli większość (tj. 353) posłów podczas posiedzenia plenarnego zagłosuje za wykluczeniem tych dwóch paliw z taksonomii.

2. Uznanie gazu i atomu za spełniające warunki taksonomii jest kluczowe dla Polski

Decyzja Komisji Europejskiej o uznaniu gazu ziemnego oraz energii jądrowej za źródła zrównoważone w rozumieniu taksonomii unijnej jest bardzo korzystna dla państw o wysokim udziale paliw kopalnych w miksie energetycznym, szczególnie dla Polski.

Należy zacząć od faktu, że energetyka jądrowa jest ekologicznym źródłem energii. Emisja gazów cieplarnianych jest w tym względzie na minimalnym poziomie (porównywalnym z odnawialnymi źródłami energii) a instalacja nie ingeruje w środowisko naturalne tak jak np. wielkopowierzchniowe farmy solarne czy wiatrowe. Zapewnia ona dużą podaż stałej energii co jest korzystne w połączeniu z OZE, które cechują się zmiennością podaży energii w zależności od warunków atmosferycznych. Dywersyfikacja źródeł energii jest korzystna z perspektywy bezpieczeństwa energetycznego państwa, albowiem gwarantuje ciągłość dostaw energii w przypadku niewydolności jednego z nich.

Nowoczesne elektrownie jądrowe cechuje wysoki poziom bezpieczeństwa, nie stanowią więc one zagrożenia ekologicznego dla ludności mieszkającej w sąsiedztwie elektrowni, w takim stopniu w jakim było to historycznie. Energia z atomu jest wspierana przez część organizacji działających na rzecz ochrony środowiska. Grupa 46 organizacji pozarządowych działających na rzecz klimatu wysłała list do przewodniczącej Komisji Ursuli von der Leyen wzywając do uwzględnienia energii jądrowej w unijnej taksonomii. W liście z 27 marca 2021 roku zwracają one uwagę, że nieuwzględnienie atomu w transformacji energetycznej może wiązać się z mniejszą redukcją emisji gazów cieplarnianych.[24]

Co więcej, inwestycja w instalację atomową, choć jest procesem czasochłonnym, ma wysoką stopę zwrotu. Początkowe bardzo wysokie koszty są następnie równoważone przez dziesiątki lat użytkowania elektrowni, generującej niewygórowane koszty stałe. Posiadanie rozwiniętej infrastruktury jądrowej ma też znaczenie geopolityczne. Niezależne od importu paliw kopalnych, własne źródła energii polepszają sytuację negocjacyjną z krajami trzecimi. Zależność ta jest szczególnie istotna wobec przyszłych relacji z Federacją Rosyjską i negocjacji w przyszłości dostaw gazu z kierunków wszelkich.

Biorąc pod uwagę ogromną zależność Polski od węgla, budowa małych modułowych elektrowni atomowych (SMR) jest najszybszym możliwym sposobem racjonalnej dekarbonizacji w naszym kraju, w tym dekarbonizacji polskiego przemysłu. Budowa reaktorów SMR znalazła się w planach polskiego przemysłu i może stanowić niskoemisyjne uzupełnienie miksu energetycznego razem z planowanymi do oddania w latach 30. i 40. wielkoskalowymi blokami jądrowymi, budowanymi przez państwo polskie. Elektrownie modułowe mogą również służyć do zaspokajania potrzeb własnych na energię elektryczną i ciepło procesowe przez polski przemysł oraz jako źródło ciepła sieciowego. Dlatego powinniśmy zabiegać o maksymalne wydłużenie czasowe uznania energii jądrowej za zrównoważone źródło energii w unijnej taksonomii. Obecny okres finansowania jest szacowany przez Komisję na 20 lat co może okazać się okresem niewystarczającym, wobec konieczności budowy przez Polskę od podstaw instalacji atomowych.

Równolegle Polska powinna ułożyć realny plan wygaszania nieefektywnych bloków węglowych, których dalsza eksploatacja będzie się wiązać z dużym kosztami dla obywateli. Optymalnym rozwiązaniem wydawało się dotychczas włączenie gazu ziemnego jako paliwa pomostowego, które pozwoliłoby ograniczyć zużycie węgla, a jednocześnie zapewniłoby bezpieczeństwo energetyczne. Zagadnienie to w związku z wojną na Ukrainie wyraźnie się skomplikowało, niemniej Polska posiada kompletną infrastrukturą gazową i od lat dywersyfikuje źródła dostaw, przez co krajowe zasoby gazu mają potencjał do wzrostów w najbliższych latach. Z kolei rynek uprawnień do emisji CO₂ cechuje się niestabilnością i w ostatnim czasie znacząco obciąża ceny. Dalsze spalanie węgla, w dotychczasowych (lub nawet większych) ilościach, będzie wiązało się ze zwiększonymi kosztami dla odbiorców przemysłowych i konsumentów oraz zmniejszeniem środków, które mogłyby zostać wydatkowane na rozwój alternatywnych źródeł energii. Koszt wydobycia węgla w Polsce stale rośnie, globalny kurs ARA silnie wzrósł w ostatnim czasie, a od sierpnia br. na rosyjski węgiel będziemy już mieli embargo. Najzasobniejsze złoża węgla w Polsce są już w dużej mierze wyeksploatowane co oznacza, że wydobycie tego surowca staje się coraz droższe a sam kruszec posiada niższą wydajność energetyczną. I choć w obliczu konieczności zagwarantowania Polsce bezpieczeństwa energetycznego zrozumiałe jest czasowe, zwiększone zaangażowanie energetyki konwencjonalnej, tak polskiemu przemysłowi węglowemu niezwykle trudno jest konkurować z surowcem importowanym z krajów, w których koszt pracowniczy jest niższy, ale gdzie przede wszystkim dostępność pokładów węgla jest lepsza lub jego zasoby większe i bardziej kaloryczne. Istnieją naturalnie wyjątki, rentowne krajowe kopalnie zwiększają nasze bezpieczeństwo. Nie oznacza to jednak, że w obliczu wojny na Ukrainie możemy porzucić zagadnienia transformacyjne na rzecz zachowania status qvo przemysłu węglowego.

