I ENERGETYCZNY W POLSCE - KIPDF.COM\nRYNEK PALIWOWY I ENERGETYCZNY W POLSCE Raport przygotowany dla Kancelarii Mamiński & Wspólnicy przez Instytut MillwardBrown SMG/ KRC Partnerem merytor...\nAuthor: Magda Piasecka\nPOLSKA AGENCJA INFORMACJI I INWESTYCJI ZAGRANICZNYCH S.A. SEKTOR ENERGETYCZNY W POLSCE\nELEKTRONIKA I FOTONIKA W POLSCE Piotr Grabiec\nISTOTA I ZNACZENIE TURYSTYKI UZDROWISKOWEJ W POLSCE\nStwardnienie rozsiane w Polsce szanse i wyzwania\nKoszty pracy w Polsce mity i fakty\nFandom 1 mangi i anime w Polsce\nw Polsce, Rumunii, Francji i Hiszpani\nRYNEK PALIWOWY I ENERGETYCZNY W POLSCE Raport przygotowany dla Kancelarii Mamiński & Wspólnicy przez Instytut MillwardBrown SMG/ KRC Partnerem merytorycznym raportu jest firma e-petrol.pl\nOpracowanie i realizacja MM Consultants Agencja Medialna\nRynek gazu łupkowego w świetle badań\nRzut okiem na rynek paliw w Polsce i za granicą w 2010 roku\n13 Badanie 15\nFirmy z branży: produkcja paliw / import paliw / handel hurtowy paliwami\n23 Firmy z branży handlu detalicznego 29 Tworzenie i utrzymywanie rezerw oraz zapasów obowiązkowych paliw 37 Uwarunkowania prawne prowadzenia w Polsce działalności w dziedzinie poszukiwanie gazu łupkowego. System poszukiwania gazu łupkowego w Stanach Zjednoczonych 49 System monitorowania i kontrolowania jakości paliw ciekłych 55 Efektywność energetyczna w świetle przepisów unijnych 59 Zielone certyfikaty 63 Ustawa pozwoli na dofinansowanie kolektorów słonecznych, przydomowych elektrowni 65 Finansowanie inwestycji w OZE ze środków Unii Europejskiej 71\nWybrane źródła finansowania inwestycji w odnawialne źródła energii (OZE)\n79 Autorzy raportu 81 Partner raportu\nrynek paliwowy i energetyczny w polsce\nWSTĘP Współczesny świat charakteryzuje się ogromną dynamiką. Zachodzące w nim skomplikowane procesy pochłaniają coraz więcej energii. Energia w XXI wieku powinna być maksymalnie ekologiczna, a jej pozyskiwanie powinno pozostawać w zgodzie z koncepcją zrównoważonego rozwoju społeczeństwa. Każde działanie człowieka, przedsiębiorcy, państwa w obszarze energii i paliw powinno pozostawać w harmonii ze środowiskiem. Dlatego ludzkie wysiłki powinny koncentrować się w coraz większym stopniu na pozyskiwaniu paliw i energii ze źródeł niekonwencjonalnych, takich jak gaz łupkowy czy energetyka odnawialna. Oddajemy w Państwa ręce raport, który przedstawia i analizuje kilka kluczowych zagadnień dla polskiego sektora paliwowego – energetycznego. Publikacja powstała na podstawie dwumiesięcznego badania przeprowadzonego przez Instytut MillwardBrown SMG/KRC na zlecenie Mamiński & Wspólnicy na grupie firm z branży paliwowej i gazu łupkowego. Badanie miało na celu poznanie opinii firm na temat obecnej oraz przewidywanej w najbliższej przyszłości sytuacji na rynku naftowym i paliwowym z perspektywy prowadzonej działalności, ocen stanu prawnego badanego sektora gospodarki, ale również diagnozowanie nastrojów panujących w kluczowym sektorze polskiej gospodarki oraz identyfikację przeszkód i barier stojących na drodze rozwoju rynku paliwowego. Celem ankiet było również uzyskanie informacji i wiedzy na temat planów inwestycyjnych firm w najbliższym czasie oraz skali planowanych inwestycji. Uzyskane wyniki ujawniają bardzo podzielone i często niepokojące opinie przedsiębiorców. Prawie 40 proc. ankietowanych nie potrafi określić czy sytuacja na rynku naftowym jest dobra czy zła, co jest może efektem jakiegoś wyczekiwania na rozwój wydarzeń. Podobny procent badanych (kolejne 40 proc.) ocenia perspektywy dla rynku naftowego w najbliższym roku jako raczej dobre. Ponad 70 proc. respondentów ocenia aktualny stan prawny sektora naftowego w Polsce jako ogólnie zły i nieprzyjazny firmom. Szczególnie dokucza przedsiębiorcom biurokracja i akcyza. Z raportu wynika, że branża paliwowa znajduje się pod presją inwestycji. Ponad 65 proc. badanych uważa aktualny poziom marż w handlu paliwami za nie satysfakcjonujący. W związku z tym ponad 60 proc. przedstawicieli producentów paliw, importerów paliw i sprzedawców hurtowych oraz ponad 50 proc. sprzedawców detalicznych planuje inwestycje w najbliższym roku.\nBariery makroekonomiczne oraz prawne, choć niewątpliwie uciążliwe, nie powinny osłabiać entuzjazmu przedsiębiorców sektora paliwowo-energetycznego. Wielką szansą i poniekąd koniecznością dla Polski jest pozyskiwanie energii ze źródeł odnawialnych. Machina pod nazwą: „gaz łupkowy” oraz „energia ze źródeł odnawialnych” została wprawiona w powolny ruch, którego nie można już zatrzymać, choć nie można jeszcze stwierdzić, czy będzie to perpetuum mobile… Wiele osób elektryzuje perspektywa wydobycia gazu łupkowego w Polsce. Coś co z dzisiejszej perspektywy widać daleko na horyzoncie, za 10 lat może okazać się kołem zamachowym polskiej gospodarki. Ale czy tak rzeczywiście się stanie i czy Polska wykorzysta tę gospodarczą szansę? Nasz raport ma pomóc w zebraniu wszechstronnych informacji na temat sytuacji na rynku paliwowym, pokazuje problemy prawne i opisuje rozwiązania, nie tylko dotyczące paliw, ale też perspektywicznie rozwojowej energetyki odnawialnej i gazu łukowego. Być może okaże się pomocny w podjęciu trafnych decyzji biznesowych. Wyrażamy nadzieję, że przygotowany raport spełni zamierzone oczekiwania i spotka się z przychylnym odbiorem. Marek Kijowski adwokat\nkancelaria mamiński & wspólnicy\nRYNEK GAZU ŁUPKOWEGO W ŚWIETLE BADAŃ Za trzy do pięciu lat zdaniem wiceministra środowiska, głównego geologa kraju Jacka Jezierskiego powinny być pierwsze wyniki badań, które odkryją jakiej wielkości złoża tego surowca znajdują się w Polsce. Minister Jezierski wstrzymuje się z odpowiedzią na pytanie, jak bogata w łupki jest Polska. Firmy, głównie amerykańskie, które wystarały się o koncesje na poszukiwanie gazu łupkowego, muszą z większym optymizmem podchodzić do obecności w naszym kraju tego surowca. Zdaniem ekspertów polskie złoża szacuje się na 3 bln. metrów sześciennych. Ministerstwo środowiska wydało około 70 koncesji na poszukiwania i prowadzi rozmowy z kolejnymi potencjalnymi zainteresowanymi. Dużą część koncesji wykupiło PGNiG, aż 13. Resztę mają zagraniczne firmy takie jak Lane Energy Poland, Conoco Philips, Chevron Polska, ExxonMobil itd. Biorąc pod uwagę nakłady finansowe jakie trzeba przeznaczyć na poszukiwanie gazu łupkowego, należy przypuszczać, że szefowie tych firm muszą być co najmniej mocno przekonani, że uda im się odkryć te zasoby w Polsce. Według PGNiG koszt pozyskiwania metra sześciennego gazu szacowany jest na poziomie 150-350 dol. Koszt jednego odwiertu to około 50 mln zł. Jeden zabieg szczelinowania to koszt 3-4 mln zł, a takich szczelinowań trzeba wykonać 10-15 na 1 kilometr podziemnego odwiertu poziomego. KONKLUZJA Z BADAŃ\nPytania jakie obecnie najbardziej nurtują obserwatorów rynku gazu łupkowego brzmią – na jakim etapie są obecnie firmy poszukujące łupków, kiedy rozpoczną poszczególne odwierty, ile przeznaczą na nie pieniędzy. SMG/KRC prowadziło badania na bazie ponad 20 firm, które wykupiły koncesje na poszukiwania gazu. Większość z nich ma po kilka koncesji, w tej grupie było również PGNiG ze swoimi 13 koncesjami. Niewiele firm, pomijając takie jak PGNIG i Lane Energy, jest na jakimkolwiek etapie zaawansowania prac. Część firm z 20 koncesjonowanych np. Saponis Investments, Liesa Investments, Maryani Investments, nie ma jeszcze przedstawicielstw w Polsce, a jedynie wspólny adres i przypisane sobie księgowe, które odbierają telefony w imieniu spółek. Z 20 koncesjonowanych firm, około połowa nie jest uchwytna pod mailem i telefonem, nie ma przedstawicieli w Polsce. Na nasze pytania łącznie odpowiedziały cztery firmy, które jako jedne z niewielu oprócz adresów\nw KRS posiadają też pomocne przy badaniu dane kontaktowe. Te firmy opowiedziały nam o planach poszukiwania i wydobycia gazu łupkowego. Jedna z nich w ciągu najbliższego roku uruchamia odwierty, dwie – w ciągu 3-5 lat. Firmy raczej dobrze oceniają sytuację na rynku pod kątem swoich planów. Przede wszystkim podkreślają, że ciągle zwiększa się popyt na gaz oraz twierdzą, że zasoby gazu w Polsce są bogate. Wśród największych barier wszyscy przedsiębiorcy postrzegają kwestie związane z brakiem uregulowań prawnych, niejasne, trudne regulacje i przepisy związane z ochroną środowiska, ocenami oddziaływania na środowisko oraz niepewność cen gazu związana z niedostateczną liberalizacją krajowego rynku gazu. Połowa firm odpowiedziała, że problemem są polskie przepisy, które utrudniają zaangażowanie zagranicznych firm w inwestycje w Polsce, uciążliwe procedury sprowadzania sprzętu wiertniczego z poza Unii, wysoki koszt wierceń oferowanych przez polskie firmy serwisowe, konieczność organizowania przetargów na wiercenia, zmieniające się, niejasne w interpretacji przepisy dotyczące prawa do informacji geologicznej. Przedsiębiorcy postulowali zmiany prawa energetycznego, liberalizację rynku, dostęp do infrastruktury rzeczywistej. W naszym raporcie znajdziecie Państwo kontent prawny dotyczący wydobycia gazu łupkowego oraz kontent dotyczący zmian w prawie energetycznym i ochrony środowiska.\nRZUT OKIEM NA RYNEK PALIW W POLSCE I ZA GRANICĄ W 2010 ROKU Konieczność tworzenia zapasów obowiązkowych oraz zapewnienia określonego udziału biokomponentów w całej ilości sprzedawanych paliw – to główne wyzwania, którym sprostać muszą producenci i importerzy paliw do Polski. Od pewnego czasu zmiany, może nie radykalne i nie gwałtowne, ale jednak odczuwalne, obejmują też segment detaliczny, czyli sprzedaży na stacjach. Wszyscy zresztą gracze rynkowi muszą już obecnie myśleć perspektywicznie i dostosowywać się na bieżąco do zmieniających się realiów. Rok 2010 był też interesujący z punktu widzenia cen. Mijający rok 2010 obfitował w wydarzenia istotne dla międzynarodowego rynku ropy (takie, jak choćby katastrofa platformy wiertniczej koncernu BP w Zatoce Meksykańskiej). Warto zauważyć, że na rynkach międzynarodowych nie notowano raptownych spadków cen, a ropa w ostatnich miesiącach zachowywała się znacznie bardziej przewidywalnie niż w latach ubiegłych. Zmiany cen surowca i paliw gotowych w całorocznej perspektywie przebiegły w dużej mierze zgodnie z oczekiwaniami i prognozami firmy doradczej e-petrol.pl. Pewnemu zachwianiu linie trendu uległy jedynie w okolicach kwietnia i maja, kiedy po wspomnianej katastrofie, która dotknęła korporację BP, ropa i produkty jej przerobu najpierw chwilowo zwyżkowały, a później wskutek procesów rynkowych i zapobiegawczych kroków firmy i podmiotów państwowych poziomy cenowe uległy dosyć istotnemu obniżeniu. Londyńskie notowania ceny baryłki ropy Brent na giełdzie ICE od maja systematycznie pną się w górę, czemu sprzyjać mogły także deklaracje OPEC i poszczególnych państw wydobywających ropę o pożądanej przez nie podwyżce cen średnich. Olej napędowy, licząc średnią cenę od początku roku do pierwszych dni grudnia, średnio kosztował na rynkach międzynarodowych 680 USD/t., zaś benzyna 726 USD/t. Można domniemywać, że przez analogię do lat poprzednich ostatnie tygodnie roku nie przyniosą rewolucyjnych zmian na wykresie cen. W całym roku 2010 godny uwagi jest stabilny ruch cen ropy i paliw w porównaniu z latami ubiegłymi. O ile rok 2008, upływający pod znakiem kryzysu, charakteryzowało gwałtowne „runięcie” wykresu w dół, a rok 2009 stanowczy wzrost cen baryłki, to w mijającym roku utrzymywały się one (z wyjątkiem kilku tygodni) w przedziale 70-85 USD za baryłkę. Ceny z rynków międzynarodowych są, obok kursu złotówki względem dolara amerykańskiego, podstawowym czynnikiem wpływającym\nJakub Bogucki zespół analityków firmy doradczej e-petrol.pl\nna notowania również w Polsce. Pamiętać trzeba jednak, że bardzo duży udział w cenie paliw mają różnego rodzaju obciążenia podatkowe – akcyza, opłata paliwowa oraz VAT. Na początku roku 2010 ceny najpopularniejszych paliw silnikowych, tj. benzyny bezołowiowej 95 i oleju napędowego, w rafineriach kształtowały się na poziomach odpowiednio 3453,50 i 3176,00 zł netto za 1000 l. Na cenę diesla od 1 stycznia 2010 r. wpłynęła też zmiana wysokości opłaty paliwowej dla tego paliwa, która wzrosła o 97,82 zł do wysokości 233,99 zł za 1000 l. W kolejnych miesiącach roku ceny obu gatunków paliw konsekwentnie wzrastały i pierwsze „rekordy” cenowe odnotowaliśmy w sprzedaży hurtowej w pierwszych dniach maja 2010 r. wówczas za benzynę trzeba było wydać ponad 3700 zł netto za 1000, podczas gdy identyczna ilość diesla przekroczyła wówczas kwotę 3460 zł netto. Okres wakacyjny był na polskim rynku co prawda czasem wahań cenowych, jednak ceny nie osiągały najwyższych tegorocznych poziomów, co więcej oba gatunki paliw sukcesywnie taniały, co było wynikiem zniżek cen ropy i paliw gotowych na rynkach światowych. Zmiana trendu – na zwyżkowy – nastąpiła w połowie listopada 2010 r. i w krótkim czasie cena obu gatunków paliw dobiła do rekordowo wysokich poziomów. Na stacjach tankowania ceny detaliczne paliw w większym lub mniejszym stopniu podążały w 2010 r. za trendami, wyznaczonymi przez rafinerie. Jednak dla kierowców z uwagą śledzących zmiany na pylonach stacji tankowania różnica kosztów pomiędzy rokiem 2010 a 2009 widoczna była już w styczniu. Najpopularniejsza bezołowiowa 95 w pierwszych tygodniach tego roku kosztowała w pewnym momencie 1,09 zł więcej, niż w analogicznym okresie 2009 r. Kierowcy zapamiętają pewnie też to, że w 2010 r. ceny obu gatunków paliw dzielił stosunkowo niewielki dystans – który w zależności od pory roku wynosił 40-20 groszy na litrze. W przeważającej większości w 2010 r. paliwa kosztowały powyżej 4 zł za litr, a rekordy cenowe firma doradcza e-petrol.pl, która od lat monitoruje ceny na stacjach paliw, zanotowała w okresie maj-czerwiec 2010 r. W tym czasie średnia ogólnopolska cena benzyny wyniosła 4,73 zł/l, podczas gdy właściciele samochodów z silnikami Diesla płacili 4,49 zł/l paliwa. Kolejne miesiące upłynęły pod znakiem spokojniejszych ruchów cenowych, przy utrzymującym się niemal stałym dystansie pomiędzy benzyną a dieslem na poziomie przeciętnie 20-25 gr. HURT I DETAL – WYZWANIA CODZIENNEJ DZIAŁALNOŚCI\nPolscy producenci paliw i importerzy do Polski objęci są obowiązkowym systemem tworzenia zapasów obowiązkowych – ma to zapewnić\nPolsce bezpieczeństwo zaopatrzenia w produkty naftowe w sytuacji wystąpienia ewentualnego kryzysu podaży. Idea jest, w opinii firmy doradczej e-petrol.pl, ze wszech miar słuszna, jednak sposób jej realizacji, czyli przerzucenie kosztów zawiązania rezerw na firmy, powoduje dla przedsiębiorstw paliwowych konieczność poniesienia konkretnych wydatków, nie zawsze łatwych do udźwignięcia. W 2010 r. Ministerstwo Gospodarki przedstawiło plan zmiany systemu, w praktyce polegający na tym, że firmy nie będą musiały same kupować paliw i ich magazynować, tylko ponieść z tego względu opłatę celową, a zapasy utrzymywać będzie podmiot publiczny. Z punktu widzenia filozofii niewiele się w praktyce zmienia – dalej przedsiębiorcy płacą. Inne obowiązkowe wymaganie, jakiemu sprostać muszą hurtownicy, to konieczność sprzedania pewnej wymaganej prawem ilości biokomponentów (substancji pochodzenia rolniczego stosowanych jako paliwa silnikowe) w ogólnym wolumenie handlowanych paliw. Wynika to z nałożonych na państwa członkowskie przez Unię Europejską zobowiązań. Cele są dwa: ekologia i bezpieczeństwo energetyczne – paliwa te mają być czystsze, a każdy zużyty ich litr to mniejsze zapotrzebowanie na ropę, którą Europa musi importować od nie zawsze do końca bezpiecznych partnerów handlowych. Z punktu widzenia działalności firm paliwowych problemem jest jednak wyższy koszt wytworzenia czy zakupu biopaliw w porównaniu z paliwami tradycyjnymi, więc realizacja zobowiązań w tym zakresie nie dość, że nie daje żadnych zysków (mimo stosowanych ulg podatkowych, które na dodatek w 2011 r. mogą się skurczyć lub zniknąć), to wręcz czasem przynosi straty. Z wyzwaniami boryka się sektor hurtowy, wyzwania stoją też przed detalem. Stacje muszą być co jakiś czas dostosowywane do zmieniających się wymagań w zakresie ogólnego bezpieczeństwa korzystania z nich, czy też związanych z ochroną środowiska. W segmencie detalicznym działa wielu graczy, konkurencja jest więc silna, zarówno cenowa, jak i dotycząca aspektów pozacenowych (poziom obsługi klienta, dodatkowa oferta stacji, itp.). Od kilku lat ilość stacji paliw w Polsce nieznacznie, ale systematycznie malała, co związane jest właśnie z opisywanymi powyżej czynnikami – nie wszystkie wytrzymały konkurencję, nie każdy właściciel czy operator był też skłonny ponosić koszty inwestowania w obiekty. W kolejnych latach o sukcesie działalności w detalu paliwowym decydować będą głównie lokalizacja, determinowany nią potencjał sprzedażowy, oraz umiejętna optymalizacja kosztów działalności.\nBADANIE Badanie zrealizowane zostało przez instytut MillwardBrown SMG/ KRC w listopadzie 2010 r. metodą wywiadów telefonicznych CATI (Computer Assisted Telephone Interview).  Badanie przeprowadzone zostało na próbie 101 firm działających w sektorze paliwowym, w podziale na 56 firm zajmujących się produkcją / importem bądź handlem hurtowym paliwami oraz 45 firm zajmujących się handlem detalicznym paliwami.  