Ograniczanie spalania węgla na rzecz alternatywnych źródeł energii powinno być procesem stałym i nieodwracalnym. Wielkość polskiej gospodarki oraz stadium rozwoju technologii odnawialnych źródeł energii powoduje, że całkowite przejście energetyki na OZE musi być rozłożone na dekady. W związku z powyższym oraz mimo wszystko wieloletnim procesem inwestycyjnym w energię jądrową, konieczne wydaje się równoczesne zastosowanie gazu, jako dostępnego dla Polaków źródła energii. Spalanie gazu uwalnia mniejsze ilości gazów cieplarnianych do atmosfery niż spalanie węgla co będzie skutkowało spadkiem opłat za uprawnienia do emisji CO_2,  przerzucanych w cenach na konsumentów. Co więcej, jak już wspomniano, Polska posiada coraz większe możliwości w zakresie dywersyfikacji źródeł importowanego gazu, co sprawia, że może z większą swobodą kreować swoją politykę gazową oraz skutecznie negocjować ceny. Dużą rolę w tym procesie będą miały inwestycje w infrastrukturę przesyłową, z których niektóre są już obecnie na finiszu (Baltic Pipe, kolejne interkonektory, rozbudowa terminalu importowego LNG w Świnoujściu, terminal FSRU w Gdańsku).

Polska znajduje się dopiero na początku procesu transformacji energetycznej, dlatego musimy wypracować własną drogę pozwalającą uwzględnić zarówno ambitne cele klimatyczne Unii Europejskiej jak i ochronę dla rodzimych konsumentów oraz przedsiębiorstw przed brakami dostępu do energii lub wysoki cenami. Polska strategia zmian w sektorze energetycznym powinna uwzględniać obecną sytuację infrastrukturalną oraz specyfikę gospodarki.

Utrzymanie gazu zienego i atomu w unijnej taksonomii jest działaniem wychodzącym naprzeciw potrzebom polskiej transformacji energetycznej oraz czyni realnym osiągnięcie ambitnych celów klimatycznych założonych w Europejskim Zielonym Ładzie. Należy zaznaczyć, że głosy będące
w opozycji do uwzględnienia gazu ziemnego oraz energii jądrowej w ramach unijnej taksonomii są w dużej mierze oparte na obecnych interesach politycznych i ekonomicznych krajów członkowskich. Dlatego rozszerzenie katalogu zrównoważonych źródeł energii w taksonomii UE należy uznać za działania racjonalne
oraz z korzyścią dla realizacji polityki klimatycznej.

REWIZJA DYREKTYWY W SPRAWIE EFEKTYWNOŚCI ENERGETYCZNEJ

Efektywność energetyczna polega na działaniach zmierzających do zmniejszenia popytu na energię, która jest potrzebna do wytworzenia określonych produktów i usług. Poprawa efektywności energetycznej jest najczęściej uzyskiwana dzięki zastosowaniu wydajniejszych technologii, wprowadzeniu zmian lub usprawnień w obiekcie, urządzeniu lub instalacji, w wyniku czego obniżone zostają koszty eksploatacyjne oraz zostaje zmniejszone zużycie energii pierwotnej. Co do zasady, efektywność energetyczna jest najtańszym (najefektywniejszym kosztowo) sposobem wspierania zaspokojenia zapotrzebowania na energię elektryczną i cieplną[25]

Efektywność energetyczna jest jednym z kluczowych elementów dążenia do neutralności klimatycznej przez kraje Wspólnoty. Zgodnie ze sformułowaną w 2018 r. w unijnej polityce klimatycznej zasadą: „Energy Efficiency First”, efektywność energetyczna powinna być traktowana jako samodzielne źródło energii – na równi z technologią węglową, gazową, jądrową oraz odnawialnymi źródłami energii. Wobec znaczącej roli, jaką pełni efektywność energetyczna w unijnej strategii, regulacje z tego obszaru zostały sformułowane już w 2012 roku w Dyrektywie w sprawie efektywności energetycznej (zwanej także: „dyrektywą EED”).[26]

W grudniu 2018 r. w dyrektywie EED dokonano rewizji w ramach pakietu „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków”. Najważniejszą zmianą, jaka została dokonana wspomnianą nowelizacją z 2018 było ustanowienie nowego, głównego celu UE zakładającego zwiększenie efektywności energetycznej
o co najmniej 32,5 % do 2030 r. (w porównaniu z prognozowanym zużyciem energii w 2030 r.).

Przedstawiony w lipcu 2021 roku przez Komisję Europejską pakiet propozycji legislacyjnych Fit for 55 przewiduje kolejną rewizję wspomnianej dyrektywy, znacząco zaostrzając – już obecnie wyśrubowane cele klimatyczne, które mają pomóc w dążeniu do osiągnięcia zeroemisyjności przez Europę do roku 2050. Tym samym, nowy unijny cel w zakresie efektywności energetycznej przewiduje redukcję zużycia energii o 9% w 2030 r. w porównaniu do 2020 r.

Energia końcowa

To energia dostarczona do odbiorcy końcowego (np. gospodarstwa domowego, przedsiębiorstwa lub instytucji publicznej) w celu zagwarantowania odpowiedniej temperatury pomieszczeń. Wskaźnik energii końcowej nie obejmuje strat wynikających z przetwarzania oraz dystrybucji nośników energii przez system energetyczny.

Energia pierwotna

To suma energii końcowej oraz nakładów poniesionych przez sektor energetyczny w celu skutecznego dostarczenia energii do odbiorcy użytkownika końcowego. Do obliczenia wskaźnika energii pierwotnej wliczane są koszty wydobycia i transportu surowca energetycznego oraz wytworzenia z niego energii, a także straty związane z przesyłem energii, które wynikają
z nieefektywności sieci elektroenergetycznych.[27]

Zgodnie z treścią dyrektywy EED, efektywność energetyczna jest kluczowym obszarem działania, bez którego nie będzie możliwa pełna dekarbonizacja gospodarki Unii. Z tego też powodu, element efektywności energetycznej powinien być uwzględniany we wszystkich sektorach, wykraczając poza sam system energetyczny. Z racji, że dokument wyraźnie podkreśla potrzebę podjęcia ponadbranżowego wysiłku w tym zakresie, UE wskazuje kilka kluczowych sektorów, które mają szczególny potencjał do redukcji zużycia energii. Chodzi przede wszystkim o sektory:

• transportu – gdyż odpowiada on za ponad 30 % zużycia energii końcowej
• budownictwa – z uwagi na fakt, iż 75% zasobów budowlanych w Unii charakteryzuje się niską charakterystyką energetyczną
• technologii informacyjno-komunikacyjnych (ICT) – ośrodki przetwarzania danych rokrocznie znacząco zwiększają zapotrzebowanie na energię elektryczną
• administracji publicznej – sektor ten odpowiada za 5 – 10% całkowitego zużycia energii końcowej w Unii
• gospodarstw domowych – które odpowiadają za około 25% całkowitego zużycia energii końcowej w Unii

Poza szczegółowym określeniem celów redukcyjnych, dyrektywa EED podkreśla znaczenie realizacji strategii klimatycznych sformułowanych przez Komisję Europejską w ramach Europejskiego Zielonego Ładu. W kontekście efektywności energetycznej, najważniejszymi koncepcjami pozostają:

• Strategia na rzecz „fali renowacji” [28]
• Strategia dotycząca integracji systemu energetycznego [29]

1. Fala renowacji

Budynki w Unii Europejskiej są odpowiedzialne za zużycie 40% energii oraz 36% emisji gazów cieplarnianych związanych z energią. UE szacuje, że 85–95% dzisiejszych budynków będzie nadal stało w 2050 r.