Badanie miało na celu poznanie opinii przedsiębiorców na temat obecnej oraz przewidywanej w najbliższej przyszłości sytuacji na rynku naftowym i paliwowym z punktu widzenia prowadzonej działalności, zebranie opinii na temat stanu prawnego badanego sektora gospodarki oraz uzyskanie wiedzy na temat posiadanych planów inwestycyjnych. \nFIRMY Z BRANŻY: PRODUKCJA PALIW / IMPORT PALIW / HANDEL HURTOWY PALIWAMI OGÓLNA OCENA OBECNEJ SYTUACJI NA RYNKU NAFTOWYM Z PUNKTU WIDZENIA DZIAŁALNOŚCI FIRMY [Q1]\n42,9% 30,4% 23,2%\n0,0% zdecydowanie dobrze\npodstawa: firmy z branży: produkcja paliw / import paliw / handel hurtowy paliwami; N=56\nDLACZEGO FIRMY ŹLE OCENIAJĄ OBECNĄ SYTUACJĘ NA RYNKU NAFTOWYM [Q2] PYTANIE OTWARTE\nWysokie ceny paliw  Wahania cen paliw  Zła jakość paliw  Brak paliw  Nierzetelność klientów, nieterminowe płatności  Nieprzyjazne firmom rozwiązania prawne, zbyt dużo kontroli, zmian w przepisach \nWiele firm źle ocenia obecną sytuację na rynku naftowym i wskazuje, że głównym powodem są zbyt wysokie ceny paliw. Ankietowani jednogłośnie wskazywali również na zbyt duże i częste wahania tych cen. Jak się okazuje poważną przeszkodą w prowadzeniu działalności jest również niepewny system prawny, niekorzystne rozwiązania prawne. Wielu wśród badanych skarżyło się na zbyt częste kontrole m.in. jakości paliw. DLACZEGO FIRMY DOBRZE OCENIAJĄ OBECNĄ SYTUACJĘ NA RYNKU NAFTOWYM [Q3] PYTANIE OTWARTE\nDobra koniunktura, wzrost sprzedaży Dobra marża  Stabilność zamówień  \nWielu właścicieli firm wypowiada się pozytywnie na temat swojej sytuacji. Uważa, że kryzys jest już za nimi. Ankietowani podkreślają, że sprzyjająca rozwojowi ich biznesów jest rosnąca z roku na rok konsumpcja paliw. Wielu ankietowanych ocenia, że branża stoi dużo lepiej, niż w poprzednich latach. Zdecydowana większość pytanych odnotowała wzrost sprzedaży.\nOGÓLNA OCENA SYTUACJI NA RYNKU NAFTOWYM W PERSPEKTYWIE NAJBLIŻSZEGO ROKU Z PUNKTU WIDZENIA DZIAŁALNOŚCI FIRMY [Q4]\n3,6% zdecydowanie dobrze\npodstawa: firmy z branży: produkcja paliw / import paliw / handel hurtowy paliwami; N=56\nDLACZEGO FIRMY ŹLE OCENIAJĄ SYTUACJE NA RYNKU NAFTOWYM W PERSPEKTYWIE NAJBLIŻSZEGO ROKU [Q5] PYTANIE OTWARTE\nNiewystarczająca ilość paliwa Nieuczciwość w branży  Niesprzyjająca polityka kredytowa banków  \nWielu ankietowanych informuje o niewystarczającej ilości paliwa na rynku. Wskazują, że mają więcej zamówień, niż jest dostępnego towaru. Zdecydowana większość uważa to za duży problem w perspektywie przyszłego roku. Problemy sprawia też polityka kredytowa banków. Firmy wskazują na coraz bardziej zaostrzane limity kredytowe i żmudne procedury otrzymania kredytu.\nDLACZEGO FIRMY DOBRZE OCENIAJĄ SYTUACJĘ NA RYNKU NAFTOWYM W PERSPEKTYWIE NAJBLIŻSZEGO ROKU [Q6] PYTANIE OTWARTE\nDobra koniunktura, przewidywane wzrosty sprzedaży  Stabilność zamówień \nWielu wśród ankietowanych z optymizmem patrzy na rozwój rynku i ocenia, że nowy rok będzie lepszy, niż 2010. Wiele firm ma podpisane długoterminowe umowy z dostawcami i odbiorcami. Firmy liczą na współpracę z państwami UE. Zdecydowany optymizm panuje wśród firm, które zamierzają się w najbliższym roku rozwijać i inwestować. Firmy liczą na znaczne zarobki przynajmniej do 2012 roku i nie obawiają się spadku konsumpcji. NAJWAŻNIEJSZE PROBLEMY W CODZIENNEJ DZIAŁALNOŚCI FIRM, BARIERY ROZWOJU [Q7] PYTANIE OTWARTE\nNierzetelność klientów / problemy związane z płynnością finansową Bariery prawne, ustawodawcze  Biurokracja  Konkurencja na rynku  Kontrola transportu  Brak środków finansowych  Ograniczenia wysokości marży  \nNajwiększym problemem z perspektywy ankietowanych jest nierzetelność płatników. Firmy skarżą się, że mają duże kłopoty w utrzymaniu płynności finansowej. Klienci zalegają bardzo długo z płatnościami faktur. Terminy wydłużają się z miesiąca na miesiąc. Firmy skarżą się również na niejasne przepisy prawne, na to, że ustawy przygotowywane są bez znajomości realiów. Ankietowani informują o problemach związanych z przepisami dotyczącymi sprzedaży oleju opałowego. Respondenci są zaniepokojeni również kontrolami transportowymi. Wskazują, że codzienne, trwające prawie 3 godziny kontrole transportu, powodują duże opóźnienia w dostawach. Firmy wskazują również na nieprzyjazną politykę cenową wielkich koncernów. Dużym problemem jest też brak środków finansowych. Firmy czują się dyskryminowane, gdyż jest za mało programów unijnych finansujących ten sektor działalności w porównaniu z innymi.\nOCENA AKTUALNEGO STANU PRAWNEGO DOTYCZĄCEGO SEKTORA NAFTOWEGO W POLSCE [Q8]\nrozwiązania są raczej nieprzyjazne firmom, choć w niektórych segmentach są dobre\nrozwiązania są ogólnie złe i nieprzyjazne firmom\nrozwiązania są ogólnie akceptowalne, ale mogłyby być lepsze i bardziej przyjazne firmom\nrozwiązania prawne są ogólnie dobre i przyjazne firmom\npodstawa: produkcja paliw / import paliw / handel hurtowy paliwami; N=56\nASPEKTY W JAKICH NAJBARDZIEJ POTRZEBNE I PILNE SĄ ZMIANY PRAWNE [Q9] PYTANIE OTWARTE\nUstawa akcyzowa dotycząca oleju opałowego Ograniczenie biurokracji  Wymogi dotyczące paliw płynnych  Uregulowania dotyczące kontroli w firmach  Wymogi dotyczące zbiorników paliwowych  \nAnkietowani prawie jednogłośnie uznają za ogromny problem procedury dotyczące sprzedaży oleju opałowego. Zdaniem większości z nich pilnej zmiany wymaga ustawa akcyzowa. Według ankietowanych istnieje zbyt duży nadzór nad ich działalnością, zbyt duża ilość składanych raportów nie sprzyja prowadzeniu\ndziałalności. Firmy czują się kontrolowane na każdym kroku. Dla niektórych inwestorów np. budowa lub rozbudowa istniejącego obiektu łączy się z ogromnymi komplikacjami prawnymi. To znacznie wydłuża proces inwestycyjny. OCENA AKTUALNEGO POZIOMU MARŻ W HANDLU HURTOWYM PALIWAMI W POLSCE [Q10]\n1,8% zdecydowanie satysfakcjonujace\nCZY FIRMA PLANUJE W NAJBLIŻSZYM ROKU INWESTYCJE MAJĄCE NA CELU ROZWÓJ FIRMY? [Q11]\nRODZAJE PLANOWANYCH INWESTYCJI [Q12]\nBudowa stacji paliw Zakup środków transportu  Zakup zbiorników/magazynowanie  Zakup sprzętu/oprogramowania  Kapitał ludzki  \nNajwięcej zapowiadanych przez ankietowanych inwestycji są to inwestycje w budowę nowych stacji paliw. Wielu pytanych deklaruje, że albo już zebrało środki na ten cel, albo ma zamiar ich szukać w najbliższej perspektywie. Firmy uważają te inwestycje za najbardziej opłacalne. Większość pytanych zdecydowanie zamierza zainwestować w środki transportu, cysterny oraz w zbiorniki magazynowe.\nRODZAJE PLANOWANYCH INWESTYCJI [Q13] 25 firm, które podały wysokość nakładów inwestycyjnych wymieniło kwoty z przedziałów:\n100-300 tys. zł\nponad 500 tys. do 2 mln zł\nFIRMY Z BRANŻY HANDLU DETALICZNEGO OGÓLNA OCENA OBECNEJ SYTUACJI NA RYNKU PALIWOWYM Z PUNKTU WIDZENIA DZIAŁALNOŚCI FIRMY [Q1A]\n6,7% zdecydowanie dobrze\n4,4% zdecydowanie źle\npodstawa: firmy z branży handlu detalicznego paliwami (stacje paliw); N=45 DLACZEGO FIRMY ŹLE OCENIAJĄ OBECNĄ SYTUACJĘ NA RYNKU NAFTOWYM [Q2A] PYTANIE OTWARTE\nDuża konkurencja  Niskie marże  Wysokie ceny paliw \nNiektóre firmy z tego sektora skarżą się na zbyt agresywną konkurencję, ciężkie negocjacje z koncernami.\nDLACZEGO FIRMY DOBRZE OCENIAJĄ OBECNĄ SYTUACJE NA RYNKU NAFTOWYM [Q3A] PYTANIE OTWARTE\nDuży popyt Dobre marże  Dostępność paliwa  \nWiększość firm jednak dobrze ocenia sytuację na rynku. Szczególnie te stacje benzynowe, które mają dobrą lokalizację nie martwią się o przyszłość. Zdecydowana większość optymistów jest właśnie w tej grupie badanych. OGÓLNA OCENA SYTUACJI NA RYNKU PALIWOWYM W PERSPEKTYWIE NAJBLIŻSZEGO ROKU Z PUNKTU WIDZENIA DZIAŁALNOŚCI FIRMY [Q4A]\npodstawa: firmy z branży handlu detalicznego paliwami (stacje paliw); N=45\nDLACZEGO FIRMY ŹLE OCENIAJĄ SYTUACJĘ NA RYNKU NAFTOWYM W PERSPEKTYWIE NAJBLIŻSZEGO ROKU [Q5A] PYTANIE OTWARTE \nKonkurencja / słaby popyt\nDla niektórych stacji paliw największym problemem jest rosnąca szybko konkurencja i związany z tym słaby popyt. DLACZEGO FIRMY DOBRZE OCENIAJĄ SYTUACJĘ NA RYNKU NAFTOWYM W PERSPEKTYWIE NAJBLIŻSZEGO ROKU [Q6A] PYTANIE OTWARTE\nWysoka jakość paliwa  Duży popyt  Pewność dostaw paliwa \nMimo niektórych pesymistycznych głosów, zdecydowana większość ankietowanych widzi przyszłość w jasnych barwach. Sprzyjać im ma dobra i bardzo dobra jakość otrzymywanego paliwa, coraz większy popyt na dobrej jakości paliwo. NAJWAŻNIEJSZE PROBLEMY W CODZIENNEJ DZIAŁALNOŚCI FIRMY, BARIERY JEJ ROZWOJU [Q7A] PYTANIE OTWARTE\nBiurokracja  Bariery prawne/ustawodawcze  Duża konkurencja  Problemy z płynnością finansową, nieterminowe płatności faktur \nAnkietowani nie wiedzą jak będzie wyglądał plan zagospodarowania przestrzennego, po przebudowie dróg. Winę zwalają na biurokrację i brak dostępu do informacji. Gdyby mieli plany inwestycyjne, obawiają się żmudnych procedur. Według zdecydowanej większości z nich przepisy są niejasne, a kontrole za częste. Firmy chciałyby aby państwo miało większe zaufanie do ich działań.\nOCENA AKTUALNEGO POZIOMU MARŻ W HANDLU DETALICZNYM PALIWAMI W POLSCE [Q8A]\n40,0% 33,3% 17,8% 8,9% 0,0% zdecydowanie satysfakcjonujace\nOCENA DETALICZNEGO RYNKU PALIW Z PUNKTU WIDZENIA KONKURENCJI MIĘDZY OPERATORAMI? [Q9A]\nsytuacja jest raczej zła, tylko okresowo jest możliwa spokojna działalność handlowa\nsytuacja nie jest ani dobra, ani zła\nsytuacja jest raczej dobra, spokojna działalność jest tylko niekiedy zakłócana\nsytuacja jest dobra, pozwalająca na spokojne działanie\n kancelaria mamiński & wspólnicy podstawa: firmy z branży handlu detalicznego paliwami (stacje paliw); N=45\nCZY FIRMA PLANUJE W NAJBLIŻSZYM ROKU INWESTYCJE W SWOJEJ SIECI? [Q10A]\nKWOTA, JAKĄ FIRMA ZAMIERZA PRZEZNACZYĆ NA INWESTYCJE W SWOJEJ SIECI?\n12 firm, które podały wysokość nakładów inwestycyjnych wymieniło kwoty z przedziałów: 100-300 tys. zł\nW CO FIRMY Z BRANŻY HANDLU DETALICZNEGO PALIWAMI ZAMIERZAJĄ INWESTOWAĆ W SWOJEJ SIECI W NAJBLIŻSZYM ROKU? [Q11A]\n13,3% w rozwój umiejętności i kompetencji personelu\nw poprawę bezpieczeństwa na stacjach\nrozszerzenie asortymentu paliwowego i pozapaliwowego na istniejących stacjach\nw rozwój segmentu stacji franchisingowych, działających pod marką firmy\nw budowę nowych stacji własnych\n0,0% w fuzje i przejęcia innych graczy detalicznych\npodstawa: firmy z branży handlu detalicznego paliwami (stacje paliw); N=21\nTWORZENIE I UTRZYMYWANIE REZERW ORAZ ZAPASÓW OBOWIĄZKOWYCH PALIW Od 2007 r. zagadnienia związane z tworzeniem rezerw państwowych zawarte są w Ustawie o rezerwach państwowych, natomiast przepisy dotyczące tworzenia zapasów obowiązkowych paliw przeniesiono do nowej Ustawy o zapasach obowiązkowych. W dniu 29.10.2010 r. Sejm przyjął projekt ustawy o rezerwach strategicznych, która z chwilą wejścia w życie zastąpi Ustawę o rezerwach państwowych. Ustawa o rezerwach strategicznych została podpisana 18.11.2010 r. przez Prezydenta RP i wejdzie w życie po upływie 60 dni od ogłoszenia. W dalszej części opracowania zostaną omówione istotne, z punktu widzenia przedsiębiorców prowadzących działalność w branży paliwowej, przepisy Ustawy o zapasach obowiązkowych oraz oczekujące na wejście w życie przepisy nowej Ustawy z 29.10.2010 r. o rezerwach strategicznych.\nMarcin Mamiński adwokat Kancelaria Mamiński & Wspólnicy\nUSTAWA O ZAPASACH OBOWIĄZKOWYCH\nZakresem podmiotowym Ustawy o zapasach objęci są przedsiębiorcy prowadzący działalność w zakresie wytwarzania lub przetwarzania paliw oraz przywozu ropy naftowej lub paliw do kraju. Jako przywóz ustawodawca definiuje czynności polegające na sprowadzaniu na terytorium Polski ropy naftowej, produktów naftowych lub gazu ziemnego w ramach wewnątrzwspólnotowego nabycia lub importu. Produkcja paliw oznacza natomiast czynności wytwarzania paliw w procesie przerobu ropy naftowej, a także przetwarzanie paliw poprzez mieszanie komponentów, w wyniku których powstaje co najmniej jedno z paliw albo wzrasta całkowita ilość jednego z nich. Pojęcia te są szerokie, co oznacza, iż duża większość podmiotów funkcjonujących na rynku paliwowym w Polsce podlega reżimowi tej ustawy. Warto również wspomnieć, iż dla celów Ustawy o zapasach obowiązkowych podmioty te zostały zdefiniowane jako Producenci oraz Handlowcy. Jest to o tyle istotne gdyż, aby prawidłowo odczytać cel ustawy i obowiązki, jakie nakłada na przedsiębiorców należy w pierwszej kolejności ustalić przesłanki warunkujące obowiązek stosowania jej przepisów w prowadzonej działalności. O szerokim zakresie przedmiotowym ustawy decyduje też fakt, że pojęciem paliw ustawa objęła paliwa ciekłe, biopaliwa ciekłe oraz gaz płynny (LPG). Nadzór nad przestrzeganiem Ustawy o zapasach sprawuje Agencja Rezerw Materiałowych, podległa ministrowi do spraw gospodarki, której\nzadaniem jest m.in. prowadzenie rejestru Producentów i Handlowców. Przedsiębiorcy podejmujący działalność w zakresie podlegającym obowiązkowi tworzenia zapasów obowiązkowych ropy naftowej lub paliw są zobowiązani do zgłoszenia tego faktu Agencji Rezerw Materiałowych w ciągu 14 dni od rozpoczęcia działalności gospodarczej w przedmiotowym zakresie, składając wniosek o wpis do rejestru Producentów i Handlowców. Dane zawarte w rejestrze Agencja Rezerw Materiałowych przekazuje Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki, co jest pochodną faktu, że działalność w zakresie produkcji oraz obrotu paliwem i ropą naftową jest działalnością koncesjonowaną, a organem koncesyjnym jest Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Głównym celem Ustawy o zapasach obowiązkowych jest zapewnienie zaopatrzenia Polski w ropę naftową i produkty naftowe w sytuacji wystąpienia zakłóceń w ich dostawach oraz zapewnienie wypełnienia przez Polskę zobowiązań międzynarodowych. W tym celu tworzone się zapasy ropy naftowej i produktów naftowych (zapasy interwencyjne), która to kategoria zapasów obejmuje:  zapasy obowiązkowe ropy naftowej lub paliw tworzone i utrzymywane przez Producentów i Handlowców (zapasy obowiązkowe ropy naftowej lub paliw);  zapasy państwowe ropy naftowej i produktów naftowych tworzone przez ministra właściwego do spraw gospodarki i utrzymywane przez Agencję Rezerw Materiałowych (zapasy państwowe ropy naftowej i produktów naftowych). Zgromadzone przez Producentów i Handlowców razem z Agencją Rezerw Materiałowych zapasy interwencyjne powinny zaspokajać zapotrzebowanie na ropę naftową i produkty naftowe w ilości odpowiadającej co najmniej 90-dniowemu średniemu dziennemu zużyciu wewnętrznemu ropy naftowej i produktów naftowych, z wyłączeniem gazu płynnego (LPG). W stosunku do LPG ustawa wymaga mniejszych zapasów na poziomie 30-dniowego średniego zużycia tego surowca. Zapasy obowiązkowe ropy naftowej lub paliw, za których utrzymywanie odpowiedzialni są Producenci i Handlowcy, tworzy się w ilości odpowiadającej 76-dniowemu średniemu dziennemu przywozowi ropy naftowej lub paliw lub produkcji paliw, z wyłączeniem gazu płynnego (LPG) w poprzednim roku kalendarzowym. Powyższe oznacza, że podstawowy ciężar gromadzenia i utrzymywania zapasów interwencyjnych spoczywa na Producentach i Handlowcach, co wynika z faktu, że zapasy obowiązkowe paliw i ropy naftowej, obok produktów utrzymywanych przez Agencję Rezerw Materiałowych jako zapasy państwowe\nropy naftowej i produktów naftowych, powinny łącznie pokrywać 90 dniowe średnie dzienne zużycie wewnętrzne ropy naftowej i produktów naftowych (z wyłączeniem LPG). Oznacza to, że zapasy państwowe ropy naftowej i produktów naftowych pokrywają jedynie 14 dniowe średnie zużycie tych produktów, a pozostała cześć musi być utworzona przez Producentów i Handlowców. Różnica wynika głównie z tego, że Skarb Państwa poprzez Agencję Rezerw Materiałowych jest zobowiązany do utworzenia wspominanych już rezerw państwowych (rezerw strategicznych tworzonych w celu zapewniania obronności kraju oraz funkcjonowania służb mających szczególne znaczenie dla życia, zdrowia i bezpieczeństwa obywateli), które tworzy się również m.in. w zakresie paliw ciekłych. Stąd przerzucenie obowiązku tworzenia i utrzymywania zapasów interwencyjnych, jako zapasów o bardziej handlowym i gospodarczym znaczeniu, wydaje się być decyzją słuszną, posiadającą ekonomiczne uzasadnienie. WYMAGANIA JAKOŚCIOWE.\nPaliwa z których są tworzone zapasy interwencyjne, powinny spełniać wymagania jakościowe określone w Ustawie o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw. Z uwagi na konieczność wymiany paliw utrzymywanych jako zapasy interwencyjne, co wiąże się bezpośrednio z problemem zapewnienia ich jakości, w dłuższym okresie czasu dopuszczalne jest wprowadzenie produktów utrzymywanych jako zapasy na rynek przy jednoczesnym zastąpieniu powstałych w ten sposób ubytków przez nowsze produkty, z zastrzeżeniem, że produkt wprowadzany na rynek też musi spełniać wymogi jakościowe. Powyższe nakłada na przedsiębiorców dodatkowe obowiązki związane z prowadzeniem klasyfikacji jakościowej paliw utrzymywanych w ramach zapasów obowiązkowych ropy naftowej lub paliw. Decydujące znaczenie ma w tym przypadku świadectwo jakościowe przechowywanego paliwa poddane obowiązkowi okresowego badania jego stanu jakościowego. Zaniechanie tych czynności może prowadzić do obniżenia jakości paliw oraz do niekorzystnych konsekwencji dla podmiotów utrzymujących te produkty jako zapasy obowiązkowe.\nUtrzymywanie w ramach zapasów paliwa lub gazu ziemnego niespełniających wymagań jakościowych obowiązujących na terytorium RP podlega karze pieniężnej w wysokości 250 proc. iloczynu cen paliw (gazu ziemnego) spełniających wymagania jakościowe oraz ilości paliw (gazu ziemnego) niespełniających wymagań jakościowych. Kara jest wymierzana przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki a wysokość kary wylicza się na podstawie ceny hurtowej sprzedaży paliwa stosowanej przez Producenta lub Handlowca mającego największy udział w krajowym rynku paliw. W przypadku kary wymierzonej przedsiębiorcy utrzymującemu gaz ziemny niespełniający wymagań jakościowych, wysokość kary wylicza się na podstawie cen gazu ziemnego ustalonych w taryfie przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność w zakresie obrotu gazem ziemnym z zagranicą.