Wobec powyższych wyzwań, celem zaprojektowanej przez Komisję strategii jest co najmniej podwojenie rocznego wskaźnika renowacji energetycznej budynków mieszkalnych i niemieszkalnych do 2030 r. oraz wspieranie gruntownych renowacji energetycznych. Tym samym, mobilizacja
sił na wszystkich szczeblach na rzecz osiągnięcia tych celów ma doprowadzić do renowacji 35 mln obiektów do 2030 r.

Realizacja tej strategii ma zmniejszyć emisyjność budynków o 60% oraz zredukować końcowe zużycie energii o 14%. Szeroko zakrojona akcja renowacji budynków ma objąć przede wszystkim obiekty o najgorszej charakterystyce energetycznej, a także budynki użyteczności publicznej, takie jak szkoły, szpitale i budynki administracyjne.

2.     Wpływ dyrektywy EED na gospodarkę UE

Osiągnięcie wyznaczonego przez Unię celu, jakim jest zmniejszenie w gospodarce zużycia energii finalnej o 36% będzie się wiązało z realizacją ambitnego projektu, który przyniesie doniosłe skutki ekonomiczne dla wszystkich państw członkowskich, w tym również dla Polski.

Należy przede wszystkim zauważyć, iż strategia klimatyczna UE stawia wszystkim państwom członkowskim tożsamy cel, bez uwzględnienia specyfiki regionalnej poszczególnych krajów Unii. Istotne jest, że każdy region Wspólnoty charakteryzuje się odmiennym stopniem rozwoju gospodarczego,
co bezpośrednio przekłada się na potencjał realizacji celów w zakresie transformacji energetycznej.

Polska jest jednym z krajów, którego sytuacja wyjściowa wyróżnia się na tle rozwiniętych państw zachodu. Przede wszystkim, polski rynek energetyczny jest w dużej mierze oparty na stałych paliwach kopalnych (węglu kamiennym i brunatnym). Znaczenie stałych paliw kopalnych jest szczególnie widoczne w sektorach wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, ponieważ około 70% energii elektrycznej i ciepła w Polsce jest wytwarzane z węgla kamiennego i brunatnego. Co więcej, 80% systemów ciepłowniczych w Polsce jest nieefektywnych i wymaga remontu oraz zmiany paliwa. Gospodarstwa domowe w Polsce zużywają 87% węgla zużywanego w całej UE do celów grzewczych.

Polska charakteryzuje się stosunkowo niskim poziomem efektywności energetycznej na tle pozostałych państw Unii. Dane przytoczone przez Bank PEKAO SA wskazują, że w 2018 r. w Polsce energia wydatkowana na cele grzewcze wynosiła ok. 170kWh/m², podczas gdy średnia dla całej Unii Europejskiej wynosiła 110kWh/m^{2 [30]}.

Transformacja energetyczna jest procesem, który wymaga kapitałochłonnych inwestycji w technologie i infrastrukturę o dużej wartości dla społeczeństwa, zwłaszcza, że cele klimatyczne należy pogodzić z koniecznością zapewnienia konsumentom przystępnych cen energii. Wobec powyższych wyzwań, niezbędne będzie wsparcie finansowe UE ukierunkowane na transformację energetyczną w państwach członkowskich, których system energetyczny pozostaje w dużym stopniu zależny od stałych paliw kopalnych.

Zgodnie z szacunkami, dodatkowe koszty do roku 2030 z tytułu niezbędnych inwestycji podnoszących efektywność energetyczną budynków mieszkalnych i niemieszkalnych mogą wynieść nawet 143,8 mld EUR.[31]

Wspomniana powyżej strategia na rzecz uruchomienia fali renowacji ma być niejako odpowiedzią Unii na skutki gospodarcze kryzysu związanego z pandemią COVID-19. Jak wskazują dane przytoczone przez Komisję, w porównaniu z rokiem 2019 aktywność w budownictwie spadła o 15,7%, a inwestycje w efektywność energetyczną w 2020 r. zmniejszyły się o 12%.

Z jednej strony, inwestowanie w budownictwo rzeczywiście może dać również istotny impuls dla ekosystemu budowlanego oraz szeroko pojętej gospodarki. Modernizacje są pracochłonne, tworzą miejsca pracy i inwestycje oparte często na lokalnych łańcuchach dostaw, a zatem mogą one generować popyt na energooszczędne i zasobooszczędne technologie oraz podnosić wartość nieruchomości w perspektywie długoterminowej. Wedle prognoz KE, szeroko zakrojona fala renowacji budynków w sektorze budowlanym mogłoby powstać dodatkowe 160 000 zielonych miejsc pracy.[32] Z uwagi na fakt, iż struktura rynku budowlanego w dużej mierze opiera się na małych i średnich przedsiębiorstwach, realizacja tejże strategii mogłaby przynieść wymierne korzyści najsłabiej rozwiniętym regionom, generując zlecenia dla lokalnych firm z branży budownictwa.

Z drugiej strony należy pamiętać, że prace renowacyjne są nie tylko pracochłonne, ale i wysoce kapitałochłonne. Skutkiem pandemii COVID-19 i następującego po niej odbicia gospodarczego są bardzo wyraźne wzrosty cen materiałów budowlanych i pozostałych urządzeń niezbędnych do efektywnej renowacji budynków. Na polskim przykładzie można zauważyć, iż wzrosty cen materiałów budowlanych znacznie przekraczają przeciętną inflację CPI, bowiem ceny w grudniu 2021 r. w stosunku do grudnia 2020 r. wzrosły średnio o 24%. Co więcej, grupy towarów, takie jak izolacje termiczne, instalacje, ogrzewanie, izolacje wodochronne, oświetlenie i elektryka wzrosły w tym czasie odpowiednio o 57%, 19%, 17% i 13%.[33] Tak znaczący wzrost cen rodzi uzasadnione pytania o docelową wielkość funduszy, jakie miałyby zostać przeznaczone przez Unię na projekt powszechnej fali renowacji.