\nWielkość zapasów utrzymywanych przez danego przedsiębiorcę jest ustalana indywidualnie na podstawie danych dotyczących ilości produktu, jaki został wyprodukowany, sprzedany lub sprowadzony na teren kraju. Innymi słowy rozmiar utrzymywanych zapasów obowiązkowych jest uzależniony od zakresu prowadzonej działalności. Im szerszy jest jej zakres tym wyższa jest ilość zapasów, jakie musi tworzyć dany podmiot. Zapasy obowiązkowe, w zależności od rodzaju działalności Producenta lub Handlowca mogą być utrzymywane w postaci benzyn silnikowych, olejów napędowych oraz ciężkich olejów opałowych bądź gazu płynnego (LPG). Producentom i Handlowcom pozostawiono w zasadzie możliwość wyboru produktów, w których będą tworzone zapasy obowiązkowe – mogą być to produkty gotowe, półprodukty rafinacji ropy naftowej, bądź ropa naftowa. Zapasy obowiązkowe mogą być utrzymywane wyłącznie na terytorium Polski. Wyjątkiem jest możliwość utrzymywania zapasów na terytorium innego państwa członkowskiego Unii Europejskiej, pod warunkiem zawarcia umowy międzyrządowej między RP a państwem, na terytorium którego zapasy te będą magazynowane. Zapasy obowiązkowe utrzymywane poza granicami kraju nie mogą przekraczać 5 proc. ogólnej ilości zapasów obowiązkowych ropy naftowej lub paliw, do utrzymywania których dany Producent lub Handlowiec jest obowiązany. Oznacza to, że lokalizacje w innych państwach UE mogą być jedynie w niewielkim zakresie brane pod uwagę jako miejsca, w których są utrzymywane zapasy obowiązkowe. Założeniem ustawy, co ma istotne uzasadnienie\nlogistyczne, jest lokalizacja miejsc magazynowania tych produktów na terenie kraju. RODZAJE UMÓW\nWypełnienie obowiązków w zakresie tworzenia zapasów obowiązkowych wymaga dysponowania pojemnością zbiornikową (co nie musi być udziałem każdego przedsiębiorcy prowadzącego działalność na rynku paliw). Mając to na uwadze, ustawa wprowadza dwie kategorie umów, których zawarcie i wykonanie prowadzi do spełnienia nałożonych wymagań. Umowy te z punktu widzenia Producentów i Handlowców mają charakter usługowy. Pierwszą możliwością jest zawarcie tzw. umowy o magazynowanie na mocy której produkt stanowiący własność Producenta lub Handlowca jest oddawany do magazynowania przedsiębiorcom świadczącym tego rodzaju usługi. Ustawa o zapasach obowiązkowych określa istotne postanowienia tej umowy, oraz przewiduje, że Producenci i Handlowcy są zobowiązani przekazać Agencji Rezerw Materiałowych kopię umowy o magazynowanie, w ciągu 14 dni od jej zawarcia. Drugim z możliwych rozwiązań jest zawarcie umowy, na podstawie której Producenci i Handlowcy mogą zlecić wykonanie zadań w zakresie tworzenia zapasów obowiązkowych ropy naftowej lub paliw przedsiębiorcom wykonującym działalność w zakresie obrotu ropą naftową lub paliwami, wytwarzania paliw lub magazynowania ropy naftowej lub paliw. Również i w tym przypadku ustawa określa podstawowe warunki, jakie musi spełniać taka umowa. Producenci i Handlowcy są obowiązani do przedłożenia Agencji Rezerw Materiałowych projektów tych umów oraz uzyskania zgody na ich zawarcie. Agencja może udzielić takiej zgody lub jej odmówić, jeżeli projekt umowy nie spełnia warunków ustawowych. Producenci lub Handlowcy przekazują Agencji Rezerw Materiałowych kopie umów w terminie 14 dni od dnia ich zawarcia. Co istotne w razie zawarcia takiej umowy to Producenci i Handlowcy, zlecający wykonanie swoich zadań w zakresie tworzenia i utrzymywania zapasów obowiązkowych ropy naftowej lub paliw innym podmiotom, ponoszą odpowiedzialność za jakość i stan tych zapasów oraz wypełnianie obowiązków dotyczących interwencyjnego uwolnienia tych zapasów. Podstawową różnicą między tymi umowami jest kwestia własności paliwa przeznaczonego na wykonanie obowiązku w zakresie tworzenia i utrzymywania zapasów obowiązkowych. W przypadku umowy o magazynowanie paliwo stanowi własność Producentów lub Handlowców. W drugim przypadku jest własnością podmiotu trzeciego, który przy\nzawieraniu umowy wydaje Producentom bądź Handlowcom tzw. bilet, który jest następnie przekazywany do Agencji Rezerw Materiałowych w celu wykazania, iż obowiązek wynikający z ustawy jest spełniony. UBEZPIECZENIE\nProducenci lub Handlowcy względnie przedsiębiorcy utrzymujący zapasy obowiązkowe na rzecz Producentów lub Handlowców, muszą ubezpieczyć zapasy ropy naftowej lub paliw od ognia i innych zdarzeń losowych, co stanowi niewątpliwie dodatkowe obciążanie finansowe bezpośrednio związane z tworzeniem zapasów obowiązkowych paliw. Koszty tworzenia i utrzymywania zapasów obowiązkowych są zaliczane do kosztów działalności Producentów oraz Handlowców.\nCelem Ustawy o rezerwach strategicznych jest utworzenie systemu rezerw zapewniającego realizację zadań w obszarze szeroko rozumianego bezpieczeństwa państwa w aspekcie zapewnienia podaży określonego asortymentu towarów na rynku. Ustawa wprowadza jeden rodzaj rezerw, co ma przyczynić się do zwiększenia przejrzystości i poprawy funkcjonowania systemu rezerw. Istotnym skutkiem nowej ustawy będzie rezygnacja z dotychczasowego podziału rezerw na mobilizacyjne i gospodarcze oraz powierzenie odpowiedzialności za cały system rezerw jednemu organowi – ministrowi właściwemu do spraw gospodarki. Obowiązek utworzenia i przechowywania nowo utworzonych rezerw spoczywać będzie, jak dotychczas, na Agencji Rezerw Materiałowych, która może wykonywać go samodzielnie, albo powierzyć przechowywanie rezerw innemu podmiotowi, za wynagrodzeniem, na podstawie umowy przechowania. Rozwiązanie to otwiera możliwości odpłatnego uczestnictwa przedsiębiorców w utrzymywaniu systemu rezerw strategicznych. Ustawodawca przewidział dwa rodzaje umów, dopuszczających przedsiębiorców do udziału w utrzymywaniu rezerw strategicznych. Pierwszą z nich jest umowa przechowania, na podstawie której Agencja Rezerw Materiałowych oddaje przedsiębiorcy na przechowanie określony asortyment rezerw strategicznych. Szczegółowe warunki umowy przechowania asortymentu rezerwy reguluje art. 16 Ustawy o rezerwach\nstrategicznych. Podmiotowe wymagania, jakie musi spełnić przedsiębiorca zawierający umowę dotyczą przede wszystkim określonego rodzaju działalności gospodarczej – musi to być pomiot wykonujący działalność gospodarczą w zakresie produkcji, handlu lub magazynowania danego asortymentu. Od przedsiębiorcy wymaga się także, aby dysponował odpowiednią bazą magazynową oraz aby gwarantował właściwą jakość przechowywanego asortymentu rezerw strategicznych. Drugi typ umowy, w odróżnieniu od umowy przechowania, daje możliwość utrzymywania rezerw strategicznych w formie przechowywania towaru stanowiącego własność przedsiębiorców. Istotą tej umowy jest zatem odpłatne magazynowanie przez przedsiębiorcę rezerw stanowiących jego własność z tym zastrzeżeniem, że podmiot ten zobowiązany jest do stałej gotowości sprzedaży lub wynajmu na rzecz Skarbu Państwa asortymentu przechowywanych rezerw. Umowa powinna też określać tryb i warunki, w tym cenę sprzedaży asortymentu będącego przedmiotem umowy na rzecz Skarbu Państwa lub wysokość czynszu najmu, do uiszczenia którego zobowiązany będzie Skarb Państwa w przypadku wydania decyzji o udostępnieniu rezerw strategicznych. Analiza wymogów tych umów prowadzi do wniosku, że istota umowy przechowania rezerw strategicznych odpowiada rozwiązaniu, jakie ustawodawca przyjął formułując warunki opisanej wcześniej umowy o magazynowaniu zapasów obowiązkowych. Z kolei essentialia negotii umowy określonej w Ustawie o rezerwach strategicznych wydają się zbieżne z tzw. umową biletową, stanowiącą drugi rodzaj umowy, na podstawie której przedsiębiorcy mogą wypełnić nakazy wynikające z Ustawy o zapasach obowiązkowych. Tak jak w przypadku umowy o magazynowanie i umowy biletowej, różnica pomiędzy umową przechowania a drugą umową leży w kwestii własności – Skarbu Państwa lub przedsiębiorcy – magazynowanego asortymentu. Ustawa o rezerwach strategicznych uprawnia Prezesa Agencji Rezerw Materiałowych do kontroli podmiotów, którym na podstawie umowy przechowania oddano na przechowanie rezerwy strategiczne oraz podmiotów, z którymi zawarto umowę, o gotowości do sprzedaży lub wynajmu asortymentu przechowywanych rezerw.\nUWARUNKOWANIA PRAWNE PROWADZENIA W POLSCE DZIAŁALNOŚCI W DZIEDZINIE POSZUKIWANIE GAZU ŁUPKOWEGO. SYSTEM POSZUKIWANIA GAZU ŁUPKOWEGO W STANACH ZJEDNOCZONYCH RAMY PRAWNE WYDOBYCIA GAZU ŁUPKOWEGO NA TERENIE POLSKI\nMarek Kijowski adwokat\nZaangażowanie w poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego w Polsce Kancelaria wiąże się dla inwestorów przede wszystkim z oceną ryzyka prawnego. Mamiński & Wspólnicy W obowiązującym stanie prawnym poszukiwanie i rozpoznawanie, a następnie wydobycie gazu łupkowego następuje w oparciu o te same zasady, na jakich wydobywany jest gaz konwencjonalny. Ramy prawne działań związanych z wydobyciem gazu łupkowego tworzy Ustawa z 04.02.1994 r. – Prawo geologiczne i górnicze („Prawo geologiczne i górnicze”), która nie tworzy szczególnych procedur dla gazu ze źródeł niekonwencjonalnych. W polskim systemie prawnym przyjęto powszechne stosowane na świecie rozwiązanie, zgodnie z którym to państwo jest właścicielem zasobów naturalnych/złóż kopalin znajdujących się na jego terytorium. W związku z powyższym prowadzenie działalności w zakresie poszukiwania i rozpoznawania złóż gazu (w tym złóż niekonwencjonalnych) wymaga uzyskania koncesji, wydawanej przez Minister Środowiska. Inwestor, zamierzający uzyskać koncesję powinien zawrzeć ze Skarbem Państwa najpierw umowę o ustanowieniu użytkowania górniczego, uprawniającą do korzystania z przestrzeni, w jakiej złoże się znajduje, oraz wystąpić z wnioskiem o wydanie koncesji umożliwiającej wykonywanie planowanej działalności w tej przestrzeni. Umowa o ustanowienie użytkowania górniczego nie kreuje tego prawa, gdyż wspomniane prawo powstaje dopiero z chwilą uzyskania przez potencjalnego użytkownika górniczego koncesji. Zarówno użytkowanie górnicze jak i koncesja mogą dotyczyć obydwu faz: poszukiwania i rozpoznawania kopalin, lub tylko jednej z nich. Natomiast wydobywanie udokumentowanych zasobów ze złoża stanowi kolejny etap objęty oddzielną umową.\nZ wnioskiem o udzielenie koncesji na działalność polegającą na poszukiwaniu i rozpoznawaniu kopalin, mogą zwracać się przedsiębiorcy, również z udziałem kapitału zagranicznego. Wymagania formalne wniosku o udzielenie koncesji określają przepisy Ustawy o swobodzie działalności gospodarczej, Prawa geologicznego i górniczego oraz Rozporządzenia Ministra Środowiska z dnia 19.12.2001 r. w sprawie projektów prac geologicznych. Każdy wniosek o udzielenie koncesji powinien poza oznaczeniem wnioskodawcy (adresu oraz numeru we właściwym rejestrze) zawierać m.in.:  określenie rodzaju i zakresu wykonywania działalności gospodarczej, na którą ma być udzielona koncesja;  określenie prawa wnioskodawcy do terenu (przestrzeni), w ramach którego projektowana działalność ma być wykonywana, lub prawa, o ustanowienie którego ubiega się wnioskodawca;  określenie czasu, na jaki koncesja ma być udzielona, a także  określenie środków, jakimi dysponuje wnioskodawca w celu zapewnienia prawidłowego wykonywania działalności objętej wnioskiem. Organ koncesyjny może zobowiązać wnioskodawcę do przedstawienia danych określających stan prawny nieruchomości objętych wpływem zamierzonej działalności. Do wniosku o udzielenie koncesji należy dołączyć m.in. projekt prac geologicznych i inne załączniki graficzne sporządzone zgodnie z wymaganiami dotyczącymi map górniczych. Podstawowe wymagania dotyczące projektu prac geologicznych określa art. 32 ust. 2 Prawa geologicznego i górniczego, które wprawdzie odnoszą się do prac geologicznych obejmujących roboty geologiczne, tyle że nie sposób wyobrazić sobie poszukiwania złóż kopalin bez wykonywania robót geologicznych (art. 6 pkt 3 ww. ustawy do robót geologicznych zalicza m.in. wykonywanie w ramach prac geologicznych wszelkich czynności poniżej powierzchni ziemi, w tym przy użyciu materiałów wybuchowych, a także likwidację wyrobisk po tych czynnościach). Projekt prac geologicznych powinien określać:  cel zamierzonych prac i sposób jego osiągnięcia wraz z określeniem rodzaju wymaganej dokumentacji geologicznej;  harmonogram prac;  przestrzeń, w obrębie której mają być wykonywane prace geologiczne;  przedsięwzięcia konieczne ze względu na ochronę środowiska, w tym zwłaszcza wód podziemnych, sposób likwidacji wyrobisk, otworów\nwiertniczych, rekultywacji gruntów i środków mające na celu zapobieżenie szkodom. Poszczególne koncesje zawierają zakres prac poszukiwawczo-rozpoznawczych, jak np. ilość i głębokość otworów wiertniczych, oraz ewentualnie inne zobowiązania o charakterze niefinansowym. Wszystkie koncesje dostępne są w publicznym wykazie. Warto wspomnieć, że prawo do informacji uzyskanych w wyniku prac geologicznych przysługuje Skarbowi Państwa, ale podmiot ubiegający się o koncesję na poszukiwanie lub rozpoznawanie złóż kopalin ma prawo do nieodpłatnego wykorzystania tych informacji w celu sporządzenia projektu prac geologicznych. Koncesjonariusze są obowiązani do składania do organu koncesyjnego raportów z prowadzonych prac geologicznych oraz do przekazywania próbek rdzeni wiertniczych i wyników prac. Informacje te są przechowywane w Centralnym Archiwum Geologicznym. W trakcie postępowania w sprawie udzielenia koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż kopalin organ koncesyjny (Minister Środowiska) jest obowiązany zasięgnąć opinii w tej sprawie u właściwych miejscowo: wójta, burmistrza lub prezydenta miasta, przy czym opinie te nie są wiążące dla organu koncesyjnego lecz stanowią element pomocniczy postępowania koncesyjnego. Uzupełniająco należy zaznaczyć, że przedsięwzięcie polegające na poszukiwaniu i rozpoznawaniu gazu ziemnego, ropy naftowej oraz jej naturalnych pochodnych ze złóż może zostać uznane za znacząco oddziaływujące na środowisko i może zaistnieć potrzeba sporządzenia raportu o oddziaływaniu na środowisko. Wtedy powstanie konieczność przeprowadzenia przez właściwy organ ochrony środowiska postępowania w sprawie oceny oddziaływania na środowisko i uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach. UŻYTKOWANIE GÓRNICZE\nO czym była już mowa, kwestią odrębną i niezależną od wniosku o wydanie koncesji jest udostępnienie obszarów w celu poszukiwania i rozpoznania złóż gazu, które odbywa się w drodze przetargu na nabycie prawa użytkowania górniczego. Dopiero podmiot wyłoniony w następstwie rozstrzygnięcia przetargu występuje z wnioskiem o wydanie koncesji na poszukiwanie i/lub rozpoznawanie kopalin, przy czym ustanowienie użytkowania górniczego obejmującego poszukiwanie i rozpoznawanie gazu ziemnego (w tym gazu łupkowego), może\nnastąpić również w trybie bezprzetargowym, jeżeli jest spełniony co najmniej jeden z warunków:   wykaz obszarów, w których taki tryb można zastosować został podany do publicznej wiadomości oraz opublikowany w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej;   obszar objęty projektowanym użytkowaniem górniczym był w przeszłości przedmiotem przetargu, który nie zakończył się ustanowieniem użytkowania górniczego. Komisja Europejska otrzymała w 2005 r. wykaz obszarów na których użytkowanie górnicze może zostać ustanowione w trybie bezprzetargowym. W dniu 26.04.2006r. w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej został opublikowany Komunikat Rządu Rzeczypospolitej Polskiej dotyczący Dyrektywy 94/22/EC Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 30 maja 1994 r. w sprawie warunków przyznawania i korzystania z koncesji na poszukiwanie, badanie i produkcję węglowodorów oraz Kompetentnych Organów Władzy określonych na podstawie art. 10 Dyrektywy 94/22/EC. Od daty opublikowania komunikatu Minister Środowiska może na określonych obszarach ustanawiać użytkowanie górnicze dla poszukiwania i rozpoznawania złóż gazu ziemnego, ropy naftowej oraz metanu z pokładów węgla zarówno w trybie przetargowym jak i bezprzetargowym.\nZ uzyskaniem koncesji wiąże się obowiązek ponoszenia opłat określonych w ustawie. W przypadku poszukiwania lub rozpoznawania złóż kopalin opłatę ustala się jako iloczyn stawki bazowej (w roku 2010 – 217,76 zł) i ilości kilometrów kwadratowych terenu, na którym jest prowadzona działalność. Wysokość, termin oraz sposób wnoszenia opłaty określa koncesja. Opłata stanowi w 60 proc. dochód gminy, na terenie której jest prowadzona działalność, a w 40 proc. – dochód Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Podobnie wygląda sytuacja w przypadku umowy o ustanowienie użytkowania górniczego. Opłata za ustanowienie użytkowania uzależniona jest od wielkości obszaru na którym jest prowadzona działalność, i stanowi w całości dochód Skarbu Państwa. Zgodnie z Prawem geologicznym i górniczym (art. 26b), odmowa udzielenia koncesji może nastąpić, jeżeli zamierzona działalność narusza wymagania ochrony środowiska, w tym związane z racjonalną\ngospodarką złożami kopalin lub uniemożliwia wykorzystanie nieruchomości zgodnie z przeznaczeniem. Kary. W przypadku niewykonywania przez przedsiębiorcę obowiązków nałożonych w koncesji lub wykonywania tych obowiązków z rażącym naruszeniem przepisów prawa organ koncesyjny może po uprzednim wezwaniu do usunięcia naruszeń, cofnąć koncesję albo zmienić jej zakres. Ponadto za prowadzenie działalności z rażącym naruszeniem warunków koncesji może być naliczona dodatkowa opłata koncesyjna w wysokości trzykrotności opłaty ustalonej w koncesji.\nUdzielenie przez Ministra Środowiska koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż gazu ziemnego (m.in. łupkowego) nie jest równoznaczne z udzieleniem koncesji na wydobywanie kopalin ze złoża, a wydobywanie udokumentowanych i zatwierdzonych zasobów złoża stanowi kolejny etap tego procesu. Zgodnie z art. 12 Prawa geologicznego i górniczego podmiot, który rozpoznał i udokumentował złoże gazu ziemnego oraz sporządził jego dokumentację geologiczną może żądać ustanowienia na jego rzecz użytkowania górniczego z pierwszeństwem przed innymi podmiotami w ciągu dwóch lat od dnia zawiadomienia o przyjęciu dokumentacji geologicznej przez organ administracji geologicznej. W praktyce takiemu podmiotowi będzie przysługiwało przez okres 2 lat również pierwszeństwo do uzyskania koncesji na wydobycie gazu łupkowego. Inaczej niż ma to miejsce w postępowaniu w sprawie udzielenia koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż kopalin, udzielenie koncesji na wydobycie kopalin wymaga uzgodnienia z właściwym wójtem, burmistrzem albo prezydentem miasta. Uzgodnienie następuje na podstawie miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego, a w przypadku jego braku na podstawie studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy. Powyższe oznacza konieczność uzyskania zgody lokalnego samorządu na wykonywanie działalności objętej zamierzoną koncesją, dla każdego z wykonywanych odwiertów wydobywczych, co w przypadku gazu łupkowego, przy którego wydobyciu konieczne jest dokonanie kilku lub nawet kilkunastu odwiertów, będzie stanowić istotną barierę administracją dla rozwoju tego sektora gospodarki. Inwestorzy poważnie rozważający zaangażowanie w działalność związaną z poszukiwaniem i rozpoznawaniem, oraz wydobyciem gazu ziemnego ze złóż niekonwencjonalnych w Polsce, mają do wyboru kilka prawnie dostępnych możliwości rozpoczęcia działalności na tym rynku.\nJedną z nich jest przeniesienie już udzielonego użytkowania górniczego oraz koncesji na inny podmiot. Umowa o ustanowieniu użytkowania górniczego może określać warunki takiego przeniesienia, jak np. wymóg uzyskania zgody Skarbu Państwa na przeniesienie. Koncesja jest przenoszona przez organ koncesyjny za zgodą koncesjonariusza, po spełnieniu przez podmiot, na który koncesja ma zostać przeniesiona, przesłanek określonych w ustawie. Organ może odmówić przeniesienia koncesji np. gdy sprzeciwia się temu ważny interes gospodarki narodowej).  Innym sposobem uzyskania szybszego dostępu do działalności w dziedzinie gazu ziemnego ze złóż niekonwencjonalnych, może być również przejęcie kontroli właścicielskiej (w drodze np. nabycia akcji lub udziałów) nad osobą będącą stroną umowy o użytkowaniu górniczym i posiadającą koncesję. Jako możliwe wskazuje się również stworzenie określonej struktury prawnej i zawarcie umowy typu farm-out, polegającej na uzyskaniu uprawnień do zysków ze złoża w zamian za finansowe i technologiczne zaangażowanie w poszukiwania i rozpoznawania kopaliny . Implementowanie struktury wynikającej z tej umowy na grunt polskiego prawa jest trudne (ze względu na różnice systemowe), ale prawnie dopuszczalne i możliwe do wypracowania. \nPrzedsiębiorca wydobywający kopaliny ze złoża uiszcza administracyjną opłatę eksploatacyjną, ustaloną jako iloczyn stawki opłaty eksploatacyjnej dla danego rodzaju kopaliny i ilości kopalin wydobytej w okresie rozliczeniowym. Stawki dla poszczególnych kopalin zostały ustalone w Rozporządzeniu RM z 17.11.2008r. w sprawie stawek opłat eksploatacyjnych i w porównaniu do stawek w innych krajach są niskie, co może stanowić zachętę do rozwoju tej działalności. Opłaty eksploatacyjne w Polsce wynoszą od 1 proc. do 2,5 proc. przychodu z wydobycia gazu, co może przyciągnąć do Polski możliwie dużą liczbę firm, które potrafią wydobywać gaz z łupków. W podobny sposób rząd USA wdrożył zniżki i ulgi podatkowe dla firm eksploatujących niekonwencjonalne złoża gazu.\nŚrodowiskowe uwarunkowania wydobycia gazu łupkowego. Poza oszacowaniem ilości gazu łupkowego na terytorium Polski oraz ekonomicznymi uwarunkowaniami jego wydobycia, niemało kontrowersji budzą kwestie związane z ochroną środowiska naturalnego. Ekolodzy\nwskazują na cztery główne zagrożenia, jakie może nieść ze sobą szczelinowanie w poszukiwaniu gazu. Pierwszym, jest duży pobór wody, jaki jest udziałem procesu szczelinowania, gdyż jeden proces szczelinowania pochłania od 1.000 m3 do 2.000 m3 wody. Zapewne więc konieczna będzie regulacja umożliwiająca skuteczne zarządzanie zasobami wodnymi. Drugim, związanym z wodą zagrożeniem jest utylizacja wody zużytej – po szczelinowaniu woda w części wraca na powierzchnię, jednak z uwagi na jej skład chemiczny nie jest możliwe zrzucanie jej do naturalnych zbiorników wodnych. Wymaga podkreślenia, że woda użyta do szczelinowania nie jest dla środowiska naturalnego groźna, ale może mieć niekorzystny wpływ, dlatego też podlegać powinna utylizacji. Sam proces utylizacyjny nie jest skomplikowany. Kolejnym problemem zgłaszanym przez ekologów jest ryzyko zatrucia wód gruntowych, choć zgodnie z głosami ekspertów, choć zagrożenia takiego nie można całkowicie wykluczyć, to w Polsce ma ono znikomy charakter. Ostatnie zagrożenie wiąże się z zajmowaniem przestrzeni. Wydobycie gazu łupkowego wymaga bowiem znacznie większej ilości odwiertów niż ma to miejsce w przypadku gazu ze źródeł tradycyjnych. Ma to dwojakie konsekwencje – większy wpływ na tereny zielone, jeśli złoża zgromadzone są np. w okolicach terenów leśnych oraz możliwość uciążliwego oddziaływania na człowieka, tam gdzie złoża są umiejscowione w pobliżu zbiorowisk ludzkich. SYSTEM POSZUKIWANIA GAZU ŁUPKOWEGO W STANACH ZJEDNOCZONYCH AMERYKI\nEfektywne ramy prawne są podstawą skuteczności każdego sektora gospodarki. Stworzenie efektywnego i sprawnego systemu regulacji jest przede wszystkim rolą państwa. Przykład Stanów Zjednoczonych dowodzi, że wydobycie gazu łupkowego jest możliwe i ekonomicznie opłacalne. Implementacja na gruncie innym niż amerykański istniejących technologii wydobycia., wymaga jednak pokonania wielu barier, które nie występowały w gospodarce USA lub które gospodarka ta przezwyciężyła. Pierwszą grupę barier stanowi sposób regulacji sektora wydobycia gazu – w USA występuje zdecentralizowany i zliberalizowany system, różniący się istotnie od scentralizowanego i znajdującego się pod silną kontrolą państwa systemu polskiego i europejskiego. Drugą grupę barier stanowi ochrona środowiska i nastawienie społeczne. Bariery tego rodzaju podnoszą koszty, wpływając negatywnie na opłacalność produkcji gazu, a przecież im mniej zbędnych kosztów, tym większa szansa na ekonomiczny sukces wydobycia gazu łupkowego. Stany Zjednoczone mają unikalny w skali świata sprzyjający reżim prawny i konstrukcję prawa własności do zasobów naturalnych. Właściciel gruntu jest\nwłaścicielem zasobów naturalnych aż do jądra Ziemi, i w odróżnieniu do innych krajów, w celu nabycia praw do poszukiwania i eksploatacji gazu na określonym terenie, zawiera się kontrakty na dzierżawę terenu z ich właścicielami (Rząd Federalny, stany, osoby prywatne). Właściciel terenu uzyskuje odpowiednie wynagrodzenie za prawo do użytkowania jego terenu i możliwość eksploatacji złóż. W Stanach Zjednoczonych proces wiercenia szybów reguluje prawodawstwo stanowe i lokalne. Operator musi posiadać pozwolenie na prowadzenia wszelkich prac w dziedzinie poszukiwania oraz wydobywania kopalin. Przed podjęciem wiercenia operatorzy muszą uzyskać pozwolenie obejmujące lokalizację szybu, jego projekt oraz plan przywrócenia terenu do jego wyjściowej postaci po zakończeniu wiercenia. Postępowanie licencyjne poprzedzone jest wykonaniem licznych studiów technicznych, analiz oraz projektów, a samo uzyskanie pozwolenia może być uzależnione od wykonania określonych działań w dziedzinie ochrony środowiska. Poza Stanami Zjednoczonymi powszechnie spotykane jest rozwiązanie, zgodnie z którym to państwo jest właścicielem zasobów naturalnych. Państwowa własność zasobów daje możliwość posiadania jednego centrum regulacji, co ułatwia tworzenie i implementację regulacji dotyczących gospodarki zasobami wody czy ochroną środowiska. Na regulatorze sektora gazu łupkowego spoczywa duża odpowiedzialność w zakresie zorganizowania warunków dla bezpiecznej i opłacalnej produkcji gazu łupkowego. Realizacja tego zadania może obejmować konieczność ingerencji w różne dziedziny prawa takie jak: prawo geologiczne i górnicze, ochronę środowiska i gospodarkę wodną, gospodarowanie nieruchomościami, prawo energetyczne i wiele innych. Regulator polskiego sektora gazu łupkowego niestety musi działać w warunkach niepewności co do tego, czy i ile gazu jest w złożach i jakie będą koszty jego wydobycia. Pojawienie się nowego sektora uzasadnia powołanie instytucji regulującej warunki bezpieczeństwa i efektywności tego sektora, na wzór Komisji Ropy i Gazu, funkcjonującej w Kanadzie. Zadaniem polskiej Komisji Gazu byłby przede wszystkim nadzór nad tworzeniem ram prawnych dla sektora gazu łupkowego, ale również usuwanie potencjalnych barier rozwoju i stymulowanie sektora gazu łupkowego. Powodzenie budowy sektora gazu łupkowego w Polsce zależy od i ma wpływ na zmianę sposobu myślenia o roli gazu w polityce energetycznej i klimatycznej oraz bezpieczeństwie energetycznym państwa. Niebagatelne znaczenie dla sukcesu polskiego gazu łupkowego odgrywa czas – im szybciej zostaną podjęte istotne decyzje i stworzone zostaną warunki rozwoju sektora gazu łupkowego, tym większa może być skala przyszłych korzyści. Istotną kwestią dotyczącą wykorzystania zasobów gazu łupkowego jest sposób podziału korzyści finansowych, jakie daje gaz łupkowy, i kwestia opodatkowania wydobycia. Ponadto stabilny system opłat jest bardzo ważny z punktu\nwidzenia właściwej oceny ryzyka inwestycji. W Stanach Zjednoczonych zachętą do rozwoju rynku wydobycia gazu łupkowego były zniżki i ulgi podatkowe dla firm eksploatujących. Pozytywnie stymulującym rozwiązaniem powinno być opodatkowanie rzeczywistej produkcji, co wymaga rozważenia zastosowania formy podatku od wydobycia gazu. Ponadto opłaty licencyjne powinny być przez długi czas utrzymane na niskim poziomie. Niski poziom opłat ma na celu przyciągnięcie jak największej liczby firm zainteresowanych eksploatacją w Polsce złóż gazu. Obecnie w Polsce stosowane są bardzo niskie opłaty eksploatacyjne z tytułu użytkowania górniczego, które wynoszą od 1 do 2,5 proc. przychodu z wydobycia gazu. W Stanach Zjednoczonych analogiczne opłaty wynoszą nawet ponad dwadzieścia procent. Zważywszy na ceny gazu ziemnego opłaty oparte o wysokość wydobycia są dużo niższe, niż opłaty kalkulowane na bazie wysokości sprzedaży. Wskazane wydaje się oparcie stosowanej skali opłat eksploatacyjnych na wartości sprzedaży.\nW polskich realiach wyzwaniem związanym z wydobyciem gazu łupkowego będzie wpływ poszukiwania gazu i jego eksploatacji na środowisko naturalne. Problem ten dotyczy przede wszystkim zapotrzebowania na wodę oraz środków chemicznych używanych do szczelinowania skał łupkowych i zanieczyszczenia wody w następstwie szczelinowania. W Stanach Zjednoczonych proces szczelinowania jest regulowany na poziomie stanowym, a proces zarządzania wodą wytworzoną na podstawie Safe Drinking Water Act i Clean Water Act. reguluje Agencja Ochrony Środowiska (Environment Protection Agency (EPA)), która w większości przypadków delegowała swoje uprawnienia regulacyjne na poziom stanowy. Doświadczenia amerykańskie uczą, że możliwe jest zarządzanie ryzykiem, zwłaszcza w odniesieniu do zanieczyszczenia wody, w sytuacji dobrze funkcjonującego nadzoru regulacyjnego. Bardzo istotne dla rozpoznania wpływu gazu łupkowego na środowisko jest wprowadzenie skutecznego systemu wymiany informacji i współpracy. W Stanach Zjednoczonych nadzór nad stosowaniem przez operatorów reguł i regulacji spoczywa na US Interstate Oil and Gas Compact Commission. Sporządzane raporty o wpływie eksploatacji gazu łupkowego na środowisko dokonują przeglądu możliwych implikacji i wprowadzają reguły ich minimalizacji. Jak dotychczas nie odnotowano potwierdzonego wpływu szczelinowania na zanieczyszczenie wód gruntowych. W opinii ekspertów, cementowanie szybów oraz głębokość, na której dokonuje się wydobycia, są wystarczającą gwarancją bezpieczeństwa przed zanieczyszczeniem wód gruntowych. Ponadto według dostępnej wiedzy\ngeologicznej, warstwa skał nieprzepuszczalnych między obszarem podlegającym szczelinowaniu a zbiornikami wody pitnej daje gwarancję zapobieżenia zanieczyszczeniu wody pitnej. Wypada wspomnieć, że w Stanach Zjednoczonych wymogiem jest budowa podwójnie cementowanych osłon na terenie odwiertów, a ponadto teren odwiertu jest izolowany przed dostępem wód gruntowych oraz geologicznych pokładów wody. Technologia wydobycia gazu łupkowego, wolniej wydobywającego się na powierzchnię niż tradycyjny gaz ziemny, wymusza posadowienie szybów wiertniczych bliżej siebie. Niezbędny obszar objęty wierceniami jest przez to znacznie rozleglejszy, niż w przypadku gazu konwencjonalnego. Tego rodzaju uwarunkowania technologiczne mogą stanowić w gęsto zaludnionej Europie o wiele większy problem niż w Stanach Zjednoczonych. Wpływ na środowisko w postaci naruszenia terenu, zanieczyszczenia powietrza oraz hałasu, występuje przede wszystkim w czasie wiercenia szybów lub ich zamykania, co trwa kilka miesięcy, stąd wykonywanie odwiertów wymagało w Stanach Zjednoczonych stałego dialogu ze społecznością lokalną (w Teksasie przykładowo niektóre odwierty dokonywane były na terenach gęsto zaludnionych). Ważnym czynnikiem niwelującym napięcia społeczne jest podział korzyści uzyskiwanych z eksploatacji złóż gazu łupkowego, w szczególności dystrybucja wpływów z opłat licencyjnych czy podatków od nieruchomości. Największym polskim problemem mogą być ograniczone zasoby wody, a przecież do jednego szybu potrzebna jest bardzo duża ilość wody. W Stanach Zjednoczonych do produkcji gazu łupkowego wykorzystywana jest woda z rzek, jezior i innych zbiorników, lecz wykorzystanie naturalnych źródeł wody budzi liczne kontrowersje. Zdaniem eksploatatorów, 20-60 proc. wody może zostać odzyskana, ale w znacznej części staje się ona wodą geologiczną. Ponadto podziemne zasoby wody w Polsce są przedmiotem ochrony, a więc dostęp do nich będzie utrudniony. PRAWO GEOLOGICZNE I GÓRNICZE\nPolskie Prawo geologiczne i górnicze nie przewiduje specjalnych procedur dla poszukiwania, rozpoznania i wydobywania gazu ze źródeł niekonwencjonalnych, a wszystkie działania odbywają się podobnie jak w przypadku źródeł tradycyjnych. W praktyce zawarcie umowy użytkowania górniczego i wydanie koncesji na wydobycie następuje dwuetapowo, tj. najpierw na poszukiwanie i rozpoznawanie, a następnie na wydobycie. Podmiot, który rozpoznał i udokumentował złoże gazu niekonwencjonalnego, będzie miał przez okres 2 lat pierwszeństwo do\nuzyskania koncesji na wydobycie. Obowiązujące przepisy tworzą stabilne ramy prawne dla działań związanych ze złożami gazu łupkowego w Polsce. Trzeba mieć także na względzie projekt nowego Prawa geologicznego i górniczego, który znajduje się obecnie na etapie prac parlamentarnych. Projekt wprowadza szereg zmian, między innymi, implementując do polskiego porządku prawnego zapisy Dyrektywy Nr 94/22/WE (tzw. węglowodorowej), spośród których szczególne znaczenie będzie miało wprowadzenie obowiązkowej procedury przetargowej poprzedzającej wydanie koncesji na poszukiwanie, rozpoznawanie i wydobywanie gazu. W ramach prac legislacyjnych, rozważane jest również połączenie licencji na prowadzenie prac poszukiwawczych z licencjami na wydobycie, w taki sposób, aby przedsiębiorstwo prowadzące badania mogło po przedstawieniu odpowiedniej dokumentacji, otrzymać bez dalszych przeszkód licencję wydobywczą. PROBLEMY\nW chwili obecnej dość wyraźnie są już zarysowane problemy na drodze wydobywania gazu łupkowego w Polsce, takie jak:  brak rozpoznanych i udokumentowanych zasobów gazu łupkowego (wiedza na temat autentycznych zasobów jest bardzo mała, do tej pory wywiercono 5 otworów w basenie Morza Bałtyckiego),  brak spójnej polityki rządowej ukierunkowanej na rozwój badań i działań w dziedzinie poszukiwania i eksploatacji gazu łupkowego,  bariery technologiczne (skały łupkowe w Europie zalegają często na większych głębokościach niż podobne skały łupkowe w USA, co oznacza jeszcze większe koszty wierceń) – niedostępność w Polsce technologii pozwalających na wydobywanie gazu łupkowego w sposób opłacalny dla wydobycia oraz brak odpowiedniej ilości urządzeń do wiercenia otworów typu shale gas (wg amerykańskiej firmy serwisowej Baker Hughes, w maju 2010 r. w Europie było 88 aktywnych urządzeń wiertniczych, z czego 46 wykonywało prace wiertnicze na lądzie, a pozostałe na morzu. W tym samym czasie w Stanach Zjednoczonych pracował nieco ponad 1500 takich urządzeń. Szacuje się, że w Polsce znajduje się 27 urządzeń wiertniczych, z czego tylko część prowadzi obecnie prace wiertnicze),  wreszcie zagrożenia ekologiczne i lokalne uwarunkowania środowiskowe, jak np. możliwe lokalne problemy zaopatrzenia w niezbędną do wydobycia wodę.