3.     Dyrektywa EED a sprawiedliwa transformacja energetyczna

Prawodawcy unijni – poza określeniem szczegółowego celu klimatycznego – w dyrektywie EED przewidzieli szereg zmian które w dłuższym terminie mają przynieść wymierne korzyści w zakresie zmniejszonego zapotrzebowania na energię pierwotną. W krótszym jednak terminie, owe zmiany mogą przynieść znaczący problem z dostępnością energii dla takich państw, jak Polska.

Zaproponowana przez Komisję nowa definicja efektywnego systemu ciepłowniczego i chłodniczego będzie miała ogromny wpływ na systemy ciepłownicze, zwłaszcza te oparte na wysokosprawnej kogeneracji na gaz ziemny. Polska specyfika ciepłownictwa systemowego polega na tym, że aglomeracje miejskie objęte są wielkoskalowymi systemami ciepłowniczymi o dużych mocach produkcyjnych (tj. setki megawatów zamówionej mocy cieplnej). Z tego typu ogrzewania korzysta w Polsce blisko 6 mln gospodarstw domowych, z ogólnej liczby około 14 mln.

Wysokosprawna kogeneracja, oparta głównie na gazie ziemnym lub biomasie, potwierdziła się jako preferowana technologia ze względu na panujące w Polsce warunki pogodowe, wymagane parametry temperaturowe oraz wysokie moce systemów ciepłowniczych, których nie da się w pełni zastąpić niskotemperaturowymi źródłami odnawialnymi.

Pośrednie wprowadzenie przez Komisję Europejską do definicji systemów efektywnych proponowanego limitu bezpośredniej emisji CO₂ (dla jednostek wykorzystujących paliwa kopalne) niższego niż 270 g CO₂ na 1 kWh energii wyprodukowanej w wysokoprawnej  kogeneracji od wyznaczonego w dyrektywie terminu, czyli zgodnie z nową definicją już od 1 stycznia 2026 r. będzie dla polskiej energetyki krytycznym problemem. Specyfika dużych systemów ciepłowniczych, sprawia, że w większości przypadków osiągnięcie proponowanych w dyrektywie udziałów energii odnawialnej i ciepła odpadowego nie będzie w tak krótkiej perspektywie technicznie wykonalne. Co więcej, raczej nie jest możliwe zakończenie wszystkich trwających inwestycji transformacyjnych do końca 2025 r. Z kolei niespełnienie nowego kryterium może zagrozić możliwościom finansowania inwestycji, a co za tym idzie, zapewnieniu nieprzerwanych dostaw ciepła do odbiorców końcowych, w tym przemysłowych i wrażliwych, zagrożonych ubóstwem energetycznym.

Wobec powyższego, w przypadku istniejących systemów ciepłowniczych należałoby wprowadzić odpowiedni okres przejściowy na dostosowanie się do nowych wymagań, aby uniknąć nagłej utraty statusu efektywnych systemów. Dla Polski, posiadającej specyficzne systemy ciepłownicze  niezbędne pozostaje mimo wszystko uwzględnianie udziału wysokosprawnej kogeneracji po 2035 r. oraz przesunięcie wejścia w życie kryterium emisyjnego do najwcześniej 2030 r.  W tym czasie stale zwiększany powinien być udziałów ciepła odnawialnego i odpadowego w systemie ciepłowniczym.

4.     Efektywność energetyczna w kontekście bezpieczeństwa energetycznego UE

Niewątpliwym jest, że inwestowanie w pierwszej kolejności w poprawę efektywności energetycznej jest najbardziej opłacalną opcją niż bezpośrednie zastąpienie emisyjnej energii źródłami niskoemisyjnymi. Z tego też powodu, należy wykorzystać potencjał efektywności energetycznej w kontekście budowania bezpieczeństwa energetycznego całej Unii Europejskiej, bowiem mniejsze zapotrzebowanie na energię elektryczną przełoży się na uniezależnienie Wspólnoty od dostaw surowców pochodzących z Federacji Rosyjskiej.

W tym celu, należy zabezpieczyć na poziomie UE odpowiednią ilość środków, które pozwolą na realizację ambitnej strategii fali renowacji. Głębokie modernizacje budynków mogą stanowić najszybszy sposób na zmniejszenie popytu na energię w skali całej Wspólnoty, pozwalając tym samym na zmniejszenie zużycia paliw kopalnych, w tym w szczególności węgla kamiennego i brunatnego, który tak powszechnie jest wykorzystywany w polskich gospodarstwach domowych.

Do czasu uzyskania wyraźnych rezultatów, których źródłem będzie powszechna fala renowacji budynków, niewskazane wydaje się jednak ograniczanie inwestycji z obszaru energetyki konwencjonalnej, które w obecnej sytuacji stanowią o bezpieczeństwie energetycznym całej UE, zapewniając stabilność dostaw energii dla unijnego przemysłu i pozostałych odbiorców końcowych.

 PRZEWIDYWANY WPŁYW PAKIETU FIT FOR 55 NA RYNEK PRACY

Zaproponowany rok temu (w lipcu 2021 r.) przez Komisję Europejską pakiet Fit for 55 niesie ze sobą szereg istotnych konsekwencji dla całej Wspólnoty. Jest oczywistym, że pakiet Fit for 55 ma znaczenie nie tylko dla klimatu, ochrony środowiska czy polityki UE, ale także dla jej gospodarki. Jedną z najczęściej poruszanych kwestii w kontekście tak fundamentalnych reform, jest ich wpływ na zatrudnienie. Rynek pracy, poza oczywistą rolą jaką spełnia w gospodarce, ma także duże znaczenie polityczne. Żaden rząd nie chce, by to za jego kadencji nastąpił wzrost bezrobocia, albowiem bezpośrednio przekłada się ono na głosy w wyborach. A wiszące nad Europą widmo recesji gospodarczej dodatkowo grozi zwiększonymi ryzykami i obciążeniami dla rynku pracy.

Ogółem, analiza tak złożonych propozycji, jak te przedstawione w Fit for 55, wymaga budowy specjalistycznego, skomplikowanego modelu ekonometrycznego, DSGE lub agentowego. Komisja Europejska posiada do tych celów model równowagi ogólnej JRC GEM-3, przygotowany dla KE przez Uniwersytet w Atenach, Uniwersytet Katolicki w Leuwen oraz Uniwersytet Corvinusa w Budapeszcie. Model obejmuje 38 regionów oraz 31 sektorów i wykorzystywany jest do modelowania polityki energetycznej. KE wykorzystuje ponadto model E3ME Uniwersytetu w Cambridge oraz model EQUEST.