\nW perspektywie rozwoju w Polsce sektora gazu łupkowego konieczne jest podjęcie ścisłej współpracy z amerykańską Agencją Ochrony Środowiska (EPA) i innymi instytucjami, mającymi doświadczenie w badaniach dotyczących wpływu wydobycia gazu łupkowego na środowisko naturalne, celem stworzenia raportu z badania oddziaływania gazu łupkowego na środowisko. Konieczne jest również zorganizowanie systemu wymiany informacji i współpracy pomiędzy podmiotami prowadzącymi działalności w sektorze wydobycia i instytucjami publicznymi.\nSYSTEM MONITOROWANIA I KONTROLOWANIA JAKOŚCI PALIW CIEKŁYCH System monitorowania i kontroli jakości paliw i biopaliw ciekłych w obecnym jego kształcie funkcjonuje od 2004 r., a głównym celem jego stworzenia było wywiązanie się przez Polskę z obowiązków wynikających z członkostwa w UE. Obowiązki ustawowe polegają na monitorowaniu jakości paliw ciekłych wprowadzanych do obrotu oraz przygotowaniu raportów dla Rady Ministrów i Komisji Europejskiej przedstawiających wyniki dotyczące jakości paliwa na polskim rynku. System ma realizować także dodatkowy cel, jakim jest dążenie do eliminowania i przeciwdziałania wprowadzaniu do obrotu paliw niespełniających wymagań jakościowych. Określając zasady systemu wzięto pod uwagę charakterystykę polskiego rynku paliwowego, co zaowocowało wprowadzeniem rozwiązania umożliwiającego podejmowanie kontroli na podstawie wszelkich informacji o paliwie złej jakości. Kwestie te reguluje Ustawa o jakości paliw, która weszła w życie w dniu 01.01.2010 r. Zadania związane z wykonaniem Ustawy realizuje Prezes Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, a kontrolę jakości paliw prowadzi Inspekcja Handlowa. Przepisy Ustawy o jakości paliw dają możliwość kontrolowania całej procedury dystrybucji paliwa – poczynając od stacji paliw poprzez hurtownie i bazy paliw aż do producenta. Kontroli poddane są wszystkie, dostępne na rynku, gatunki paliw. Celem omawianej ustawy jest ochrona środowiska naturalnego, zdrowia ludzi, bezpieczeństwa użytkowników pojazdów, jak również przeciwdziałanie wprowadzania do obrotu paliw niespełniających wymagań jakościowych. Omawiana ustawa tworzy System Monitorowania i Kontrolowania Jakości Paliw, zarządzany przez Prezesa UOKiK, do którego zadań należy kontrolowanie jakości paliw, a także rejestrowanie i przetwarzanie informacji w tym zakresie. Ustawa o jakości paliw dotyczy przedsiębiorców wykonujących działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania, transportowania, magazynowania lub wprowadzania do obrotu paliw przeznaczonych do stosowania w pojazdach, ciągnikach rolniczych, a także maszynach nieporuszających się po drogach, w instalacjach energetycznego spalania oraz w statkach żeglugi śródlądowej, w wybranych flotach, oraz przez rolników na własny użytek. Pojęcie paliw zostało zdefiniowane bardzo\nŁukasz Szymański radca prawny\nPrzemysław Kaziński radca prawny Kancelaria Mamiński & Wspólnicy\nszeroko i tak paliwami są: paliwa ciekłe, biopaliwa ciekłe, gaz skroplony (LPG), sprężony gaz ziemny (CNG), lekki olej opałowy, ciężki olej opałowy oraz olej do silników statków żeglugi śródlądowej. Ustawodawca wprowadził szereg definicji, których celem jest objęcie maksymalnie szerokiego katalogu czynności – transportowania, magazynowania, wprowadzania do obrotu oraz gromadzenia w stacjach zakładowych – których wykonywanie powoduje obowiązek stosowania wymagań jakościowych względem paliw będących ich przedmiotem. To oznacza że paliwa transportowane, magazynowane, wprowadzane do obrotu lub gromadzone w stacjach zakładowych powinny spełniać wymagania jakościowe określone dla danego paliwa, ze względu na ochronę środowiska, wpływ na zdrowie ludzi oraz prawidłową pracę silników zamontowanych w pojazdach a także maszyn nieporuszających się po drogach. Ustawa definiuje stacje zakładowe, jako zespół urządzeń należących do przedsiębiorcy służących do zaopatrywania w paliwa pojazdów, ciągników rolniczych, maszyn nieporuszających się po drogach, a także wybranych flot, przez niego używanych. Ustawa o jakości paliw zabrania transportowania, magazynowania, wprowadzania do obrotu oraz gromadzenia w stacjach zakładowych paliw niespełniających wymagań jakościowych określonych w rozporządzeniach wydanych na podstawie ustawy. Konieczność wdrożenia Dyrektywy 2003/30/WE z 08.05.2003r. w sprawie wspierania użycia w transporcie biopaliw i innych paliw odnawialnych, skłoniła ustawodawcę do wprowadzenia możliwości stosowania biopaliw ciekłych o zwiększonej zawartości biokomponentów niż powszechnie stosowane w tzw. wybranych flotach, definiowanych jako grupy co najmniej 10 pojazdów, ciągników rolniczych lub maszyn nieporuszających się po drogach albo grupy lokomotyw lub statków, wyposażonych w silniki przystosowane do spalania biopaliwa ciekłego, będące własnością lub użytkowane przez osoby prawne lub jednostki organizacyjne nieposiadające osobowości prawnej. Użytkownicy wybranych flot mogą stosować biopaliwa spełniające jedynie wymagania ze względu na ochronę środowiska, o wymaganiach łagodniejszych niż biopaliwa ciekłe dopuszczone do powszechnego stosowania. Stosowanie biopaliw w wybranych flotach, przeznaczonych dla zamkniętej grupy pojazdów lub maszyn, wiąże się również z niewprowadzaniem tego biopaliwa do powszechnego obrotu. Ponadto przedsiębiorcy wykonujący działalność w zakresie wytwarzania, magazynowania lub wprowadzania do obrotu biopaliw ciekłych przeznaczonych do stosowania w wybranej flocie obowiązani są odpowiednio oznakować zbiorniki, w których magazynowane\nsą biopaliwa stosowane w wybranych flotach w sposób odróżniający je od zbiorników przeznaczonych dla innych paliw ciekłych. Także stosujący biopaliwa w wybranych flotach nie może wprowadzać tego paliwa do obrotu, oraz obowiązany jest zaopatrywać wybraną flotę w biopaliwa ciekłe wyłącznie w użytkowanej stacji zakładowej i odpowiednio oznakować dystrybutor zaopatrujący wybrane floty w biopaliwa ciekłe. Stosowanie biopaliw ciekłych spełniających łagodniejsze wymogi jakościowe wymaga zgłoszenia do Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów. Kontrola jakości paliw pozostaje w kompetencji Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów (Zarządzający), który realizuje swoje zadania przy pomocy Inspekcji Handlowej. Zarządzający określa minimalną liczbę stacji paliw, stacji zakładowych, hurtowni paliw, oraz minimalną liczbę przedsiębiorców wykonujących działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania oraz magazynowania paliw, u których dokonywana będzie kontrola jakości paliw. Zarządzający określa też minimalną liczbę stacji paliwowych i zakładowych, w których dokonywana będzie kontrola jakości gazu skroplonego (LPG) lub sprężonego gazu ziemnego (CNG). Podjęcie kontroli możliwe jest także w przypadku uzyskania informacji o niewłaściwej jakości paliw lub zaistnienia okoliczności wskazujących na możliwość wystąpienia niewłaściwej jakości paliw. Istotną zmianą w porównaniu z wcześniejszą ustawą jest nakaz niezwłocznego wyznaczenia do kontroli przez Zarządzającego dostawcy, u którego stwierdzono paliwo niewłaściwej jakości. W przypadku braku stacjonarnego zbiornika paliw u kontrolowanego podmiotu, Inspekcja Handlowa podejmuje czynności w celu ustalenia innego przedsiębiorcy, od którego pochodzi zakwestionowane paliwo, a posiadającego stacjonarny zbiornik. Kontrola jakości paliwa transportowanego została ograniczona i obecnie może się odbyć wyłącznie na wniosek policji lub w toku czynności wykonywanych przez policję. Ustawa określa szczegółowe warunki przeprowadzania kontroli jakości paliw. Kontrolę przeprowadzają inspektorzy Inspekcji Handlowej. Pobierane od podmiotu kontrolowane próbki paliwa kierowane są do akredytowanego laboratorium w warunkach uniemożliwiających zmianę jakości paliwa i jego cech charakterystycznych. W przypadku stwierdzenia, w wyniku kontroli, niewłaściwej jakości paliwa, Zarządzający zobowiązuje kontrolowanego, w drodze decyzji, do uiszczenia kwoty stanowiącej równowartość kosztów przeprowadzonych badań. Niezależnie od tego negatywny wynik kontroli może doprowadzić do odpowiedzialności karnej kontrolowanego.\nNa podstawie Ustawy o jakości paliw, nie ma obowiązku uprzedzenia przedsiębiorcy o zamiarze wszczęcia kontroli.\nW ramach monitorowania jakości paliw Zarządzający odpowiada za sporządzenie raportów dla:  Komisji Europejskiej (do 30 czerwca każdego roku) dotyczących: a) jakości paliw ciekłych oraz jakości biopaliw ciekłych; b) zawartości siarki w lekkim oleju opałowym, w ciężkim oleju opałowym (na podstawie danych Głównego Inspektora Ochrony Środowiska), w oleju do silników statków żeglugi śródlądowej (na podstawie danych Głównego Inspektora Ochrony Środowiska), w paliwach żeglugowych stosowanych w statkach morskich (na podstawie raportów sporządzanych przez Dyrektorów Urzędów Morskich).  Rady Ministrów (do 31 maja każdego roku) dotyczącego jakości paliw ciekłych, jakości biopaliw ciekłych, gazu skroplonego (LPG) oraz sprężonego gazu ziemnego (CNG). ODPOWIEDZIALNOŚĆ KARNA\nWytwarzanie, transportowanie, magazynowanie, wprowadzanie do obrotu paliw ciekłych, biopaliw ciekłych, gazu skroplonego (LPG), sprężonego gazu ziemnego (CNG) lub lekkiego oleju opałowego niespełniających jakościowych wymagań określonych w ustawie, a także gromadzenie tych paliw w stacji zakładowej podlega grzywnie od 50.000 zł do 500.000 zł lub karze pozbawienia wolności do lat 3. Zagrożenie karą wzrasta w przypadku podejmowania określonych wyżej działań z paliwem stanowiącym mienie znacznej wartości (grzywna od 100.000 zł do 1.000.000 zł lub kara pozbawienia wolności od 3 miesięcy do lat 5). Przypadki mniejszej wagi oraz działanie nieumyślne zagrożone są wyłącznie karą grzywny. Ustawa przewiduje także karę grzywny dla:  rolnika wytwarzającego na własny użytek biopaliwo ciekłe niespełniające wymagań określonych w ustawie,  właściciela lub użytkownika wybranej floty, który: wprowadza do obrotu biopaliwo ciekłe stosowane w tej flocie, stosuje bez zgłoszenia biopaliwo ciekłe niespełniające wymagań jakościowych określonych w ustawie, zaopatruje wybraną flotę w biopaliwa ciekłe z dystrybutora nieoznakowanego w sposób określony w ustawie, nie wykonuje obowiązku Prezesa Urzędu Konkurencji i Konsumentów o zmianie\ndanych zawartych w wymaganym przez ustawę zgłoszeniu o stosowaniu biopaliw ciekłych stosowanych w wybranej flocie.  każdego, kto wprowadza do obrotu biopaliwa ciekłe przeznaczone do stosowania przez podmioty inne niż właściciel lub użytkownik wybranej floty,  przedsiębiorcy prowadzącego działalność w zakresie wytwarzania, magazynowania lub wprowadzania do obrotu biopaliw ciekłych przeznaczonych do wybranych flot, który magazynuje to biopaliwo w zbiorniku nieoznakowanym w sposób określony w ustawie,  każdego, kto stosuje wbrew przepisom ciężki olej napędowy, olej do silników statków żeglugi śródlądowej, niespełniających wymagań jakościowych określonych w ustawie, Uniemożliwianie lub utrudnianie inspektorowi przeprowadzenie kontroli lub usuwanie paliwa zabezpieczonego w wyniku kontroli zagrożone jest karą grzywny, karą ograniczenia wolności albo pozbawienia wolności do roku.\nEFEKTYWNOŚĆ ENERGETYCZNA W ŚWIETLE PRZEPISÓW UNIJNYCH Głównym aktem prawnym Unii Europejskiej, regulującym kwestię efektywności energetycznej jest dyrektywa 2006/32/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 05.04.2006r. w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych. Termin do implementacji dyrektywy przez państwa UE upłynął 17 maja 2008 roku. Zasadniczym jej celem jest:  poprawa efektywności wykorzystania energii przez użytkowników końcowych,  wspieranie świadczenia usług energetycznych.\nMarcin Ropiak adwokat Kancelaria Mamiński & Wspólnicy\nRealizacja pierwszego z założeń dyrektywy ma służyć zmniejszeniu zużycia energii pierwotnej i emisji CO2 oraz zmniejszeniu uzależnienia UE od importu energii, wzmocnieniu innowacyjności i konkurencyjności na rynku wspólnotowym. Wspieranie świadczenia usług energetycznych ma z kolei zagwarantować dalszy rozwój i stabilność rynku tych usług, przyczynić się do poprawy zabezpieczenia niezawodności dostaw energii oraz wspierać produkcję energii ze źródeł odnawialnych. W tym celu dyrektywa nakazuje wdrożenie rozwiązań dotyczących zarówno sektora publicznego, jak i prywatnego, a także odbiorców końcowych. Co istotne, w odniesieniu do przedsiębiorstw zajmujących się sprzedażą i dystrybucją energii, rozwiązania przewidziane w dyrektywie zmierzają to tego, aby maksymalizacja zysków tych przedsiębiorstw była związana ze sprzedażą usług energetycznych dla jak największej liczby klientów, zamiast ze sprzedażą jak największej ilości energii dla poszczególnych klientów. Dyrektywa ma na celu również zwiększenie konkurencyjności w sektorze energetycznym. Dyrektywa ma zastosowanie do:  podmiotów dostarczających środki poprawy efektywności energetycznej,  dystrybutorów energii, operatorów systemu dystrybucji oraz przedsiębiorstw prowadzących detaliczną sprzedaż energii (państwa członkowskie mogą jednak wyłączyć z zakresu stosowania istotnych postanowień tego aktu małych dystrybutorów, małych operatorów systemu dystrybucji oraz małe przedsiębiorstwa prowadzące detaliczną sprzedaż energii),  odbiorców końcowych\nsił zbrojnych (wyłącznie jednak w zakresie, w którym stosowanie dyrektywy nie wchodzi w konflikt z naturą i podstawowym celem działalności sił zbrojnych).\nOBOWIĄZKI PAŃSTW CZŁONKOWSKICH W ZAKRESIE EFEKTYWNOŚCI ENERGETYCZNEJ\nWedług dyrektywy państwa członkowskie powinny do 2016 roku osiągnąć cel w zakresie oszczędności energii w wysokości 9 proc. Zobowiązane są również nałożyć na dystrybutorów energii, operatorów systemu dystrybucji oraz przedsiębiorstwa zajmujące się detaliczną sprzedażą energii, przynajmniej jedno wybrane wymaganie, które te przedsiębiorstwa muszą spełnić bezpośrednio lub za pośrednictwem innych dostawców usług energetycznych lub środków poprawy efektywności energetycznej. Lista wymagań obejmuje: a) zapewnienie pełnej oferty ich odbiorcom końcowym oraz promowanie konkurencyjnych cenowo usług energetycznych; b) zapewnienie odbiorcom końcowym dostępności i promowanie konkurencyjnych cenowo audytów energetycznych; c) wnoszenie wkładu do funduszów i mechanizmów finansowania, o których mowa w dyrektywie. Państwa członkowskie mogą wyłączyć z zakresu stosowania tych wymagań jedynie małych dystrybutorów, małych operatorów systemu dystrybucji oraz małe przedsiębiorstwa prowadzące detaliczną sprzedaż energii. BIAŁE CERTYFIKATY\nAlternatywnie, zamiast nakładania ww. wymagań, państwa członkowskie mogą zrealizować cele dyrektywy w stosunku do przedsiębiorstw poprzez wprowadzenie innych instrumentów takich jak np. białe certyfikaty. Białe certyfikaty są wydawane przez niezależne organy certyfikujące, i potwierdzają roszczenia uczestników rynku w związku z oszczędnościami energetycznymi, uzyskanymi w efekcie zastosowania środków poprawy efektywności energetycznej. POLSKA CZEKA NA USTAWĘ O EFEKTYWNOŚCI ENERGETYCZNEJ\nPolska jak dotąd nie transportowała zapisów dyrektywy w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych do krajowego porządku prawnego. Prace legislacyjne są jednak na dość zaawansowanym etapie. Ministerstwo Gospodarki opracowało projekt ustawy o efektywności energetycznej, którego I czytanie w Sejmie\nodbyło się w październiku 2010 r. Należy się spodziewać, że ostateczny kształt systemu wspierania efektywności energetycznej nie będzie znacząco odbiegał od propozycji zawartej w rządowym projekcie ustawy. Określa on krajowy cel w zakresie oszczędnego gospodarowania energią (cel indykatywny), zadania sektora publicznego oraz zasady sporządzania audytu efektywności energetycznej. Projekt wprowadza definicje kluczowych pojęć, na czele z pojęciem efektywności energetycznej, rozumianej jako stosunek uzyskanej wielkości efektu użytkowego danego obiektu, urządzenia technicznego lub instalacji, w typowych warunkach ich użytkowania lub eksploatacji, do ilości zużycia energii przez ten obiekt, urządzenie techniczne lub instalację, niezbędnej do uzyskania tego efektu. Przede wszystkim jednak projekt ustawy wprowadza do prawa polskiego system motywujący do działań w zakresie efektywności energetycznej przy istotnym wykorzystaniu mechanizmów rynkowych. Podstawą tego systemu jest świadectwo efektywności energetycznej. Będzie to swego rodzaju „dokument” wydawany określonemu podmiotowi przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE) w związku z realizacją przez ten podmiot przedsięwzięcia służącego poprawie efektywności energetycznej, potwierdzającym wartość energii zaoszczędzonej w wyniku realizacji przedsięwzięcia. Świadectwo nie będzie mieć formy materialnej, lecz stanowić będzie jedynie zapis w rejestrze świadectw efektywności energetycznej na koncie podmiotu uprawnionego. Zakres znaczeniowy pojęcia świadectwa efektywności energetycznej jest tożsamy z zakresem pojęcia białego certyfikatu z dyrektywy 2006/32/WE, a zatem obu tych pojęć można używać zamiennie. Zaoszczędzoną energię wyraża się w tonach oleju ekwiwalentnego (toe), gdzie 1 toe stanowi równoważnik jednej tony ropy naftowej o wartości opałowej równej 41868 kJ/g. Zgodnie z projektem, przedsiębiorstwo energetyczne sprzedające energię elektryczną, ciepło lub gaz ziemny odbiorcom końcowym na terytorium Polski będzie musiało uzyskać i przedstawić do umorzenia Prezesowi URE świadectwo efektywności energetycznej o określonej wartości (nie większej niż 3 proc. ilorazu kwoty przychodu ze sprzedaży energii elektrycznej, ciepła lub gazu odbiorcom końcowym i jednostkowej opłaty zastępczej) lub uiścić opłatę zastępczą. Przedsiębiorca będzie zobowiązany do uiszczenia opłaty zastępczej na rzecz Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej do dnia 31 marca każdego roku za poprzedni rok kalendarzowy. Z tego obowiązku mają być zwolnieni przedsiębiorcy sprzedający ciepło odbiorcom końcowym, jeżeli wielkość mocy zamówionej przez tych odbiorców nie przekracza 5MW.\nAby uniknąć obowiązku uiszczenia opłaty zastępczej, w interesie przedsiębiorcy będzie pozyskiwanie świadectw efektywności energetycznej. Będzie to możliwe dzięki temu, że prawa majątkowe ze świadectw będą zbywalne i będą towarem giełdowym w rozumieniu przepisów o giełdach towarowych. Świadectwa będą powstawać w wyniku przetargów na realizację przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej organizowanych co najmniej raz w roku przez Prezesa URE, osobno w trzech kategoriach: zwiększenia oszczędności energii przez odbiorców końcowych, zwiększenia oszczędności energii przez urządzenia potrzeb własnych, zmniejszenia strat energii elektrycznej, ciepła lub gazu ziemnego w przesyle lub dystrybucji. Wartość świadectw w ramach przedsięwzięć należących do pierwszej grupy nie będzie mogła być niższa niż 80 proc. całkowitej wartości świadectw przeznaczonych do wydania w danym przetargu. W przetargu będą mogły uczestniczyć projekty służące poprawie efektywności energetycznej o charakterystyce zgodnej z wykazem publikowanym w Dzienniku Urzędowym RP „Monitor Polski”, a przy tym takie: a) w wyniku których uzyskuje się oszczędność co najmniej 10 toe z jednego przedsięwzięcia albo co najmniej łącznie 10 toe średnio w ciągu roku z przedsięwzięć o jednorodnym charakterze, b) zakończone nie wcześniej niż 01.01.2008 r.; c) na których realizację nie przyznano premii termomodernizacyjnej ani nie uzyskano środków z budżetu Unii Europejskiej lub z budżetu państwa. Warunkiem uczestnictwa w przetargu będzie m.in. przedstawienie audytu efektywności energetycznej sporządzonego dla danego przedsięwzięcia. Mimo iż o wygranej w przetargu decydować będzie zadeklarowana i potwierdzona audytem wartość oszczędzonej energii, to faktyczna wartość oszczędzonej energii również podlegać będzie kontroli. Po zrealizowaniu przedsięwzięcia obowiązkowe będzie sporządzenie kolejnego audytu efektywności energetycznej, przez audytora innego niż ten, który wykonywał audyt na potrzeby przetargu. Co więcej, audyty efektywności energetycznej i zgodność osiągniętej oszczędności energii z zadeklarowaną na potrzeby przetargu podlegać będą wyrywkowej weryfikacji. Gdyby okazało się, że oszczędność energii będzie niższa od deklarowanej na potrzeby przetargu, podmiot, któremu przyznano świadectwo, obowiązany będzie przedstawić do umorzenia Prezesowi URE świadectwo o wartości równej różnicy między wartością oszczędzonej energii zadeklarowaną na potrzeby przetargu, a faktycznie uzyskaną w wyniku realizacji przedsięwzięcia. Sankcją za brak zawiadomienia o zakończeniu\nprzedsięwzięcia lub za podanie fałszywych lub wprowadzających w błąd informacji, będzie wyłączenie od udziału w przetargach na okres 5 lat. Z uwagi na okres realizacji celu indykatywnego, okres obowiązywania ustawy został zakreślony do dnia 31.12.2016 r. Przepisy dotyczące świadectw efektywności energetycznej mają, zgodnie z projektem, wejść w życie częściowo od 01.01.2012 r. a w całości z dniem 01.01.2013 r.\nZIELONE CERTYFIKATY ZIELONE CERTYFIKATY W ŚWIETLE PRAWA EUROPEJSKIEGO System zielonych certyfikatów połączony z obowiązkiem nabywania zielonej energii, stanowi podstawowy mechanizm wspierania rozwoju energetyki ze źródeł odnawialnych, w tym przede wszystkim z wiatru i wody. Podstawą jego wprowadzenia była wydana 27.09.2001 r. Dyrektywa 2001/77/WE Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wspierania produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych. Na jej podstawie powstały polskie przepisy dotyczące zielonych certyfikatów. Dyrektywa nałożyła na państwa członkowskie obowiązek systematycznego zwiększania produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Określiła ponadto konieczność wprowadzenia systemu świadectw pochodzenia, dzięki którym producenci energii uzyskali możliwość wykazania, że wyprodukowano ją przy wykorzystaniu odnawialnych źródeł. Dyrektywa wprowadziła też nakaz znoszenia ewentualnych barier prawnych, uniemożliwiających rozwój produkcji energii ze źródeł odnawialnych. W 2009 roku Dyrektywa 2001/77/WE została zastąpiona przez Dyrektywę 2009/28/WE w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych., która określiła wspólne ramy systemu promowania energii z OZE. Komisja Europejska pozostawia państwom członkowskim swobodę wyboru systemu wsparcia. Może to być pomoc inwestycyjna, uprzywilejowanie fiskalne czy też system gwarantowanych cen zakupu. Wskazuje także nowy próg udziału energii ze źródeł odnawialnych w całkowitym zużyciu energii, określając go na 20 proc. do roku 2020 (dla Polski próg ten wynosi 15 proc.).\nMaciej Bogucki radca prawny Mamiński i Wspólnicy\nSYSTEM ZIELONYCH CERTYFIKATÓW W POLSCE\nZielone certyfikaty pojawiły się wraz z nowelą Prawa energetycznego z 04.03.2005 r. Stanowią one zbywalne prawa majątkowe powstające z chwilą rejestracji w systemie prowadzonym przez Prezesa URE świadectwa pochodzenia energii, w którym obligatoryjnie znajduje się wskazanie wartości energii wyprodukowanej z użyciem OZE. Nominał certyfikatu wynosi 1 kWh. Są one instrumentami bezterminowymi, podlegającymi umorzeniu na wniosek ich posiadacza. Stanowić mogą także przedmiot obrotu na Towarowej Giełdzie Energii. W kontekście wsparcia rozwoju energetyki bazującej na wykorzystaniu OZE, trzeba wyjaśnić, że zgodnie z Prawem Energetycznym: Sprzedawca (podmiot, zajmujący się wytwarzaniem i sprzedażą energii lub podmiot dokonujący obrotu energią) jest obowiązany (…) do zakupu energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach energii przyłączonych do sieci dystrybucyjnej lub przesyłowej znajdującej się na terenie obejmującym obszar działania tego sprzedawcy, oferowanej przez przedsiębiorstwo energetyczne, które uzyskało koncesję na jej wytwarzanie. Zakres udziału energii wytworzonej z wykorzystaniem OZE określa Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 04.08.2008 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii. Zgodnie z tym aktem udział energii z OZE w całym wolumenie sprzedanej w danym roku energii wynosić ma co najmniej 10,4 proc. w latach 2010-2012; 10,9 proc. – w 2013 r.; 11,4 proc. – w 2014 r.; 11,9 proc. – w 2015 r.; 12,4 proc. – w 2016 r. I 12,9 proc. w roku 2017. Obowiązek nabycia określonego wolumenu energii, wytworzonej z użyciem OZE, pozostaje w korelacji z innym obowiązkiem nakładającym na przedsiębiorstwa energetyczne, wytwarzające energię elektryczną lub dokonujące obrotu tą energią na terytorium RP, obowiązek uzyskiwania i przedstawienia do umorzenia Prezesowi URE świadectw pochodzenia, względnie uiszczenia opłaty zastępczej na rzecz Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Należy w tym miejscu wskazać, że wydatki związane\nz zakupem energii, wytworzonej z wykorzystaniem OZE, można zaliczyć do kosztów działalności. Ponadto, koszt zakupu energii wytworzonej z OZE uwzględniany jest przy kalkulacji cen taryfowych. Z ekonomicznego punktu widzenia, dla dystrybutorów energii zakup energii uzyskanej z OZE wydaje się być\nbardziej opłacalny, niż ponoszenie opłat zastępczych. Po stronie producentów energii wykorzystujących OZE mamy do czynienia z podwójnym źródłem przychodów – z jednej strony uzyskują oni środki finansowe bezpośrednio ze sprzedaży energii, a z drugiej – przychody w związku z obrotem świadectwami. Przy czym, w dostępnych opracowaniach wskazuje się, iż obrót świadectwami w strukturze przychodów producentów OZE stanowi średnio około 2/3 ogólnej wartości przychodów. Dotyczy to również elektrowni wiatrowych, pomimo wyższych kosztów uzyskania energii, związanych głównie z kosztami inwestycji oraz zależnością mocy produkcyjnych od aktualnych warunków pogodowych. SYSTEM WSPARCIA ROZWOJU ENERGETYKI WIATROWEJ\nElektrownie wiatrowe stanowią drugie pod względem zdolności wytwórczych źródło energii wytwarzanej z OZE w Polsce (pierwsze miejscu zajmują hydroelektrownie). Zaobserwować jednak można dynamiczny rozwój inwestycji właśnie w energetykę wiatrową. Na koniec sierpnia 2010 r., łączna zdolność wytwórcza energii z elektrowni wiatrowych osiągnęła poziom 1 gW. Według Ministerstwa Gospodarki najbardziej sprzyjające obszary dla rozwoju energetyki wiatrowej to: Pomorze (zwłaszcza jego wschodnia część), tereny Suwalszczyzny, otwarte tereny Warmii i Mazur oraz tereny Podkarpacia i Górnego Śląska. System wsparcia energetyki wiatrowej w znacznej części pokrywa się z systemem wspierania rozwoju energetyki z OZE w ogólności. Poza zielonymi certyfikatami, powiązanymi z obowiązkiem zakupu energii, wytworzonej w OZE, wytwórcy zielonej energii mogą liczyć także na inne formy wsparcia. Najbardziej istotną jest możliwość pozyskania pomocy finansowej ze środków Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, zobligowanego przez art. 401c Prawa Ochrony Środowiska do wspierania rozwoju odnawialnych źródeł energii. Innymi źródłami finansowania są środki Wojewódzkich Funduszy Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, banków (zwłaszcza Banku Ochrony Środowiska) oraz oczywiście środki unijne. Obok możliwości uzyskania bezpośredniego wsparcia finansowego należy też wskazać ułatwienia pośrednie, jak np. ulgi podatkowe. Wymaga zwłaszcza podkreślenia, że zgodnie z Ustawą o podatku akcyzowym, energia elektryczna wytwarzana z OZE podlega zwolnieniu od akcyzy na podstawie dokumentu potwierdzającego umorzenie świadectwa pochodzenia energii. Istotna z punktu widzenia rozwoju energetyki wiatrowej jest zmiana podejścia do inwestycji w budowę farm wiatrowych. Coraz częściej\ntraktowane są one jako inwestycje celu publicznego. W konsekwencji łatwiejsze staje się pozyskanie gruntu pod budowę stosownych urządzeń. Pamiętać też należy, że zgodnie z Ustawą o gospodarce nieruchomościami, nieruchomości, które przeznaczone są na cele publiczne mogą zostać zbyte bez przetargu, objęte są również niższą stawką opłaty z tytułu użytkowania wieczystego, a dodatkowo można ubiegać się o zwolnienie od obowiązku zapłaty podatku od czynności cywilnoprawnych z tytułu sprzedaży takiej nieruchomości. Pomimo wprowadzenia systemu wsparcia dla rozwoju energetyki z OZE wciąż jednak istnieje szereg barier, utrudniających jej rozwój, co dotyczy niestety głównie energetyki wiatrowej. Problemem jest zwłaszcza brak rozbudowanej oraz elastycznej infrastruktury sieciowej. Należy mieć bowiem na uwadze, że moc wytwórcza elektrowni wiatrowej jest zmienna w czasie i uzależniona od warunków pogodowych co z kolei wymusza dostosowanie struktury sieci celem zapewnienia zrównoważonego poziomu zasilania. Biorąc jednak pod uwagę stale rosnące w Polsce zainteresowanie alternatywnymi i ekologicznymi źródłami energii jak również kierunek zmian ustawodawstwa europejskiego i krajowego, należy uznać, że pozyskiwanie energii z OZE stanowić będzie rozwojowe źródło energii.\nZasady dotowania przedsiębiorców oraz osób fizycznych w zakresie ochrony środowiska i projektów dotyczących realizacji Odnawialnych Źródeł Energii (OZE) (Wybrane zagadnienia).\nUSTAWA POZWOLI NA DOFINANSOWANIE KOLEKTORÓW SŁONECZNYCH I PRZYDOMOWYCH ELEKTROWNI\nAndrzej Ceglarski adwokat\nNa podpis prezydenta czeka najważniejsza zmiana prawna związana z finansowaniem inwestycji w zakresie ochrony środowiska i projektów Kancelaria OZE czyli nowelizacja ustawy Prawo ochrony środowiska. Nowelizacja Mamiński & Wspólnicy ma uregulować zasady i tryb udzielania z budżetów powiatów i gmin wsparcia finansowego bezpośrednio osobom fizycznym realizującym prywatne inwestycje w obszarze ochrony środowiska. Przygotowana nowelizacja zakłada m.in. przywrócenie możliwości (do)finansowania inwestycji ekologicznych podejmowanych przez podmioty niezaliczane do sektora finansów publicznych, takich jak kolektory słoneczne, przydomowe oczyszczalnie ścieków lub kotły do centralnego ogrzewania. Ustawowe możliwości dotacji obejmą osoby fizyczne, wspólnoty mieszkaniowe i przedsiębiorców. Dzięki nowym przepisom, także domy kultury czy samodzielne zespoły opieki zdrowotnej, będą mogły liczyć na dofinansowanie. Po nowelizacji gminy (powiaty) będą mogły wspierać inwestycje osób fizycznych, zamierzających wymienić ogrzewanie na bardziej ekologiczne, podłączyć do sieci ciepłowniczej czy kolektora ściekowego albo zapewnić sobie ciepłą wodę z kolektorów słonecznych. Zasady udzielania dofinansowania, takie jak kryteria czy tryb postępowania, mają być ustalane odrębnie w drodze uchwały rady gminy lub powiatu. Przekazanie dotacji ma następować po zawarciu umowy z jednostką samorządową. Nowelizacja jest bardzo wyczekiwana, gdyż obecnie gminy i powiaty nie mogą finansować prywatnych inwestycji ekologicznych. Ustawa z 20.11.2009 r. o zmianie ustawy Prawo ochrony środowiska oraz niektórych innych ustaw oddała z dniem 01.01.2010 r. środki jakimi dysponowały powiatowe oraz gminne fundusze ochrony środowiska i gospodarki wodnej w ręce starostów i wójtów (burmistrzów lub prezydentów miast). Mogą oni przeznaczać pieniądze na wszelkiego rodzaju przedsięwzięcia ekologiczne (tereny zielone, gospodarka odpadami itd.). Gospodarowanie tymi środkami, musi być zgodne z Ustawą o finansach publicznych, która jednak uniemożliwia przekazanie przez jednostkę samorządu terytorialnego osobie fizycznej lub przedsiębiorcy, środków na\ndofinansowanie inwestycji, nie związanej z celem publicznym i realizacją zadań jednostki samorządu terytorialnego na rzecz ogółu mieszkańców. Tą sytuację ma zmienić przygotowana nowelizacja ustawy Prawo ochrony środowiska. PIENIĄDZE NA KOLEKTORY\nZmieniona ustawa ma wesprzeć zwłaszcza ogólnopolski program proekologicznych inwestycji w zakup instalacji solarnej. Program ten jest skierowany do osób fizycznych – właścicieli domów jednorodzinnych – oraz do wspólnot mieszkaniowych. Zakup i montaż kolektorów słonecznych może zostać dofinansowany przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Po raz pierwszy, dotacje Narodowego Funduszu na kolektory słoneczne mogą otrzymać klienci indywidualni. Narodowy Fundusz zwróci istotną część kosztów zamontowania kolektorów słonecznych w prywatnych domach. Aby skorzystać z przeznaczonych na ten cel środków NFOŚiGW, należy koniecznie wziąć kredyt. Fundusz przekazuje dotacje bankom, które z kolei o te środki pomniejszają wartość udzielonego kredytu. Przymus bankowy i związane z tym dodatkowe koszty może nieco zmniejszają atrakcyjność tego rozwiązania, ale zainteresowani mogą liczyć na preferencyjne kredyty z przeznaczeniem na instalacje kolektorów słonecznych. Kredytobiorcą może być każda osoba, będąca właścicielem domu, na którym ma być umieszczona instalacja lub wspólnota mieszkaniowa, która chce zainstalować kolektory na własnych budynkach. Beneficjentami tego rozwiązania nie mogą jednak być osoby korzystające z miejskiej sieci cieplnej. W celu uzyskania odpowiednich kredytów zainteresowani mają do wyboru ponad 4 tys. placówek, gdyż NFOŚiGW podpisał umowy o współpracy z 6 bankami, t.j.: Bankiem Ochrony Środowiska, Bankiem Polskiej Spółdzielczości, Gospodarczym Bankiem Wielkopolski, Krakowskim Bankiem Spółdzielczym, Mazowieckim Bankiem Regionalnym i Warszawskim Bankiem Spółdzielczym.\nFINANSOWANIE INWESTYCJI W OZE ZE ŚRODKÓW UNII EUROPEJSKIEJ PROJEKTY I PROGRAMY W RAMACH OZE\nRozporządzenie Rady Ministrów w sprawie rodzajów programów i projektów przeznaczonych do realizacji w ramach krajowego systemu zielonych inwestycji z 20.10.2009r. określiło rodzaje programów i projektów z zakresu wykorzystania OZE. Są to:  budowa lub modernizacja elektrociepłowni lub ciepłowni opalanych biomasą,  budowa lub przebudowa elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych lub przesyłowych w celu umożliwienia przyłączenia do sieci odnawialnych źródeł energii,  budowa lub przebudowa instalacji kolektorów słonecznych lub ogniw fotowoltaicznych w celu zwiększenia ich wydajności,  dostosowanie napędów do spalania biopaliw w celu wykorzystania biopaliw,  budowa instalacji do produkcji biokomponentów wykorzystywanych do wytwarzania biopaliw,  budowa lub modernizacja elektrowni wodnych oraz elektrowni wiatrowych,  produkcja biopaliw silnikowych lub promocja ich zastosowania w transporcie w celu minimalizacji emisji zanieczyszczeń,  budowa lub modernizacja (elektro)ciepłowni wykorzystujących energię geotermalną,  budowa wysoko sprawnych układów z wykorzystaniem nisko- i średniotemperaturowych zasobów wód geotermalnych stosowanych w energetyce rozproszonej,  upowszechnianie pomp ciepła i technologii efektywnego wykorzystania niskotemperaturowej energii geotermalnej, modernizacja sprężarkowych pomp ciepła,  promocja zastosowania pomp ciepła i energii geotermalnej do ogrzewania obiektów.