Ogółem, modele ww. kalibru wykorzystywane są głównie przez sektor rządowy lub duże firmy prywatne z uwagi na czas i koszty wymagane do ich stworzenia. Dla samej gospodarki polskiej, kointegracyjny model ekonometryczny o objętości stu kilkudziesięciu równań, to 2-3 lata pracy oraz wydatek rzędu kilkuset tysięcy złotych dla zespołu go opracowującego. Zmiany zaproponowane w Fit for 55 wymagają podobnej klasy modelu, tylko zeskalowanego do rozmiarów UE, z uwagi na powiązania między krajami oraz między gałęziami gospodarki unijnej.

Konsekwencje wprowadzenia pakietu Fit for 55 należy rozpatrywać w horyzoncie 20-30 letnim. W analizach ekonomicznych nie prognozuje się zwykle tak daleko w przód, standardowym horyzontem prognozy jest 4-16 kwartałów. Chociaż teoretycznie z każdego poprawnie zbudowanego modelu uzyskać można wyniki dowolnie daleko wybiegające w przyszłość, to żaden model nie jest w stanie uwzględnić czynników takich jak demografia i migracje (zwykle budowane są na to osobne modele, a rozkładem narodzin i zgonów zajmuje się statystyka aktuarialna), a przede wszystkim postęp technologiczny. W trakcie jednego pokolenia, w tak priorytetowych sektorach jak energetyka, transport i klimat, dysponujących dużymi zasobami finansowymi oraz zapleczem ludzkim, nastąpić może znaczna zmiana technologiczna. Chociaż samo pojawienie się innowacji modelować można przy wykorzystaniu procesu Poissona, to żaden model nie jest w stanie z rozsądnym prawdopodobieństwem przewidzieć jej wpływu na gospodarkę światową. Przykładem może być rozpowszechnienie się Internetu w ostatnich kilku dekadach. W energetyce dziś taką rolę zdaje się odgrywać zielony wodór, który wnieść ma przełom do tempa rozwoju OZE w Europie. Dziś jednak trudno z pełną odpowiedzialnością podać termin upowszechnienia się tej technologii – mówi się w tym wypadku o najbliższych 15-20 latach.

Niemożliwe jest także pełne zamodelowanie wpływu wszystkich elementów pakietu klimatycznego na pozycję gospodarki unijnej na rynku globalnym. Przykładowo, cło węglowe (CBAM) przypuszczalnie wywoła reakcję odwetową ze strony gospodarek nim dotkniętych i będzie stanowił poważne ograniczenie wolnego handlu. Sama zresztą dynamika wzrostu gospodarczego lub zatrudnienia zależy od wielu czynników, a wyodrębnienie stricte wpływu samego pakietu klimatycznego jest zadaniem w zasadzie nierealnym.

Mając powyższe na uwadze, przeprowadzenie precyzyjnej analizy wpływu pakietu Fit for 55 na zatrudnienie, w horyzoncie kilkudziesięciu lat jest niewykonalne. Wszelkiego rodzaju prognozy obarczone byłyby bowiem dyskwalifikującym błędem. Ekspercko, można jednak próbować ocenić wpływ pakietu na gospodarkę unijną, przy wykorzystaniu chociażby wyników zawartych w ocenie skutków regulacji do pakietu. Zaznaczyć należy, że nawet przy wykorzystaniu modelu JRC GEM-3, horyzont prognoz nie przekracza 2030 r.

Dość oczywistym wnioskiem płynącym tak z lektury propozycji w Fit for 55, jak i prognoz zawartych w Ocenie Skutków Regulacji (OSR), jest znacząca zmiana sektorowa w PKB. Promowane gałęzie rozwijać będą się szybciej i intensywniej, przyciągając tak przedsiębiorstwa, jak i kapitał, pracowników oraz technologię. Z drugiej strony, branże emisyjne będą powoli redukować aktywność i zatrudnienie. Prognozy KE zakładają, że łączny wpływ pakietu na gospodarkę będzie neutralny, zatem oczywistym wnioskiem powinien być neutralny wpływ na całość zatrudnienia. KE zakłada, że w przypadku rozdysponowania zysków z transformacji do gospodarstw domowych, efektem netto będzie utrata około 500 tys. miejsc pracy na poziomie całej UE. Wówczas, wpływ pakietu na zatrudnienie będzie delikatnie pozytywny, tj. doprowadzi do stworzenia około 100 tys. Nowych miejsc pracy na terenie UE. Ogółem, na podstawie wszystkich trzech ww. modeli wnioskować można, że pakiet Fit for 55 nie będzie miał większego wpływu na zatrudnienie w UE, aczkolwiek rozsądniejsze niż transfery socjalne będzie obniżenie klina podatkowego na pracę. Sektorowo, wyniki kształtują się następująco (zakładany cel redukcji o 55% – bo już dziś mówi się o zwiększeniu tego celu):

• Węgiel -50% względem wariantu bazowego, tj. utrata 65 tys. miejsc pracy w wyniku pakietu FF55;
• Gaz -11% względem wariantu bazowego, który nie uwzględniał wpływu wojny na Ukrainie
  – a więc niewykluczone, że ten efekt będzie większy;
• Transport powietrzny -3.7%, transport morski i lądowy delikatnie na minus;
• Przemysł metali ciężkich -4.1%.

Dalej, ocena skutków regulacji wykonana na podstawie JRC GEM-3 sugeruje, że negatywny wpływ
na zatrudnienie w niektórych sektorach będzie można zmniejszyć, jeżeli wprowadzi się dodatkowe, poza EU-ETS, podatki od węgla. W ramach zrównoważenia systemu, KE rozważa zmniejszenie klina podatkowego, co powinno pozytywnie wpłynąć na rynek pracy poprzez obniżenie kosztów pracodawcy. W razie wprowadzenia 40% celu redukcji emisji oraz rozszerzenia EU-ETS na wszystkie sektory, prognozowany jest nawet minimalny wzrost zatrudnienia na poziomie 0.2%. Jednocześnie, zgodnie z OSR, inwestycje w ramach Fit for 55 mogą wygenerować nawet 750 tys. miejsc pracy rocznie w promowanych sektorach. Ponadto, promocja elektromobilności może wygenerować 350-450 tys. miejsc pracy rocznie, z uwagi na ogólne pobudzenie gospodarki wynikające z mniejszych wydatków na import ropy naftowej.