\nBeneficjentem dofinansowania inwestycji w OZE może być każda osoba fizyczna prowadząca działalność gospodarczą, osoba prawna lub jednostka organizacyjna nieposiadająca osobowości prawnej, której\nustawa przyznaje zdolność prawną. Odpowiedzialny za dystrybucję unijnego wsparcia na ten cel jest Instytut Paliw i Energetyki Odnawialnej (IPiEO), który oprócz dotacji na odnawialne źródła energii dysponuje także wsparciem unijnym dla projektów związanych z produkcją biopaliw oraz modernizacją sieci energoelektrycznych. IPiEO to nie jedyne źródło środków na inwestycje w zieloną energię. Duże możliwości finansowania OZE stwarza Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. INFRASTRUKTURA I ŚRODOWISKO\nPomoc finansową przy budowie urządzeń wykorzystujących odnawialne źródła energii przewiduje unijny Program Operacyjny Infrastruktura i Środowisko, będący największym w historii Unii Europejskiej programem finansowanym ze środków unijnych. Na jego realizację w latach 2007 – 2013 państwa członkowskie przeznaczyły blisko 28 mld euro. O część tych pieniędzy mogą ubiegać się także polscy przedsiębiorcy, realizując projekty związane z ochroną środowiska, produkcją energii odnawialnej lub modernizacją sieci elektroenergetycznych bądź ciepłowniczych. Dzięki wsparciu przewidzianemu zarówno w programach regionalnych, jak i w Programie Infrastruktura i Środowisko, samorządy mogą sfinansować budowę lub zwiększenie mocy już istniejących urządzeń wykorzystujących źródła energii odnawialnej, jak wiatr, woda, biomasa, biogaz, energia słoneczne. Korzystający z dotacji przedsiębiorcy uzyskali możliwość budowy farm wiatrowych, biogazowni, hydroelektrowni lub instalacji kolektorów słonecznych. W realizacji programu istotną role odgrywa Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej i jego wojewódzkie oddziały, który pełni funkcję podmiotu wdrażającego (instytucji pośredniczącej), udziela szczegółowych informacji, dokonuje wyboru projektów i bierze udział w procedurze podpisywania umów, a następnie ich rozliczania. W ramach programu istotne znaczenie odgrywa Działanie 2.1, dotyczące przedsięwzięć z zakresu gospodarki odpadami komunalnymi w tym odpadów niebezpiecznych. Jego celem jest przeciwdziałanie powstawaniu odpadów, redukcja ilości składowanych odpadów komunalnych i zwiększenie udziału odpadów komunalnych poddawanych odzyskowi i unieszkodliwianiu innymi metodami niż składowanie. Dofinansowanie można uzyskać m.in. na instalacje umożliwiające przygotowanie odpadów do procesów odzysku oraz na instalacje do termicznego przekształcania odpadów komunalnych z odzyskiem energii.\nZ kolei w ramach Działania 9.4 Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko przedsiębiorcy mogą ubiegać się o wsparcie wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych z instalacji wykorzystujących energię wody (przez małe elektrownie do 10 MW), biogazu i biomasy, wiatru, a także ciepła przy wykorzystaniu energii geotermalnej i słonecznej. Aby ubiegać się o dotacje, firma musi realizować projekt o wartości co najmniej 20 mln zł, a w przypadku wytwarzania energii elektrycznej z biomasy lub biogazu i w zakresie budowy lub rozbudowy małych elektrowni wodnych – 10 mln zł. Przedsiębiorcy mogą liczyć na refundację poniesionych wydatków związanych z budową fabryk i linii produkcyjnych. Niezbędnym warunkiem jest wytwarzanie urządzeń, dzięki którym uzyska się energię elektryczną z siły wiatru lub wody bądź biogazu i biomasy. Wsparcie mogą otrzymać inwestycje polegające na budowie zakładów produkujących urządzenia do wytwarzania:  energii elektrycznej z wiatru, wody w małych elektrowniach do 10 MW, biogazu i biomasy,  ciepła przy wykorzystaniu biomasy oraz energii geotermalnej i słonecznej,  energii elektrycznej i ciepła przy wykorzystaniu wyłącznie biomasy lub energii geotermalnej,  biokomponentów oraz biopaliw ciekłych stanowiących samoistne paliwa (z wyłączeniem urządzeń do produkcji biopaliw stanowiących mieszanki z paliwami ropopochodnymi, produkcji bioetanolu z produktów rolnych oraz czystego oleju roślinnego). Pomoc może zostać udzielona wyłącznie jako pomoc regionalna na realizację nowej inwestycji, która może obejmować inwestycję w środki trwałe oraz wartości niematerialne i prawne związane z utworzeniem nowego przedsiębiorstwa, rozbudową istniejącej firmy, rozszerzeniem zakresu produkcji przedsiębiorstwa poprzez wprowadzenie nowych dodatkowych produktów lub zasadniczą zmianą dotyczącą procesu produkcyjnego w istniejącej firmie. Nową inwestycją może być także nabycie środków trwałych od przedsiębiorstwa, które jest w stanie likwidacji lub zostałoby zlikwidowane, gdyby zakup nie nastąpił. Wypada zwrócić uwagę na inne wyspecjalizowane działanie Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko – Działanie 9.2: Efektywna dystrybucja energii. Również i w tym działaniu obok jednostek samorządu terytorialnego, o środki mogą ubiegać się przedsiębiorcy. Celem Działania 9.2 jest modernizacja istniejących sieci energetycznych. Na finansowanie mogą liczyć dwa typy projektów:\nbudowa (w miejsce istniejącego systemu) lub przebudowa sieci dystrybucyjnych wysokiego, średniego i niskiego napięcia mające na celu ograniczenie strat sieciowych,  budowa (w miejsce istniejącego systemu) lub przebudowa sieci ciepłowniczych oraz węzłów cieplnych poprzez stosowanie energooszczędnych technologii i rozwiązań. \nDo dofinansowania w Działaniu 9.2 będą kwalifikować się wyłącznie projekty dotyczące sieci, które wykażą ograniczenia strat o co najmniej 30 proc. Nie wolno z tego funduszu finansować budowy zupełnie nowych odcinków. Wsparcie tych inicjatyw przewiduje Działanie 9.6 Sieci ułatwiające odbiór energii ze źródeł odnawialnych, w którym dotowane inwestycje służyć mają przyłączeniu nowych zielonych elektrowni. PROGRAMY REGIONALNE\nO ile program POIŚ umożliwia finansowanie inwestycji o kosztach kwalifikowanych powyżej 20 mln złotych, o tyle mniej kosztowne projekty mogą być finansowane w ramach Regionalnych Programów Operacyjnych (RPO). Na terenie kraju funkcjonuje 16 Regionalnych Programów Operacyjnych. Każdy inwestor, który planuje realizację mniejszej inwestycji może uzyskać maksymalnie do 85 proc. unijnego dofinansowania na realizację swojego przedsięwzięcia. Poszczególne RPO określają własne zasady udzielania wsparcia. Przed rozpoczęciem procesu aplikacyjnego trzeba dokładnie przeanalizować warunki uzyskania dofinansowania. W pierwszej kolejności należy zweryfikować, czy we właściwym dla danego województwa RPO, zapisane jest odpowiednie dla OZE działanie oraz jaki rodzaj beneficjentów może z niego skorzystać. Należy mieć na uwadze, iż w niektórych województwach działania skierowane są wyłącznie do jednostek publicznych i przedsiębiorcy nie mogą ubiegać się o środki pomocowe. O aplikowaniu w ramach konkretnego Regionalnego Programu Operacyjnego decyduje lokalizacja inwestycji, choć w niektórych przypadkach warunkiem koniecznym jest posiadanie przez wnioskodawcę siedziby na terenie danego województwa. Regionalne Programy Operacyjne zarządzane są przez zarządy województw. W zależności od potrzeb województwa, specyficznych uwarunkowań występujących na jego obszarze różni się zakres wspieranych zadań oraz podział puli środków w regionie, jednak w każdym RPO jeden z priorytetów stanowi ochrona środowiska poprzez wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych.\nPołowa województw, tj. województwa: kujawsko-pomorskie, opolskie, podkarpackie, podlaskie, pomorskie, śląskie, świętokrzyskie i zachodniopomorskie preferuje projekty podejmowane co do zasady przez jednostki sektora finansów publicznych, z pominięciem inwestycji prywatnych. Pozostałe województwa stwarzają swobodną możliwość finansowania inwestycji w OZE, również przedsiębiorcom z kapitałem prywatnym. W tych województwach są oni beneficjentami środków na równi z samorządami i innymi jednostkami publicznymi. Dofinansowanie mogą w tych województwach uzyskać inwestorzy m.in. na budowę jednostek wytwarzania energii wykorzystujących wszystkie znane rodzaje energii odnawialnej. Pomimo dużej konkurencji ze strony instytucji publicznych, prawdopodobieństwo dotowania przedsiębiorców inwestujących w OZE w tych województwach należy ocenić jako stosunkowo wysokie. Niektóre regiony (województwa) wprowadziły ograniczenia kwotowe wielkości wsparcia. Poszczególne RPO przeznaczyły na wsparcie OZE od 0,8 proc. do 3 proc. swojego budżetu. Wszystkie regiony stosują konkursową procedurę wyłaniania projektów, które uzyskają dofinansowywanie. Podstawową kwestią przy ubieganiu się o środki pomocowe w ramach RPO z zakresu energii odnawialnej jest właściwe przygotowanie inwestycji do fazy realizacji. Złożenie wniosku aplikacyjnego powinno być finalnym elementem prac przedrealizacyjnych. Pierwszym krokiem w ramach przygotowania projektu, powinno być opracowanie analizy efektywności inwestycji, z punktu widzenia wybranego źródła energii dla danej lokalizacji. Niezbędne jest również przeprowadzenie analizy wykonalności dla różnych wariantów lokalizacji. Wniosek o dofinansowanie wraz z załącznikami (m.in. studium wykonalności) winien wykazać, iż przedstawiony do dofinansowania projekt jest w pełni wykonalny, nie tylko pod względem technicznym, środowiskowym, ale także formalno-prawnym oraz finansowym. Wnioskodawca musi zatem wcześniej zdobyć wymagane pozwolenia na realizację inwestycji i wskazać źródło finansowania przedsięwzięcia (ze środków własnych), które pozwolą na realizację zadania do momentu wypłaty dotacji. Należy pamiętać, że zgodnie z powoływanym już Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z 03.02.2009 r. w sprawie udzielania pomocy publicznej na inwestycje w zakresie budowy lub rozbudowy jednostek wytwarzających energię elektryczną lub ciepło z odnawialnych źródeł energii rozpoczęcie inwestycji w przypadku małych i średnich przedsiębiorstw może nastąpić dopiero po złożeniu wniosku o dofinansowanie. Uprzednie podjęcie prac budowlanych lub złożenie pierwszego prawnie wiążącego zamówienia na urządzenia, z wyłączeniem działań związanych z przygotowaniem dokumentacji dotyczącej danej inwestycji, dyskwalifikuje projekt.\nW każdej inwestycji, która ma zostać dofinansowana ze środków europejskich, jedną z najważniejszych kategorii są tzw. wydatki kwalifikowane, gdyż tylko one mogą być przedmiotem refundacji. Wszystkie pozostałe wydatki – te, które za kwalifikowane nie zostaną uznane – firma musi sfinansować samodzielnie. Wydatki kwalifikowane, w omawianym zakresie mogą wiązać się z kosztem poniesionym m.in. na:  nabycie nieruchomości niezabudowanej, zabudowanej lub prawa do tych nieruchomości,  prace demontażowe, przygotowanie terenu budowy, roboty budowlane i instalacyjne, uruchomienie urządzeń, a także całego obiektu – gdy jest to związane z inwestycją,  nabycie lub wytworzenie we własnym zakresie środków trwałych, pod warunkiem że zostaną one zaliczone do środków trwałych wnioskodawcy,  przyłączenie do sieci wodociągowej, kanalizacyjnej, gazowej, elektroenergetycznej i ciepłowniczej, ogrodzenie i zagospodarowanie terenu, na którym inwestycja jest realizowana,  dostarczenie gazu, energii elektrycznej, wody i ciepła, a także odprowadzanie ścieków – niezbędne do prowadzenia prac inwestycyjnych i wyłącznie w okresie ich trwania,  podatki i opłaty, których zapłacenie jest niezbędne do prowadzenia prac inwestycyjnych, w okresie ich trwania z wyłączeniem VAT oraz podatku akcyzowego,  nabycie wartości niematerialnych i prawnych związanych z transferem technologii poprzez nabycie patentów, licencji, know-how lub nieopatentowanej wiedzy technicznej. Tak określony zakres wydatków kwalifikowanych pozwala zrealizować inwestycję od podstaw, tym bardziej że do tych wydatków wolno także włączyć te związane z zarządzaniem projektem jak m.in.: nadzór nad robotami budowlanymi, wydatki administracyjne, opłaty czynszowe za wynajem. Minimalna wartość projektu, jaka kwalifikuje do tego, aby w ogóle starać się o unijne dofinansowanie to 8 mln zł. Maksymalna dotacja, jaką można otrzymać wynosi 30 mln zł.\nWYBRANE ŹRÓDŁA FINANSOWANIA INWESTYCJI W ODNAWIALNE ŹRÓDŁA ENERGII (OZE) Prognozy dla sektora energetyki odnawialnej sporządzane w ostatnich latach wskazują na duże możliwości jego rozwoju. Stworzenie korzystnych warunków do inwestowania w ten sektor energetyki może dać w ciągu kilku lat bardzo znaczny wzrost udziału źródeł energii odnawialnej w ogólnej produkcji energii elektrycznej oraz cieplnej. W ramach finansowania inwestycji w OZE, przedsiębiorcy nawet połowę potrzebnych środków będą próbowali pozyskać ze źródeł zewnętrznych. Może to być o tyle trudne, że tego typu przedsięwzięcia zazwyczaj wymagają wysokich nakładów wstępnych w przeliczeniu na jednostkę zainstalowanej mocy. Ponadto projekty z zakresu energetyki odnawialnej są zazwyczaj skomplikowane i nowatorskie zarówno pod względem technicznym, jak i finansowym, co nie może pozostać bez wpływu na szacowanie ryzyka inwestycyjnego związanego z przedsięwzięciami OZE. Z powyższych względów znajomość dostępnych źródeł pozyskania kapitału na realizację tego rodzaju inwestycji wydaje się być kluczowa dla pomyślnej realizacji projektów OZE oraz rozwoju całego sektora OZE. Kapitał potrzebny do realizacji inwestycji z zakresu energetyki odnawialnej może zostać pozyskany z następujących zewnętrznych źródeł:  środki instytucji wspierających rozwój energetyki odnawialnej w Polsce,  rynki finansowe (kredyty i pożyczki preferencyjne oraz komercyjne, leasing, emisja obligacji),  międzynarodowe programy i zobowiązania w zakresie ochrony środowiska naturalnego, udział trzeciej strony (partnerstwo publiczno – prywatne).\nMarcin Mamiński adwokat\nMarek Kijowski adwokat Kancelaria Mamiński & Wspólnicy\nW chwili obecnej zdecydowana większość środków na realizację inwestycji OZE pochodzi z funduszy publicznych działających na rzecz ochrony środowiska oraz w ramach programów pomocowych głównie z Unii Europejskiej. Zasadnicze wsparcie polega na przyznaniu dotacji lub preferencyjnego kredytu. Jednocześnie inwestorzy mogą korzystać z pomocy niematerialnej np. w postaci usług doradczych instytucji zewnętrznych czy programów edukacyjnych. Dotychczasowa praktyka pokazuje, iż najwięcej środków na energetykę odnawialną zostało pozyskane z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, wojewódzkich, powiatowych\ni gminnych funduszy ochrony środowiska i gospodarki wodnej, Fundacji EkoFundusz, oraz innych programów pomocowych. EkoFundusz – fundacja powołana w 1992 r. przez Skarb Państwa dla efektywnego zarządzania środkami finansowymi pochodzącymi z zamiany części zagranicznego długu na wspieranie przedsięwzięć w ochronie środowiska (tzw. ekokonwersja długu), która odgrywała w ostatnich latach istotną rolę w finansowaniu przedsięwzięć związanych z ochroną środowiska, rozdysponowując ok. 2 mld zł i wspierając 1560 projektów, jako źródło finansowania OZE – należy pominąć, gdyż w listopadzie 2010 r. zakończył swoją działalność wobec wyczerpania środków pochodzących z redukcji długu. Ostrożnie można przyjąć, że w przypadku przygotowania przez inwestora poprawnego formalnie i atrakcyjnego merytorycznie, tj. mieszczącego się w priorytetach odpowiednich funduszy ekologicznych i programów pomocowych projektu, ma on szanse na pozyskanie dotacji i kredytów preferencyjnych do wysokości 30-50 proc. całkowitych kosztów inwestycyjnych. Z tych też względów, wobec braku dostatecznych środków własnych, inwestorzy ukierunkowują poszukiwania brakujących środków na rynki finansowe. FINANSOWANIE Z KREDYTU\nPodstawową formą pozyskania funduszy na rynkach finansowych jest zaciągnięcie kredytu. Warunki spłaty kredytu, naliczane opłaty i prowizje banku oraz wysokość oprocentowania są przedmiotem indywidualnych negocjacji. Warunki udzielania kredytów są preferencyjne, choć zróżnicowane regionalnie i ofertowo (od 1,4 proc. do 3 proc.). W szczególności dostępne są:  kredyty preferencyjne we współpracy z donatorami (instytucjami dysponującymi środkami na zadania proekologiczne np. WFOŚiGW);  montaż finansowy z udziałem partnerów systemu finansowania ochrony środowiska;  kredyty komercyjne wykorzystujące systemy zachęt. Zakres zadań objętych finansowaniem określają umowy banków z beneficjentami. W zależności od banku, kredytowanie inwestycji następuje na okres od kilku do nawet kilkunastu lat; ponadto dopuszcza się karencję w spłacie kapitału nawet do kilku lat. Banki wspierają także nowopowstałe firmy, które planują projekty OZE. W niektórych przypadkach wystarczające okazuje się, aby przedsiębiorca miał środki na pokrycie 17-18 proc. wkładu własnego. W większości umów oprocentowanie jest\nzmienne, uzależnione od wysokości stopy redyskontowej weksli (ustalonej przez RPP) i plasuje się w przedziale od 1,5 do 4.5 proc. w skali roku, w zależności od województwa, zakresu rzeczowego zadania i statusu kredytobiorcy. Długoletnim uczestnikiem systemu finansowania OZE jest Bank Ochrony Środowiska, który oferuje inwestorom zarówno kredyty komercyjne oparte na warunkach rynkowych, jak i kredyty preferencyjne, charakteryzujące się korzystniejszym oprocentowaniem. W przypadku finansowania przedsięwzięć z zakresu ochrony środowiska, w tym związanych z inwestycjami OZE, BOŚ podejmuje też współpracę z zagranicznymi instytucjami finansowymi. Środki przekazywane na wsparcie projektów związanych z wykorzystaniem energii odnawialnej udzielane są przeważnie w formie długoterminowych kredytów inwestycyjnych, zgodnie z potrzebami wynikającymi m.in. z założeń biznes planu przedsięwzięcia. W ramach kredytów preferencyjnych BOŚ wyróżnić należy kredyty z dopłatami do oprocentowania wnoszonymi przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej („NFOŚiGW”), który udostępnił inwestorom specjalny instrument, jakim są dopłaty do oprocentowania kredytów bankowych na wskazane przez NFOŚiGW programy i przedsięwzięcia z zakresu ochrony środowiska i gospodarki wodnej. Dopłaty do oprocentowania preferencyjnych kredytów przeznaczonych na pokrycie kosztów przedsięwzięcia udzielane są na zasadach określonych w poszczególnych Programach Priorytetowych, które określają również m.in. budżet programu, wysokość dopłat, terminy składania