Podsumowując, ocena skutków regulacji wskazuje, że wpływ Fit for 55 na zatrudnienie jest neutralny globalnie, a w przypadku obniżenia klina podatkowego, może być nawet lekko pozytywny. Po pierwsze jednak terytorium UE jest bardzo zróżnicowane pod względem stanu wyjściowego, po drugie podkreślany jest jednak skrajnie negatywny wpływ na sektor wydobywczy (co będzie problematyczne dla Polski w szczególności). Jednocześnie modele nie uwzględniają potencjalnych geopolitycznych reperkusji pakietu Fit for 55, wychodząc z założenia, że reakcja międzynarodowa (z poza UE) będzie neutralna. Na uwadze należy jednak mieć:

1. potencjalne cła odwetowe w reakcji na węglowy podatek graniczny. Chociaż założenie KE jest takie, że cło węglowe ma skłonić przedsiębiorstwa emitujące CO₂ (np. branżę stalową) do pozostania na terytorium Wspólnoty, efekt może być inny. Kraje spoza EU mogą wprowadzić cła na towary eksportowane przez EU, albo przenieść produkcję surowców do siebie, a następnie znacznie podnieść ceny transportów kierowanych do Unii. Jest to o tyle niebezpieczne, że branże emisyjne, jak np. przemysł metalurgiczny, są fundamentem dla wielu branż, a bez odpowiedniej bazy surowcowej niemożliwe jest wytwarzanie produktów o dużej wartości dodanej. W takiej sytuacji, produkować, nawet z wykorzystaniem gorszej technologii, będzie ten, kto posiada surowce. Wstrzymanie produkcji na kilka-kilkanaście lat wiąże się ponadto z utratą wykwalifikowanej kadry i know-how, co czyni szybki restart niemożliwym.
2. wzrost kosztu importu towarów w momencie rozszerzenia EU-ETS na transport morski, co zwiększy koszty produkcji zależnej od importu. Dotknięty będzie także import z Chin, zwłaszcza tzw. taniej elektroniki, która szturmem zdobyła Europę. Unijni producenci będą zmuszeni podnieść ceny albo zmniejszyć koszty, co w drugim przypadku może odbyć się kosztem pracowników lub po prostu nie być możliwe w aktualnych warunkach cenowych.
   A wzrost cen dalej napędzać będzie inflację, która z kolei osłabia siłę nabywczą społeczeństwa.

Dla Polski, w OSR Funduszu Sprawiedliwej Transformacji, wskazane jest, że głównie ucierpi sektor wydobycia węgla, w którym zatrudniona jest połowa górników w UE, tj. 78 tys. ludzi. Biorąc pod uwagę, że szacunki KE zakładają spadek zatrudnienia w górnictwie w UE do poziomu 65 tys. Ludzi,
nie pozostanie to bez wpływu na branże powiązane, bowiem w niektórych miejscowościach całe życie powiązane jest z kopalnią, a z pracy górników żyją sklepy, punkty usługowe, etc.

Mając powyższe na uwadze można oszacować wpływ pakietów klimatycznych na redukcję zatrudnienia w polskich regionach górniczych, wykorzystując macierz przepływów międzygałęziowych. Przyjmując, dla uproszczenia, że produktywność na każdego zatrudnionego w górnictwie węgla jest jednakowa, spadek zatrudnienia o 58% spowoduje 58% spadek produkcji, co przełoży się na zmniejszone zapotrzebowanie na wyroby branż powiązanych, wykorzystywane w sektorze górniczym. Na podstawie analizy danych GUS można ustalić, że zmniejszenie wydobycia w górnictwie przełoży
się na likwidację 50 tys. etatów z branż powiązanych i zredukuje ich produkcję (w pierwszym etapie zmian) o 4.3 mld zł.

Tabela 1: Wpływ ograniczania produkcji w sektorze górniczym związany z Fit for 55 na sektory powiązane.

Sektor gospodarki	Wpływ redukcji etatów w górnictwie na zatrudnienie	Wpływ redukcji etatów w górnictwie na produkcję (mln)
Rolnictwo, leśnictwo, łowiectwo i rybactwo	1065	21
Przetwórstwo przemysłowe	18326	1463
Wytwarzanie i zaopatrywanie w energię elektryczną, gaz, parę wodną i gorącą wodę	1965	921
Dostawa wody; gospodarowanie ściekami i odpadami; rekultywacja	1985	184
Budownictwo	3074	130
Handel; naprawa pojazdów samochodowych	2967	259
Transport i gospodarka magazynowa	5293	458
Zakwaterowanie i gastronomia	330	57
Informacja i komunikacja	789	99
Działalność finansowa i ubezpieczeniowa	382	96
Obsługa rynku nieruchomości	11	8
Działalność profesjonalna, naukowa i techniczna	9184	244
Administrowanie i działalność wspierająca	3902	253
Administracja publiczna i obrona  narodowa;  obowiązkowe zabezpieczenia społeczne	247	41
Edukacja	24	3
Opieka zdrowotna i pomoc społeczna	21	3
Działalność związana z kulturą, rozrywką i rekreacją	59	10
Pozostała działalność usługowa	469	57
Razem	50092	4308

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych GUS i szacunków KE.

Jednocześnie pracowników zwolnionych z sektora górniczego będzie trzeba zagospodarować w obrębie innych dziedzin. Należy mieć przy tym na uwadze, że górnicy są przyzwyczajeni do określonego charakteru pracy, zatem proponowanie im przekwalifikowania na pracę np. programisty najczęściej będzie nieefektywne. Bez programu transferu pracowników do branż perspektywicznych, ale i spójnych z dotychczasowym doświadczeniem i kompetencjami przedstawicieli branży górniczej jest kluczowym elementem planowanej w tym sektorze transformacji.

Mieć na uwadze należy także, że Fit for 55 przypuszczalnie spowoduje spadek zatrudnienia w branży automoto, która w Polsce nie produkuje gotowych pojazdów, a jest dostawcą części. Komponentów mechanicznych w silnikach spalinowych jest znacznie więcej niż w elektrycznych (np. wielobiegowe skrzynie, czy układy smarowania), zatem mimo inwestycji np. w fabryki baterii, spora część sektora może ulec obumarciu.

Do analizy potencjału w poszczególnych regionach górniczych (Śląskie, Dolnośląskie, Wielkopolskie, Małopolskie, Łódzkie, Lubelskie) wykorzystano analizę przesuniecia shift-share, która dekomponuje wzrost w danej lokalizacji i w danej branży na część ogólnego wzrostu gospodarczego na całym terytorium, część globalnego wzrostu sektorowego, a pozostała część, niewyjaśniona dwiema powyższymi stanowi efekt lokalny, czyli lokalne uwarunkowania rozwoju danej branży. Wykorzystano dane z Banku Danych Lokalnych GUS, dotyczące wyników finansowych przedsiębiorstw. Porównywane są wyniki finansowe brutto za lata 2012 i 2020. Rok 2012 został wybrany jako rok, kiedy nastąpiło już odbicie po kryzysie finansowym roku 2008, natomiast ostatnie dostępne dane są za 2020 r. Ponadto, dziewięcioletni szereg czasowy daje pewną gwarancję, że zaobserwowane zmiany nie wynikają wyłącznie z czynników losowych. Poszczególne branże objęte analizą przedstawione są poniżej. Wartości procentowe współczynników lokalnych przedstawia poniższa tabela. Skróty oznaczają, odpowiednio:

GiW – Górnictwo i Wydobywanie

PP – przetwórstwo przemysłowe

WiZEE – Wytwarzanie i zaopatrywanie w energię elektryczną, gaz, parę wodną, gorącą wodę i powietrze do układów klimatyzacyjnych

DWGŚ – Dostawa wody; gospodarowanie ściekami i odpadami oraz działalność związana z rekultywacją

B – Budownictwo

HHNP – Handel hurtowy i detaliczny; naprawa pojazdów samochodowych, włączając motocykle

TGM – Transport i gospodarka magazynowa

DZG – Działalność związana z zakwaterowaniem i usługami gastronomicznymi

IiK – Informacja i Komunikacja

DORN – Działalność związana z obsługą rynku nieruchomości

DPNT – Działalność profesjonalna, naukowa i techniczna

DAW – Działalność w zakresie usług administrowania i działalność wspierająca

OZW – Opieka zdrowotna i pomoc społeczna

 

Tabela 2 Wartość współczynników lokalnych dla poszczególnych gałęzi przemysłu

	GiW	PP	WiZEE	DWGŚ	B	HHNP	TGM	DZG	IiK	DORN	DPNT	DAW	OZW
DOLNOŚLĄSKIE	0%	-57%	-97%	-90%	3116%	-152%	-33%	-155%	3337%	190%	-156%	48%	-229%
KUJAWSKO-POMORSKIE	0%	95%	-74%	12%	6153%	-55%	-84%	-41%	-161%	-56%	-172%	-92%	467%
LUBELSKIE	0%	38%	0%	-70%	4515%	-4148%	-62%	542%	93%	-84%	-263%	843%	108%
LUBUSKIE	0%	52%	0%	84%	669%	228%	394%	60%	-94%	-50%	0%	0%	0%
ŁÓDZKIE	521%	51%	0%	490%	3428%	-47%	7778%	-611%	-207%	-19%	-218%	79%	-252%
MAŁOPOLSKIE	423%	14%	47%	84%	4222%	20%	163%	-39%	480%	-79%	-237%	639%	532%
MAZOWIECKIE	1102%	-22%	128%	-19%	4127%	-3%	-135%	18%	-44%	24%	-72%	-19%	-1706%
OPOLSKIE	-4771%	27%	-11%	-29%	3130%	15%	-6760%	0%	0%	-101%	-293%	0%	0%
PODKARPACKIE	312%	50%	0%	14%	3469%	-19%	670%	47%	0%	-33%	-376%	139%	-55%
PODLASKIE	312%	432%	-33%	-87%	3970%	126%	-57%	260%	-19%	-31%	0%	-64%	0%
POMORSKIE	0%	-51%	-52%	-140%	3515%	172%	176%	61%	-21%	-28%	-588%	-149%	-1807%
ŚLĄSKIE	3%	-49%	-178%	-32%	3211%	1%	-1002%	51%	-13%	-48%	-170%	-95%	-183%
ŚWIĘTOKRZYSKIE	400%	57%	0%	-184%	3535%	0%	319%	0%	-58%	956%	-293%	-26%	-253%
WARMIŃSKO-MAZURSKIE	312%	27%	-18247%	173%	3592%	158%	2133%	114%	-58%	-37%	0%	-610%	-1620%
WIELKOPOLSKIE	412%	17%	-115%	131%	3179%	-15%	227%	135%	-1056%	-68%	-299%	31%	-276%
ZACHODNIOPOMORSKIE	420%	27%	754%	-21%	3567%	43%	70%	187%	1160%	213%	-183%	-15%	-441%

 

Źródło: opracowanie własne

We wszystkich analizowanych województwach, dobre efekty lokalne przedsiębiorstwa uzyskały w budownictwie, co jednakże jest wynikiem ostatniej hossy na rynku mieszkań oraz związanego z tym wzrostu ich cen. Obecnie już powoli mówi się o stagflacji w tej branży.. Niemniej jednak, wielu górników może szukać pracy właśnie przy wykończeniach mieszkań jako freelancerzy, na co zwłaszcza duże miasta wykazują znaczny popyt. Jednocześnie łódzkie wykazuje ogromny skok w obszarze transportu i gospodarki magazynowej, co nie dziwi, biorąc pod uwagę centralne położenie regionu i stosunkowo tanie grunty. Ciekawa jest także perspektywa, zwłaszcza dla osób zatrudnionych w górniczej administracji na terenach województw lubelskiego i małopolskiego, przejścia do działalności administracyjnej i wspierającej.

O ile więc w ujęciu ogólnoeuropejskim wpływ pakietu Fit for 55 na rynek pracy może być zrównoważony, tak w Polsce z pewnością będziemy mieli do czynienia ze znacznymi kosztami społecznymi, które wymagają dedykowanego programu do obsługi zmian, które w najbliższych latach prze nami.

PODSUMOWANIE

W opinii Związku Przedsiębiorców i Pracodawców głównym założeniem Europejskiego Systemu Handlu Emisjami jest ograniczenie emisji gazów cieplarniach, a zatem ochrona środowiska przed zmianami klimatycznymi. Propozycja rewizji mechanizmu ETS jest częścią pakietu regulacji Fit for 55, który wpisuje się w większą strategię polityczną UE, czyli w Europejski Zielony Ład. Co wynika z powyższych rozważań, system ETS jest narzędziem niedoskonałym i nie realizuje on w pełni założonych celów. Od dawna uważamy, że powinien on zostać wpierw zmodyfikowany, aby mógł skutecznie realizować wizje transformacji energetycznej założone w Europejskim Zielonym Ładzie.

System ETS, w obecnym porządku prawnym UE, jest obarczony poważnymi wadami, które mogą skutkować niekorzystnymi konsekwencjami dla państw członkowskich. Po pierwsze, wymusza on ograniczenie emisji dwutlenku węgla w sektorach transportu, które nie posiadają aktualnie realnych alternatyw dla ich funkcjonowania. Po drugie, mechanizm ETS nie zgadza się z ideą wolnego rynku, ponieważ sztucznie ingeruje w podaż uprawnień do emisji. Po trzecie, ceny uprawnień ulegają nieustannym zmianom co wpływa na niestabilność systemu. Tak skonstruowany mechanizm ulega spekulacjom cenowym, czym zaburza funkcjonowanie przemysłu energochłonnego. Po czwarte, wydatkowanie środków z handlu uprawnieniami nie jest w pełni powiązane z celami na rzecz klimatu. Efektem jest zasilanie ogólnych budżetów państw członkowskich zamiast reinwestycja tych funduszy w działania proś-rodowiskowe.

Uznanie przez Komisję Europejską gazu ziemnego oraz energii jądrowej za źródła zrównoważone według unijnej taksonomii jest zdecydowanie korzystne dla Polski, jak I pozostałych państw w wysokim stopniu korzystających z energii węglowej. Uwzględnienie tych rodzajów energii jest konieczne dla efektywnej transformacji energetycznej. Transformacji, która uwzględnia uwarunkowania społeczne w Polsce oraz pozwala zbalansować koszt przeobrażeń w sektorze energii.

Dodatkowo niezbędne będzie wsparcie finansowe UE ukierunkowane na transformację energetyczną w państwach członkowskich, których system energetyczny pozostaje w dużym stopniu zależny od stałych paliw kopalnych. W przypadku istniejących w Polsce systemów ciepłowniczych należałoby wprowadzić odpowiedni okres przejściowy na dostosowanie się do nowych wymagań UE, aby uniknąć nagłej utraty statusu „systemu efektywnego”.

Musimy chronić nasz rynek pracy, aby nie ucierpiał w procesie transformacji energetycznej. Aktywna polityka zatrudnienia przy nowo powstających sektorach gospodarczych, skupionych wokół OZE lub działań modernizacyjnych w obrębie efektywności energetycznej jest konieczna aby uniknąć w Polsce wzrostu bezrobocia i ubożenia społeczeństwa.

W maju br. Komisja Europejska zaprezentowała szczegóły nowego planu REPowerEU, który ma przyspieszyć dekarbonizację Unii Europejskiej i szybko zmniejszyć zależność Wspólnoty od importu rosyjskich surowców energetycznych. Plan oparto na trzech filarach – przyspieszeniu poprawy efektywności energetycznej, dywersyfikacji kierunków importu surowców energetycznych, oraz zintensyfikowaniu inwestycji w odnawialne źródła energii. I choć w obliczu agresji na Ukrainę oraz polityki surowcowej Federacji Rosyjskiej w pełni zrozumiałe jest podejmowanie kroków na rzecz ochrony Unii Europejskiej przed zależnością od strategicznych dla niej zasobów energetycznych, tak – ponownie – założenia regulacji REPowerEU wymagać będą przeanalizowania ich długoterminowego wpływu na europejską gospodarkę – tak aby realizacja postanowień faktycznie mogła przyczynić się do budowania konkurencyjności i przewag Europy względem innych rejonów świata– a nie odwrotnie.

 

 

[1] https://ec.europa.eu/clima/eu-action/european-green-deal/delivering-european-green-deal/increasing-ambition-eu-emissions-trading_en

[2] https://ec.europa.eu/info/strategy/priorities-2019-2024/european-green-deal_en

[3] https://www.consilium.europa.eu/en/policies/green-deal/eu-plan-for-a-green-transition/

[4] https://www.politico.eu/article/poland-emission-trading-eu/

[5] https://ember-climate.org/data/carbon-price-viewer/

[6] https://www.europarl.europa.eu/cmsdata/233840/Extension-ETS-transport_background-paper_edited.pdf

[7] https://www.europarl.europa.eu/RegData/etudes/IDAN/2021/662927/IPOL_IDA(2021)662927_EN.pdf

[8] https://www2.deloitte.com/pl/pl/pages/zarzadzania-procesami-i-strategiczne/articles/pakiet-fit-for-55.html

[9] https://pie.net.pl/wp-content/uploads/2021/06/PIE-Raport_ETS.pdf

[10] https://pro.politico.eu/news/146092

[11] https://institutdelors.eu/en/publications/a-social-climate-fund/

[12] Ibidem.

[13] https://www.odyssee-mure.eu/publications/policy-brief/buildings-energy-efficiency-trends.html

[14] https://zpp.net.pl/wp-content/uploads/2021/09/16.09.2021-Raport-ZPP-Banki-cenowe-a-konkurencyjnosc-Polski-oraz-Unii-Europejskiej.pdf

oraz https://www.compasslexecon.com/wp-content/uploads/2022/04/Compass-Lexecon-Impact-of-financial-actors-in-the-EU-ETS-market-and-potential-mesures-to-stabilise-carbon-prices-A-policy-report-20220411.pdf

[15] https://ec.europa.eu/clima/eu-action/european-green-deal/delivering-european-green-deal/social-climate-fund_pl

[16] https://pie.net.pl/wp-content/uploads/2021/06/PIE-Raport_ETS.pdf

[17] https://www.wnp.pl/energetyka/wiceminister-klimatu-wplywy-z-ets-trafiaja-m-in-do-przemyslu-energochlonnego,532899.html

[18] https://bibliotekanauki.pl/articles/1841845

[19] https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/IP_22_2

[20] https://pie.net.pl/wp-content/uploads/2020/05/PIE-WP-MIX.pdf

[21] https://data.consilium.europa.eu/doc/document/ST-14970-2019-ADD-1/pl/pdf

[22] https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=OJ:L:2021:442:TOC

[23] https://ec.europa.eu/info/sites/default/files/business_economy_euro/banking_and_finance/documents/220121-sustainable-finance-platform-response-taxonomy-complementary-delegated-act_en.pdf

[24] https://world-nuclear-news.org/Articles/NGOs-call-for-nuclears-inclusion-in-EU-taxonomy

[25] Fundacja WiseEuropa, Mniej znaczy więcej. Rola efektywności energetycznej w transformacji do neutralności klimatycznej, Warszawa 2021

[26] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE z dnia 25 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej, zmiany dyrektyw 2009/125/WE i 2010/30/UE oraz uchylenia dyrektyw 2004/8/WE i 2006/32/WE

[27] W. Dołęga, Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią

Polskiej Akademii Nauk, Wybrane aspekty krajowego technicznego poziomu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, 2019

[28] COM/2020/662 final

[29] COM(2020) 299 final

[30] Po korekcie na warunki klimatyczne

[31] Bank PEKAO SA, Wpływ pakietu Fit for 55 na polską gospodarkę, grudzień 2021

[32] Roczny przegląd kwestii dotyczących zatrudnienia i sytuacji społecznej w Europie z 2019 r. [Employment and Social Developments in Europe], Komisja Europejska

[33] Zmiany cen materiałów budowlanych oraz do domu i ogrodu w grudniu i za 12 miesięcy 2021 r. – analiza Grupy PSB

 

Więcej: 05.07.2022 Memorandum ZPP: Bez gruntownej oceny wpływu kolejnych regulacji pro-klimatycznych na gospodarkę UE grozi nam zielona inflacja