wniosków oraz szczegółowe kryteria wyboru przedsięwzięć. Wnioskodawca ubiegający się o dopłatę składa wniosek o udzielenie promesy dopłat w NFOŚiGW. Następnie, po uzyskaniu promesy, zawiera umowę kredytu z bankiem (niekiedy wybranym w trybie ustawy Prawo zamówień publicznych). W dalszej kolejności, inwestor, bank i NFOŚiGW podpisują umowę trójstronną. BOŚ udziela także kredytów preferencyjnych na podstawie umów Wojewódzkim Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej („WFOŚiGW”). W każdym województwie warunki kredytowania są zróżnicowane odnośnie zakresu zadań, maksymalnej kwoty kredytu, długości okresu kredytowania, i oprocentowania. Przykładowo w ramach działań Funduszu szczecińskiego z kredytu mogą być finansowane m.in. zakupy:  urządzeń i systemów grzewczych z zastosowaniem różnego rodzaju pomp ciepła,  baterii i kolektorów słonecznych,\nkotłów opalanych biomasą (słoma, odpady drzewne itp.) wraz z urządzeniami towarzyszącymi dla przemysłowych i lokalnych źródeł energii,  systemów kominkowych,  małych elektrowni wodnych,  źródeł energii wykorzystujących energię wiatru (siłownie i turbiny wiatrowe) o mocy do 5 MW,  urządzeń służących do produkcji peletów lub brykietów- biomasy przetwarzanej w paliwo energetyczne. \nInną formą pozyskania środków na finansowanie inwestycji OZE może być emisja obligacji. Obligacja jest instrumentem dłużnym rynku kapitałowego, w którym jedna strona (emitent obligacji) stwierdza, że jest dłużnikiem drugiej strony (obligatariusza) i zobowiązuje się do wykupu obligacji na określonych warunkach. Mimo braku w Polsce większych doświadczeń, obligacje wydają się być interesującą formą długo- i średnioterminowego finansowania projektów OZE, szczególnie w obiektach komunalnych. LEASING\nRównież leasing stał się atrakcyjną formą pozyskania kapitału. W ostatnich latach wzrosła liczba podmiotów oferujących usługi w tym zakresie. Nie ma prawnych ograniczeń co do przedmiotu umów leasingowych, dlatego też instalacje OZE mogą być finansowane w tej formie. FINANSOWANIE ESCO\nWspieranie inwestycji OZE może przybrać także formę finansowania przedsięwzięcia przez stronę trzecią określane jako ESCO z angielskiego energy service company. Tego typu instrument adresowany jest przede wszystkim do jednostek samorządu lokalnego, przedsiębiorstw komunalnych oraz zakładów przemysłowych. Podmiot ESCO zapewnia finansowanie przedsięwzięcia, natomiast spłata zobowiązań pochodzi z oszczędności w wydatkach na energię powstałych w związku z inwestycją. Realizacja przedsięwzięć z udziałem trzeciej strony może przybrać różne formy i została pozostawiona uznaniu stron. Dopuszczalna jest sytuacja, w której wybudowana instalacja będzie należała zarówno do inwestora, jak i firmy ESCO. Strony powinny zawrzeć w umowie zapisy regulujące formę rozliczenia partnerów,\nokreślić pod jakim tytułem podmiot ESCO będzie pobierał pożytki z eksploatacji instalacji, jakie jest maksymalne obciążenie odbiorców za energię, po jakim czasie nastąpi całkowite przekazanie instalacji zleceniodawcy itp. PARTNERSTWO PUBLICZNO – PRYWATNE\nPokrewnym sposobem finansowania inwestycji energetyki odnawialnej jest utworzenie spółki prawa handlowego, której udziałowcami są firma zewnętrzna oraz inwestor OZE. Spółka taka staje się właścicielem instalacji, obsługuje ją oraz osiąga dochody z tego płynące. Jest to forma szczególnie wygodna dla realizacji inwestycji w ramach partnerstwa publiczno-prywatnego, czyli przedsięwzięcia, którego stroną jest jednostka samorządu terytorialnego. JOINT IMPLEMENTATION\nWypada także wspomnieć o tzw. Projektach Wspólnych Wdrożeń z ang. Joint Implementation („JI”), które są jednym z trzech mechanizmów Protokołu z Kioto („Protokół”). Idea projektu JI sprowadza się do redukcji emisji gazów cieplarnianych poprzez inwestowanie w przyjazne środowisku technologie. Zapisy Protokołu zakładają, że możliwe jest przeprowadzenie wspólnej inwestycji przez podmioty pochodzące z dwóch krajów Aneksu I Protokołu (w tym Polski), natomiast uzyskana redukcja emisji CO2 jest dzielona proporcjonalnie do wkładu finansowego stron. Część środków na inwestycje pochodzi z tzw. funduszy węglowych, które są zainteresowane skupowaniem kredytów redukcji emisji CO2 . Owa premia węglowa jest formą wsparcia dla projektu OZE. W ramach Projektów Wspólnych Wdrożeń inwestorzy będą mogli ubiegać się o dodatkowy dopływ środków na inwestycje w wysokości co najmniej 5 Euro za 1 tonę ekwiwalentu CO2 zredukowanej emisji do atmosfery w latach 2008-2012. NFOŚIGW\nPowyżej pokrótce omówione zostały główne źródła finansowania inwestycji OZE za pośrednictwem rynków finansowych. Niemniej jednak największy udział w dofinansowaniu projektów OZE ma Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. NFOŚiGW jest państwową osobą prawną w rozumieniu Ustawy o finansach publicznych, a podstawy funkcjonowania NFOŚiGW zostały określone\nw ustawie Prawo ochrony środowiska Narodowy Fundusz stosuje 3 formy dofinansowywania:  finansowanie pożyczkowe (pożyczki udzielane przez NF, kredyty udzielane przez banki ze środków NF, konsorcja – czyli wspólne finansowanie NF z bankami, linie kredytowe ze środków NF),  finansowanie dotacyjne (dotacje nieinwestycyjne i inwestycyjne, dopłaty do kredytów, umorzenia),  finansowanie kapitałowe (obejmowanie akcji i udziałów w zakładanych bądź już istniejących spółkach). Wnioskodawcami ubiegającymi się o środki z Narodowego Funduszu mogą być: jednostki samorządu terytorialnego, przedsiębiorstwa, instytucje i urzędy, szkoły wyższe i uczelnie, jednostki organizacyjne ochrony zdrowia, organizacje pozarządowe (fundacje, stowarzyszenia), administracja państwowa, jak również osoby fizyczne. NFOŚIGW obsługuje zarówno środki krajowe jak i unijne. W NFOŚiGW obowiązuje uchwała Rady Nadzorczej 230/09 z 21.12.2009 regulująca zasady udzielania dofinansowania ze środków Narodowego Funduszu. Przyjmowanie i rozpatrywanie wniosków o dofinansowanie następuje na podstawie programu priorytetowego opracowanego zgodnie z w/w zasadami, listą priorytetowych programów, kryteriami wyboru przedsięwzięć i planem działalności NFOŚiGW. Aktualnie NFOŚIGW realizuje program w zakresie odnawialnych źródeł energii i obiektów wysokosprawnej kogeneracji. Część pierwsza dotyczy dofinansowania dużych inwestycji wpisujących się w cele:  zobowiązań wynikających z Traktatu o przystąpieniu Rzeczypospolitej Polskiej do Unii Europejskiej,  Dyrektywy 2009/28/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z 23.04.2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych,  Dyrektywy 2004/8/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z 11.02.2004 r. w sprawie wspierania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe na rynku wewnętrznym energii. Udzielanie dofinansowania dokonuje się w oparciu o Prawo ochrony środowiska, na warunkach określonych w Rozporządzeniu Rady Ministrów z 22.12.2006 w sprawie ustanawiania programu pomocowego w zakresie regionalnej pomocy publicznej na niektóre inwestycje w ochronie środowiska oraz Rozporządzeniu Komisji (WE) NR 1998/2006 w sprawie stosowania art. 87 i 88 Traktatu do pomocy de minimis. Program wdrażany jest na okres styczeń 2009 – grudzień 2015. Dofinansowanie opiera się na udzieleniu oprocentowanych pożyczek. Ekwiwalent\ndotacji zawarty w pożyczce nie może przekroczyć 30 proc. zdyskontowanych kosztów kwalifikowanych przedsięwzięcia i 20 mln zł. Kwoty udzielanych pożyczek wahają się od 4 mln do 50 mln zł i są udzielane na okres do 15 lat od pierwszej wypłaty, z oprocentowaniem zmiennym WIBOR 3M + 50 punktów bazowych. Możliwa jest karencja w spłacie rat kapitałowych liczona od daty wypłaty ostatniej transzy pożyczki, lecz nie dłuższa niż 18 miesięcy od zakończenia realizacji przedsięwzięcia. Wysokość pożyczki do 75 proc. kosztów kwalifikowanych przedsięwzięcia (minimalny koszt 10 mln PLN). Kosztami kwalifikowanymi są: koszty kwalifikowane do pomocy de minimis, jak przygotowanie niezbędnych projektów i dokumentacji, oraz kwalifikowane:  koszty nabycia gruntów,  koszty nabycia albo koszty wytworzenia nowych środków trwałych w tym: budowli i budynków, maszyn i urządzeń, narzędzi, przyrządów i aparatury, infrastruktury technicznej związanej z nową inwestycją,  koszt instalacji i uruchomienia środków trwałych,  koszt nabycia materiałów lub robót budowlanych, pozostających w bezpośrednim związku z celem przedsięwzięcia objętego wsparciem,  nabycie wartości niematerialnych i prawnych w formie: patentów, licencji, nieopatentowanej wiedzy technicznej, technologicznej lub z zakresu organizacji i zarządzania. Zarząd NFOŚiGW w uchwale o przyznaniu pożyczki określa warunki umorzenia, które może dotyczyć nawet 50 proc. kwoty pożyczki. Warunkami umorzenia jest terminowe osiągnięcie efektu rzeczowego i ekologicznego, terminowa spłata rat kapitałowych i odsetek oraz wywiązywanie się z obowiązku uiszczania opłat i kar stanowiących przychody NFOŚiGW. W ramach programu (wdrażanego do 31.12.2014r. z budżetem 560 mln zł) dla przedsięwzięć w zakresie odnawialnych źródeł energii i obiektów wysokosprawnej kogeneracji (Część 2), NFOŚiGW udostępnia środki Wojewódzkim Funduszom Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w formie pożyczki (do 35 mln dla jednego WFOŚiGW, ze stałym oprocentowaniem 1 proc. w skali roku i na okres do 12 lat), które to środki WFOŚiGW przeznacza na realizację przedsięwzięć przez ostatecznych beneficjentów, czyli podmioty realizujące przedsięwzięcie OZE. Aby starać się o dofinansowanie całkowity koszt inwestycji musi znajdować się w przedziale 0,5-10 mln zł. WFOŚiGW udziela dofinansowania w formie pożyczki oprocentowanej 3 proc. w skali roku, która może dotyczyć do 75 proc. kosztów kwalifikowanych przedsięwzięcia.\nPożyczka udzielana jest na okres do 10 lat z możliwą 18-miesięczną karencją w spłacie rat. NFOŚiGW realizuje również inny program wsparcia przedsięwzięć w zakresie odnawialnych źródeł energii i obiektów wysokosprawnej kogeneracji (Cześć 3) – dopłaty na częściowe spłaty kredytów bankowych przeznaczonych na zakup i montaż kolektorów słonecznych dla osób fi  zycznych i wspólnot mieszkaniowych. Wdrożenia Programu następuje w latach 2010-2014 przy alokacji środków 200 mln zł w latach 2010-2012 i 100 mln zł w latach 2013-2014. Przyjmowanie wniosków o dotację NFOŚiGW (wraz z wnioskami o kredyt) odbywa się w trybie ciągłym. Wnioski składane są w bankach, które zawarły umowy o współpracy z NFOŚiGW. W ramach tego programu można uzyskać dotację w wysokości 45 proc. kapitału kredytu wykorzystywanego na sfinansowanie kosztów kwalifikowanych przedsięwzięcia. Beneficjentami tego programu są wyłącznie osoby fizyczne posiadające prawo do dysponowania jednorodzinnym lub wielorodzinnym budynkiem mieszkalnym, które będą użytkować zakupione kolektory słoneczne; oraz Wspólnoty Mieszkaniowe instalujące kolektory słoneczne na własnych budynkach wielolokalowych (wielorodzinnych). Efekty realizowanych przedsięwzięć nie mogą być wykorzystywane w działalności gospodarczej.\nAUTORZY RAPORTU POMYSŁODAWCA I AUTOR RAPORTU\nKancelaria Mamiński & Wspólnicy rozpoczęła działalność w 1996 roku. Od momentu powstania Kancelaria nieprzerwanie poszerza zakres swojej działalności i zatrudnia wykwalifikowanych oraz doświadczonych prawników. Mamiński & Wspólnicy sp.k. jest od 2006 roku członkiem Polsko-Skandynawskiej Izby Przemysłowej. Jednocześnie jest od 2006 roku wyłącznym przedstawicielem na Polskę International Alliance of Law Firms – międzynarodowej sieci, starannie wyselekcjonowanych firm prawniczych, które specjalizują się w obsłudze biznesu i gwarantują swoim klientom usługi na najwyższym poziomie. W chwili obecnej International Alliance of Law Firms liczy 56 firm członkowskich, operujących w 40 krajach świata, co umożliwia globalną obsługę prawną klienta. Mamiński & Wspólnicy sp.k. została zakwalifikowana do udziału w LEGAL 500 – Europe Middle East and Africa – opracowania obejmującego informacje na temat 500 najlepszych kancelarii prawnych w Europie, na Bliskim Wschodnie oraz w Afryce. Zespół pracowników merytorycznych zatrudnionych w spółce Mamiński & Wspólnicy liczy 38 osób. Kancelaria specjalizuje w świadczeniu usług związanych z rynkiem paliw. Zapewniamy pomoc prawną związaną z obrotem i magazynowaniem paliw, składami podatkowymi i procedurą zawieszenia poboru akcyzy. Reprezentujemy podmioty w postępowaniu koncesyjnym przez Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki. Jednocześnie rozwiązujemy wszelkie problemy podmiotów operujących na rynku energetycznym. Doradzamy przedsiębiorstwom energetycznym przy wdrażaniu zmian w przepisach, które są konieczne w związku z dostosowaniem polskiego prawa do dyrektyw Unii Europejskiej. Świadczymy pomoc w negocjacjach i sporach z dostawcami oraz reprezentujemy Klientów w postępowaniach przed Urzędem Ochrony Konsumentów i Konkurencji. OBSZARY DORADZTWA:      \nPrawo spółek handlowych Prawo nieruchomości Prawo telekomunikacyjne Prawo autorskie Prawo administracyjne Prawo energetyczne\nPrawo zamówień publicznych Prawo karne gospodarcze Prawo spółdzielcze Prawo pracy Prawo finansowe Prawo procesowe\nM ARCI N M A M I Ń SK I partner, adwokat [email protected]\nMarcin Mamiński po ukończeniu w 1990 roku Wydziału Prawa na Uniwersytecie Warszawskim, rozpoczął aplikację adwokacką, organizowaną przez Okręgową Radę Adwokacką. Aplikację adwokacką odbył w latach 1991-1995. W trakcie trwania aplikacji, adwokat Marcin Mamiński odbył staż organizowany przez Paryską Izbę Adwokacką oraz ukończył podyplomowe Studium organizowane przez Duńską Radę Adwokacką: „Działania adwokata specjalizującego się w prawie gospodarczym w ramach Unii Europejskiej”. Adwokat Marcin Mamiński został członkiem Okręgowej Izby Adwokackiej w Warszawie w 1996 roku. W tym samym roku otworzył w Warszawie kancelarię adwokacką, która aktualnie działa jako Mamiński & Wspólnicy Sp. k. Adwokat Marcin Mamiński specjalizuje się w zakresie szeroko rozumianego prawa cywilnego i prawa handlowego oraz celnego, jest doradcą Polskiej Izby Celnej i Handlu Zagranicznego, doradcą parlamentarnym (opiniowanie aktów legislacyjnych), autorem kompleksowych analiz prawnych oraz audytów prawnych.\nM AR E K K I J OWS K I partner, adwokat [email protected]\nMarek Kijowski jest absolwentem Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Warszawskiego oraz Szkoły Głównej Handlowej w Warszawie. W latach 1995-1998 był również słuchaczem Polsko – Niemieckiego Forum Ekonomicznego organizowanego przez SGH oraz Uniwersytet w Duisburgu w Warszawie. W latach 1997-1999 studiował Volkswirtschaftslehre oraz Betriebswirtschaftslehre na Uniwersytetach w Goettingen, Frankfurcie nad Menem oraz w Heidelbergu. Z kolei w latach 20012005 ukończył studia doktoranckie na Wydziale Prawa i Administracji\nUniwersytetu Warszawskiego, w Katedrze Prawa Cywilnego. Aplikację adwokacką rozpoczął w 2003 roku przy Okręgowej Radzie Adwokackiej w Warszawie. W trakcie aplikacji pracował w kancelariach adwokackich zajmujących się obsługą klientów korporacyjnych oraz szeroko rozumianą obsługą działalności gospodarczej. W latach 2000-2003 pracował w kilku instytucjach finansowych (Powszechny Bank Kredytowy w Warszawie S.A., Dom Maklerski PBK S.A., Bank Przemysłowo-Handlowy PBK S.A. oraz CAIB Securities S.A.). Od lipca 2007 roku Marek Kijowski jest adwokatem wpisanym na listę Okręgowej Rady Adwokackiej w Warszawie. Marek Kijowski specjalizuje się w obszarach szeroko rozumianego prawa cywilnego i prawa handlowego. Zajmuje się obsługą klientów korporacyjnych, sporami sądowymi i audytami prawnymi. Prowadzi również sprawy karne gospodarcze. Dane spółki: Mamiński & Wspólnicy sp.k. z siedzibą w Warszawie KRS 0000254988 NIP 521-338-68-88 REGON 140527517\nDane kontaktowe: Al. Róż 7/4 00-556 Warszawa, tel./fax: +48 22 622 99 66 [email protected] www.marcinmaminski.com.pl\nPARTNER RAPORTU FIRMA E-PETROL.PL\ne-petrol.pl jest polską firmą analityczną i doradczą, specjalizującą się w dostarczaniu usług wspomagających handel paliwami w Polsce. Serwisy informacyjne e-petrol.pl są źródłem informacji o wydarzeniach na rynku paliw oraz przedstawiają aktualną sytuację w postaci rynkowych notowań transakcyjnych. e-petrol.pl rozwijając swój zakres kompetencji w dziedzinie prognozowania cen i zjawisk rynkowych przygotowuje na zlecenie klientów, bądź mediów specjalistyczne zestawienia dotyczące cen paliw oraz analizy rynkowe. Jako niezależna firma doradcza, zachowuje pełną neutralność wobec operatorów paliwowych i ich dostawców. e-petrol.pl swoje usługi informacyjne i analityczne udostępnia od 2001 roku za pomocą portalu internetowego, którego średnia miesięczna oglądalność waha się w przedziale 180-195 tys. odsłon, w związku z tym to optymalne miejsce do tego, aby wykorzystać je, jako nośnik reklamy i precyzyjnie dotrzeć ze\nswoim przekazem do uczestników rynku paliw i firm pośrednio związanych z handlem produktami petrochemicznymi w Polsce. Zespół analityków e-petrol.pl na początku każdego roku przygotowuje raport, który obejmuje swoim zakresem analizę wydarzeń, cen i tendencji obecnych na polskim rynku paliw w ciągu ostatnich 12 miesięcy. Publikacja przedstawia szereg interesujących analiz cen ropy naftowej, paliw konwencjonalnych, jak również obecnych na rynku paliw alternatywnych w postaci biopaliw oraz gazu propan-butan. Dane kontaktowe: e-petrol.pl sp. z o.o. ul. Legnicka 46a/11 53-674 Wrocław tel.: +48 71 787 69 70 fax: +48 71 787 69 96 e-mail: [email protected] www.e-petrol.pl\nReport "I ENERGETYCZNY W POLSCE"